Contra el tiempo para mantener la producción de crudos en México Fabio Barbosa Cano* En un reciente boletín de prensa, Pemex informó que, en apenas cinco meses del gobierno de facto de Calderón, ha asignado ya más de ciento veinte contratos para continuar o iniciar un conjunto de proyectos de desarrollo del Plan de Negocios de Pemex. El boletín asegura que el monto de las inversiones alcanza ya casi 50 mil millones de pesos. El boletín del 3 de junio de 2007, señala expresamente que “se asignaron 127 contratos... por un importe de 46 mil 765 millones de pesos” (www.pemex.com). La información es escueta y, como es tradicional, no desglosa las principales obras o los campos involucrados. Estas notas tienen el objetivo de ampliar la información sobre las áreas petroleras o los campos en los que se inician o continúan las inversiones. Pretendemos acercarnos a indicios de qué incrementos pueden esperarse en la producción de hidrocarburos en el futuro inmediato. Nuestras notas también incluyen las obras que arrancaron operaciones en los últimos meses del gobierno anterior y que corresponden al nuevo periodo de esfuerzos para compensar la caída de Cantarell. El recuento permitirá una aproximación al estado actual de las reservas y el potencial petrolero en México y poner al descubierto el doble discurso de Pemex que, por una parte, alarma a la población con el cuento de que solo hay petróleo para nueve años y, por otro lado, despliega una intensa actividad en cientos de campos y decenas de áreas petroleras del país. En la Región Norte, Sabinas y Burgos, el actual gobierno de Calderón, primero, ha licitado nuevos bloques, para continuar la producción de gas natural y, segundo, también ha emprendido obras importantes: el 15 de enero de 2007, se inició la construcción de dos nuevas plantas para el proceso de gas, en las cercanías de Reynosa, Tamaulipas. Se espera concluir en el segundo semestre de 2008; con estas nuevas obras, Pemex contará con capacidad para procesar mil 200 millones de pies cúbicos diarios adicionales. En la misma Región Norte, pero en campos de crudo y gas asociado de la vieja área Ébano-Tampico, apenas el 5 de abril de este 2007, el gobierno de Calderón ha lanzado ya la primera licitación para servicios de optimización y desarrollo de 400 pozos. Es un número muy elevado: cerca del 10 por ciento de los pozos petroleros de México; expresamente, la convocatoria señala: “400 pozos en operación en el sector Ébano-Pánuco-Cacalilao, del activo Poza Rica Altamira”. El ganador del contrato comenzará actividades en julio de este año y sus actividades se prolongarán por seis años (La prensa petrolera internacional informó: “Pemex Opens Poza Rica-Altamira Services Tender”; esta y otras informaciones que citaremos en este artículo pueden consultarse en el Banco de datos y Documentos sobre el Plan de Negocios de Pemex Exploración y Producción, IIEc-UNAM, Unidad de Investigación sobre Energía). La porción más importante del potencial petrolero de la Región Norte, se encuentra costa afuera. Desde finales del sexenio pasado se inició su reactivación y desarrollo. La versión del Plan de Negocios en 2003 incluyó más de diez prospectos y, en ese mismo año, se perforó exitosamente uno de ellos, el llamado Lobina y, tres años más tarde, el 28 de abril de 2006, concluyó la instalación de una nueva plataforma y arrancó operaciones el nuevo campo, del mismo nombre: Lobina, ubicado frente al puerto de Tampico. Un nuevo pozo exploratorio perforado en 2005 descubrió el nuevo campo Mejillón y, en ese mismo año, el pozo Merluza; también descubrió extensiones del viejo campo Arenque. De tal manera, pueden esperarse otros desarrollos e incrementos de producción en esa área en el corto plazo. Un poco más al sur tenemos la Faja de Oro que comprende una porción terrestre y otra marina. En ambas, desde el gobierno de Fox, se ha iniciado su reactivación. En la porción en tierra, en 2006, Pemex realizó un “reingreso” al campo Temapache-Núñez que había permanecido cerrado por medio siglo, y mediante las nuevas tecnologías de sísmica ha logrado desde finales de ese año de 2006 una nueva producción de 2 mil 700 barriles de crudo diarios. No es un caso aislado o fortuito: Pemex Exploración y Producción pregona con orgullo en su último reporte sobre las reservas que el caso “demuestra que existen áreas de oportunidad para la región en campos maduros”. En cuanto a la Faja de Oro Marina, nuevas perforaciones descubrieron, en 2004, extensiones de los campos Atún y Bagre. El profesor Rueda-Gaxiola, de la Unidad de Ciencias de la Tierra, de la ESIA-IPN, ha escrito que esos descubrimientos confirman “el gran potencial petrolero en algunas áreas del Golfo en el norte de nuestro país, es un acontecimiento de gran importancia para la economía de nuestro país y renueva el interés productor de hidrocarburos de la Zona Norte”. En octubre de 2006, se instaló la plataforma Bagre-C y en los meses siguientes se perforaron nuevos pozos, de tal manera, para el pasado mes de junio empezaron a llegar a las costas de Veracruz los primeros 4 mil barriles de aceite de ese nuevo campo en producción, Pemex espera elevar la producción en 8 mil barriles a finales de agosto de 2007. Por otro lado, Pemex cuenta con nuevas localizaciones de perforación como las llamadas: Delfín 1 y 2, Boquerón 1 y Sirena 1. El proyecto de nuevo desarrollo de La Faja de Oro Marina ha sido denominado en Pemex: Proyecto Cazones y también comprende la explotación de campos que por decenios se mantuvieron sin producir y el reingreso a campos que estaban cerrados y que la versión Fox del Bussines Plan, incluyó para su reactivación. Así, el 25 de agosto de 2006 se instaló una nueva plataforma para la explotación del campo Carpa que ha comenzado a enviar crudo y gas a las costas. Este campo fue descubierto en 1972 y esperó treinta y cuatro años para que se instalara la plataforma, tuberías y otros equipos que permitieran recuperar su producción. Las expectativas de que en esta área se presentarán nuevos desarrollos e incrementos de producción se apoyan en el hecho de que, de aproximadamente 25 (veinticinco) campos descubiertos solo han sido explotados la mitad, es decir, aproximadamente 12 campos han permanecido vírgenes. Al sur de la Faja de Oro Marina se ubica Lankahuasa. Es una nueva área entre Nautla y Vega de Alatorre, Veracruz. En sólo un sexenio pasó del primer pozo descubierto al arranque de producción. La versión 2006 del Plan de Negocios de Pemex, es decir, su reformulación por el gobierno de Calderón, que presentara en Houston, Texas, en agosto de 2006, propone realizar 62 nuevas perforaciones en Lankahuasa. El programa de construcción de plataformas en desarrollo comprende una plataforma más para esta área. Regresando a áreas terrestres de la Región Norte, tenemos a Chicontepec. El nuevo programa de desarrollo parte de la sectorialización y división en áreas y de una nueva estrategia que podemos llamar desarrollo por etapas, es decir, no están planeadas perforaciones masivas de 15 o 20 mil pozos, para el corto plazo. El gobierno
de Fox emprendió una primera etapa que comprendió tres campos: 1) Agua
Fría, 2) Coapechaca y 3) Tajín, con la perforación de 200 pozos, más la
terminación de otros 50. En esta primera fase, se han utilizado perforadoras
de pozos múltiples, de los que 178 han sido direccionales y 22 verticales.
Los nuevos equipos han permitido perforar
hasta 19 pozos en una hectárea de terreno y las innovaciones técnicas
logrado disminuir el tiempo de perforación de dos meses a sólo 10 o 12
días y abatir los costos a la mitad, de 25-30 millones de pesos, a 15-16
millones de pesos. El 3 de enero de este 2007, la nueva administración
de Calderón, lanzó una nueva licitación para continuar las actividades
en Chicontepec; la convocatoria señala las áreas Agua Fría, Coapechaca
y Tajín, ya mencionadas, e incluye, para “producir hidrocarburos”, a “las
áreas Amatitlán, Profeta, Tzapotempa y Vinazco y otras a lo largo de la
frontera entre Veracruz y Puebla” (“Mexican estate oil company Pemex’s
E&P launched on Tuesday an international Works and services tender
to produce at hydrocarbon wells in the Palocanal Chicontepec. The work will be carried
out in the areas of Agua Fría, Coapechaca, Tajin, Amatitlan, Profeta,
Tzapotempa, Vinazco and others along the border of Veracruz and Puebla
states, according to bidding rules” (Pemex Launches Paleocanal Works Services
Tender). Entre las empresas ganadoras de ese contrato se encuentra Swecomex, filial del Grupo Carso. En el párrafo anterior hemos subrayado el “área” de Amatitlán. En realidad, este es un campo descubierto desde los años setenta y que no fue reportado por Pemex en ningún documento. Reapareció súbitamente en los estudios sobre Chicontepec, realizados durante el sexenio pasado. Ahora, Amatitlán está registrado como el más importante de Chicontepec, por los volúmenes de recursos in situ, con reservas probadas, auditadas, de poco más de 900 millones de barriles. Ese campo encabeza la lista de los que ahora forman parte de la llamada Área Cinco de Chicontepec, junto con Humapa-Bornita y otros en el portafolio de inversiones. La Region Sur Carlos Morales Gil, director de Pemex Exploración y Producción (PEP), ha revelado que más de la mitad de los 64 proyectos, que PEP ha pasado a la cartera de inversiones, para compensar la caída de Cantarell, se encuentran en las cuencas del sureste, tanto en tierra como costa afuera. En el Istmo de Tehuantepec, la reactivación fue planeada y débilmente iniciada desde el sexenio de Zedillo. El programa fue anunciado como Cuichapa Profundo, porque se trataba de perforaciones que cruzaran cuerpos salinos abajo de los antiquísimos campos explotados desde antes de la Expropiación. Las perforaciones se iniciaron en el gobierno de Fox, con algunos pozos en los municipios de Moloacán y Cuichapa, los que seguramente resultaron improductivos, pues oficialmente no se ha informado sus resultados. No obstante, en 2006, al parecer se han conseguido los primeros resultados positivos, con el descubrimiento del nuevo campo Nelash en el Istmo de Tehuantepec. También existe un potencial en las extensiones marinas de la cuenca. Durante el sexenio de Fox se reemprendió el reingreso, a través del llamado Proyecto Coatzacoalcos. Entre 2001 y 2006 se han descubierto los siguientes nuevos campos: 1) Amoca, 2) Xaxamani, 3) Itla y 4) Poctli. Al oriente del istmo se ubica la Cuenca Comalcalco. El principal proyecto de rehabilitación en sus campos fue llamado El Golpe-Puerto Ceiba. El campo más importante del proyecto, el Puerto Ceiba, producía 2 mil barriles diarios antes del arranque; en 2001 había alcanzado 17 mil barriles diarios y para 2005 su producción fue de 77 mil barriles por día. Forman parte del proyecto otros ocho campos; en uno de ellos, el Tintal, se aplicó un sistema artificial de producción, como se denomina al bombeo mecánico o neumático, los resultados elevaron la producción de 2 mil a más de 70 mil barriles diarios. El mismo sistema de bombeo aplicado en el campo Paredón, un campo de la misma Región Sur, permitió elevar la producción de 25 a 300 barriles diarios, según informa PEP, en su último reporte de marzo de este año. Se trata de casos que citamos como ejemplo de las posibilidades de elevar la productividad y que no se extiende su aplicación por los seculares problemas de financiamiento. En el Área Reforma, en Tabasco y Chiapas, entre otros muchos, se desarrollan tres proyectos importantes 1) el de inyección de nitrógeno al complejo Antonio J. Bermúdez (AJB); 2) el de nitrógeno para Jujo-Tecominoacán y 3) el Proyecto Delta del Grijalva. El AJB, después de años de permanecer en espera, finalmente arrancó a finales de 2006. Un boletín de prensa de la compañía “Praxair”, ganadora de la licitación, informó que había firmado el contrato por quince años, para la construcción, operación y mantenimiento, de dos plantas. En un recorrido por los municipios de Centro y Huimanguillo, realizada en 2007, localizamos una de las plantas de nitrógeno entre Ocuapan y Mecatepec, aproximadamente a 2 kilómetros del primero y 14 kilómetros de la Cuidad de Huimanguillo. Las plantas están programadas para arrancar operaciones en diciembre de este año. La capacidad de producción de la planta para el complejo Bermúdez será de 195 millones de pies cúbicos de nitrógeno diarios y la que meterá presión a los pozos de Jujo-Tecominoacán de 95 millones de pies cúbicos; con esto, las dos plantas casi igualan a la que opera actualmente en Atasta, Campeche, para Cantarell. La inyección de nitrógeno es para represionar el yacimiento y facilitar la extracción. Gracias a descubrimientos recientes de extensiones, tanto en Samaria como en Jujo-Teco, ahora, Pemex ha elevado el número de pozos a perforar. Todavía en 2004 planeaba realizar 48 nuevas perforaciones, pero, en su más reciente reporte enviado a Washington, sede de la SEC, informa que planea perforar sesenta nuevos pozos. Estos cambios también modificarán las proyecciones sobre producciones incrementales que Pemex y la SHCP han elaborado. Dejando atrás los dos proyectos de nitrógeno y pasando al área Reforma en conjunto, finalicemos señalando que las perforaciones exploratorias del sexenio pasado descubrieron extensiones en los siguientes campos: Juspi, Giraldas, Sitio Grande y Agave. El director de la Región Sur ha informado que la suma de sus reservas alcanza unos 800 millones de barriles de crudo equivalente. En el sexenio de Fox, Pemex avanzó hacía el sur de la cuenca como parte de las actividades de lo que llamó Proyecto Sierra de Chiapas, donde descubrió el nuevo campo chiapaneco Malva, en Sunuapa, Chiapas. Como se sabe, de inmediato, en 2005, se le puso a producir, transportando con carros tanque su producción de 540 barriles diarios de crudos ligeros. El Proyecto Delta del Grijalva, comprende los campos Sen, Caparroso, Pijije-Escuintle, Escarbado, Luna-Palapa y Tizón. La optimización comenzó desde el gobierno de Zedillo. Las nuevas perforaciones realizadas en el sexenio de Fox han permitido el descubrimiento de extensiones del campo Sen, en 2003 y en el campo Tizón en 2004. En la Cuenca Macuspana también ha sido posible el reingreso a algunos pozos, la búsqueda de extensiones de la cuenca y el descubrimiento de nuevos campos. El proyecto
de rehabilitación comenzó desde el gobierno de Zedillo como parte del
Programa Estratégico de Gas y continuó en el gobierno de Fox, durante
el cual se descubrieron los siguientes campos: 1) Saramanko, 2) Shishito,
3) Guaricho, 4) Gubich, 5) Isiw, 6) Rasha y 7) Viche; adicionalmente, también
se han descubierto extensiones en Vernet. Algunos entraron en producción
de inmediato, como es el caso de Saramanko. Desde
el gobierno de Fox se inició el avance hacía los Pantanos de Centla, lo
que originó una controversia legal que llegó hasta la Suprema Corte de
Justicia y que, naturalmente, ganó el gobierno. Pemex reconoce que para
comienzos de este año, “sólo 29 pozos han sido puestos en operación” en
esa área, según publicó el Diario Olmeca, de Villahermosa, Tabasco,
el 13 de febrero de 2007. Calderón
continúa ese avance con nuevos proyectos, como los llamados Laguna Alegre
y Pradera Sur 3D; respecto al primero, se ha publicado que comprende 24
localizaciones de perforación, 10 en Palizada, Campeche y 14 en Jonuta,
Tabasco. Respecto al segundo, aunque se encuentra en la fase exploratoria,
podemos adelantar que la sismología 3D implica la perforación de 4 mil
625 pozos someros (30 metros de profundidad), en una superficie de 242
kilómetros cuadrados, de los que 150 kilómetros cuadrados se ubican en
los municipios de Jonuta y Centla, en Tabasco y 91 kilómetros cuadrados
en el municipio de Palizada, Campeche. Subrayamos el elevado número de
4 mil 625 puntos de explotación, de los que algunos se convertirán en
localizaciones de perforación. Para
concluir el apartado sobre los campos en tierra de la Región Sur, debemos
añadir otras informaciones que no precisan la cuenca o los campos específicos
en los que se desarrollarán las actividades, pero que nos anuncian nuevas
licitaciones para la región. El 14 de febrero de este año de 2007, Pemex
lanzó una nueva convocatoria para contratar perforaciones verticales,
direccionales y otras actividades. El ganador del contrato iniciaría operaciones
el pasado 1 de mayo de este año. La cuenca Macuspana en tierra comprende 7 mil 300 kilómetros cuadrados y sus extensiones en el mar comprenden mil 800 kilómetros cuadrados. En el sexenio anterior se descubrieron los primeros campos en esta nueva área marina: 1) Uchak, 2) Yetic, 3) Namaca, 4) Centli y 5) Teekit. Las grandes regiones marinas frente a Tabasco y Campeche La Región Marina Noreste (RMNE). Fue largamente anunciado que el yacimiento Cantarell declinaría y que se preparaba a KZM para reemplazar parcialmente los enormes volúmenes que se perdían. Al comenzar el sexenio de Fox, KZM producía 250 mil barriles diarios; para noviembre de 2006, al concluir esa administración, gracias a la nueva plataforma Ku-M, había alcanzado ya casi medio millón de barriles diarios. Apenas comenzado el gobierno de Calderón arribó a la Sonda de Campeche la gran plataforma Ku-S, la cual arrancó operaciones el 3 de marzo de este 2007. Días más tarde, entró a las aguas mexicanas del Golfo de México, después de una travesía de 41 días proveniente de los astilleros de Singapur, donde fue construida, una unidad flotante, dotada de instalaciones para mezclar crudos y embarcarlos para la exportación, llamada “El señor del Mar”, FPSO por sus siglas en inglés. Así concluyó una campaña de rumores y de propaganda, que ponía en duda el potencial de KZM. Como se recordará, se había desplegado una embestida mediática asegurando la imposibilidad de mezclar los crudos de KZM (Ku, 21 grados API y Zaap y Maloob, 13 grados API), que no había cantidades suficientes para la mezcla o que no se alcanzaría la meta de 800 mil barriles diarios, etcétera. El FPSO, como se denomina a la unidad flotante de mezcla, almacenamiento y embarque, comprende algunas innovaciones tecnológicas, fue comprada a una empresa noruega y hasta la prensa petrolera internacional se manifestó segura de que en los próximos años se alcanzará en KZM una producción de 800 mil barriles diarios. También en la RMNE se han descubierto nuevos campos. Al concluir el sexenio de Vicente Fox la situación es la siguiente: entre los dos activos de la región (Cantarell y KZM), ahora existen 23 campos, de los cuales diez están vírgenes, la mayoría nuevos descubrimientos en espera de arranque de producción. En el activo
Cantarell, tenemos uno: el nuevo campo Utan. Al comenzar 2007 en Cantarell
existen dos campos sin producir: además de Után el otro es Takín, con
muy escasa reserva. En el activo KZM, los campos nuevos, que aún no entran
en operación, son: 1) Baksha, 2) Numan, 3) Pohp, 4) Ayatsil, 5) Kayab y 6) Tson. Los
tres primeros se ubican al norte de Maloob. Al comenzar 2007, en el activo
KZM, también permanecían sin producir, además de los señalados el Zazil
Ha. Adicionalmente, en 2003, el pozo Pakal descubrió extensiones en Ku,
parte del complejo KZM y, en 2005, un nuevo pozo, el Pit-1, descubrió
extensiones de Baksha. Los
nuevos campos apoyan las expectativas de nueva producción incremental.
Desde luego, Cantarell será irremplazable pero ya está, y seguirá siendo,
parcialmente compensado. Las inversiones realizadas por Pemex en KZM,
pretenden mantenerse en operación para los siguientes quince años, como
el contrato de alquiler, con opción de compra, del “Señor del Mar”. Contra
la visión que algunos pregonan de que la fiesta terminó y las luces han
empezado a apagarse, los planes de Pemex son de continuar una intensa
actividad. Las
verdaderas expectativas de la empresa podemos conocerlas por los reportes
que Pemex envía a Whashington para la SEC de Estados Unidos. En 2001,
Pemex informó a la SEC que en KZM tenía 40 pozos produciendo y planeaba
perforar 64 pozos; en el último informe que Pemex envió a Estados Unidos,
apenas en junio de 2006, le informó que tenía 62 pozos produciendo y planeaba
perforar 103 nuevos pozos. Ahora, Calderón aumentó el número de pozos
a perforar a 118: “el proyecto KZM contempla la perforación de 112 pozos
de desarrollo, más seis inyectores (PEP, “La evolución del negocio. Balance
2001-2006”, Pemex, noviembre de 2006, México). Para realizar el programa
completo, el plan incluía originalmente la instalación de 16 nuevas plataformas,
ahora se han agregado dos más, de tal modo el nuevo plan pretende instalar
4 plataformas de producción, 8 de perforación, 4 habitacionales, una de
enlace y una más de telecomunicaciones. La
Región Marina Suroeste (RMSO), revertió su declinación en 2005 y, en los
últimos dos años, ha logrado mantenerse en alrededor de los 400 mil barriles
diarios. Este obedece a que algunos campos inscritos en el Programa de
Crudo Ligero Marino pertenecen a la RMSO, como Ixtal y Manik, entrarán
en operación desde 2005. En Ixtal se descubrieron hidrocarburos desde
1994, empero el campo se mantuvo cerrado por invasión de agua; a fines
del sexenio pasado se corrigió el problema perforando un nuevo pozo en
una sección más arriba de la estructura. Desde 2005, el campo está produciendo
17 mil 500 barriles diarios de crudo de 32 grados API y casi 26 millones
de pies cúbicos de gas diarios. Para Manik se encuentra en construcción
una plataforma en Tuxpan. En la RMSO se
han descubierto los siguientes campos nuevos: 1) Chukua, 2) Akpul, 3)
Hap, 4) Tel, 5) Winak, 6) Pokoch, 7) Tumut, y 8) Wayil, así como extensiones
de los campos Misón y Chuc. Pasemos ahora a otra área importante, llamada Litoral Tabasco. Al comenzar el sexenio de Fox, comprendía los siguientes 17 campos: Alux, Ayín, Bolontikú, Citam, Hayabil, Kab, Kax, Kix, Kopó, Makech, May, Mison, Och, Sinán, Uech, Yaxché y Yum. Fox los recibió absolutamente intactos, no habían producido un barril de crudo ni una molécula de gas, con excepción de tres. Se inició el desarrollo de una primera parte de estos campos hasta bien entrado el sexenio, comprendiendo las primeras ocho plataformas frente a Tabasco: cuatro para Sinán, dos para May, una para Yaxché y una más para Citam. Estamos seguros que esta fase aún no concluye, es decir, que aún no se instalan todos los equipos y, no obstante, ocho plataformas son absolutamente insuficientes para la explotación del gran conjunto de campos viejos y nuevos frente a las costas de los municipios de Centla y Paraíso. Una segunda etapa comprenderá la explotación de otros campos, algunos no incorporados en la primera etapa y otros recientemente descubiertos. Sólo en el sexenio de Fox, entre los nuevos campos descubiertos podemos señalar los siguientes: 1) Kopó, 2) Homol, del que se han descubierto extensiones en 2006, 3) Nak, 4) Etkal, y 5) Xanab. En 2006, el pozo Yaché-101 descubrió nuevas extensiones del campo del mismo nombre; de inmediato, el actual gobierno lanzó (4 de abril de 2007) una nueva licitación para otra plataforma para Yaxché. Según las bases de la licitación, perforará cuatro nuevos pozos; el ganador comenzará a perforar el próximo julio. Dos semanas más tarde lanzó una nueva convocatoria para licitar una plataforma semisumergible para perforar tres pozos más en Sinán. Las actividades comenzarán también el 30 de julio y tendrán una duración de 210 días. Las aguas profundas del Golfo de México son la nueva “joya de la corona”. La última evaluación de Pemex sitúa en casi 16 mil millones de crudo y 30 billones de pies cúbicos de gas natural los recursos que espera descubrir. Aunque el programa estuvo suspendido ahora se ha reanudado. Sea como fuere, todos los proyectos en el Golfo de México profundo, aún comenzando en este año, aportarán producción para el segundo decenio del siglo XXI. Hacia una vision de conjunto La información que hemos examinado permite concluir que los recursos de hidrocarburos de México no presentan una situación de agotamiento inminente, sobreviviendo en el último decenio de su existencia, con sólo dos o tres proyectos en su futuro y con la remota esperanza de que con el apoyo de capital y tecnología extranjera se realicen descubrimientos en las aguas más profundas del Golfo de México. Hemos repasado alrededor de veinte áreas petroleras. Doce de ellas maduras, es decir, en etapa de declinación, pero con posibilidades de reingresos a pozos y rehabilitación de campos aplicando sistemas de producción artificial o métodos de recuperación secundaria o terciaria. Hemos demostrado con los nombres y fechas que, no obstante, su antigüedad en todas esas cuencas maduras se han descubierto extensiones de campos y algunos campos nuevos. Asimismo, hemos descrito nueve áreas que se encuentran vírgenes o sólo apenas iniciada su explotación, como las extensiones costa afuera de Burgos, la Faja de Oro Marina, Lanka-huasa, Salina costa afuera, Macuspana Marino y Litoral Tabasco. Por otro lado, al comenzar mayo de 2007, se encontraban 46 equipos perforando en el Golfo de México. El programa de construcción de 32 plataformas marinas será insuficiente para explotar ese potencial petrolero y, sin duda, será ampliado. Hemos repetido constantemente que en todas las cuencas maduras se encuentran campos pendientes de desarrollo, algunos muy antiguos como los de la Faja de Oro Marina, “en espera” desde los setenta o los de Litoral Tabasco, “en espera” desde los noventa. Ahora bien, es importante subrayar que todo este potencial no se expresa en las estadísticas oficiales de las reservas probadas. ¿Por qué no se habían explotado en el pasado esos campos a los que nos hemos referido? En Pemex se les ha llamado “campos marginales”, una excelente definición explica que no se desarrollaron porque había otros más rentables. La mejor definición de los campos marginales de México la ha ofrecido el Dr. Luis Roca Ramisa, director en México de Schulmberger: “Los campos maduros y/o marginales en México se definen como aquellos campos donde el margen de utilidad es rentable pero no suficientemente competitivo con otros proyectos en la cartera de inversiones de Pemex Exploración y Producción. El concepto de madurez y/o marginalidad es dinámico, es decir, puede ser temporal en función de las condiciones del mercado y nivel de costos de extracción y producción. En EU, se considera como maduro y/o marginal, aquellos campos de aceite con producciones inferiores a 10 barriles diarios por pozo (Ingeniero Antonio Narváez de PEP y Dr. Luis Roca Ramisa, de Schlumberger Oilfields Services, “Reactivation of Mature Fields in Northern Mexico”, artículo presentado en la IV E-Exitep, 20-23 de febrero de 2005, Veracruz, México), es decir, que Cantarell, un caso excepcional, anuló la rentabilidad relativa de otros proyectos. Es otra forma de expresar el potencial petrolero de este país. En el periodo reciente, la inversión fue orientada hacia la exploración y desarrollo de la producción de gas natural y crudo ligero. Los campos descubiertos en el sexenio pasado, en las cuencas de gas no asociado (Burgos, Veracruz y Macuspana), suman 112, de un total de 174 nuevos campos o extensiones de campos existentes. Este explica que la producción nacional de gas esté creciendo continuamente alcanzando los volúmenes más altos en la historia de este país. En los últimos meses, la producción de gas alcanzaba ya 6 mil millones de pies cúbicos diarios. La producción de crudos pesados está disminuyendo, pero la producción de crudos ligeros se ha incrementado, pasando de 659 mil barriles diarios, en 2001, a 830 mil barriles diarios en 2006. La producción de superligeros ha revertido su declinación y, de 135 mil barriles diarios en 2004, se ubicó en 180 mil en 2006. La producción de crudo pesado está disminuyendo porque Cantarell está en franca declinación, pero los nuevos proyectos han permitido que la producción perdida por el viejo gigante fatigado, esté siendo sustituida con nueva producción, de los proyectos en curso. La información sobre el comportamiento de Cantarell ha sido objeto de manipulación. Eludiendo por falta de espacio ese tema, aceptemos que “Cantarell registra una pérdida de alrededor del 20 por ciento con respecto a su máxima producción”. En contraste, la producción nacional, ha caído del pico en 2004, a 2006, en 127 mil barriles, que equivalen al 3.7 por ciento. Para ilustrar los datos de la producción nacional incorporamos el cuadro 1.
Fuente: Indicadores Petroleros (www.pemex.com)
Sin pretender minimizar la importancia de esa caída creemos que no es correcto calificarla como un “derrumbe” o una “catástrofe”, de la que sólo puede salvarnos la inversión extranjera. El discurso gubernamental sobre el “agotamiento de las reservas”, que inició Fox, ha tomado ahora formas ridículas como las expresiones de que “el destino ya nos alcanzó” de Agustín Carstens en la presentación de los Criterios de Política Económica, en el que insistió en que la duración de las reservas es sólo de nueve años. “En cierta manera el destino ya nos alcanzo”, dijo Agustín Carstens, pero enseguida añadió: que era necesario dar capacidad financiera a Pemex para que mantenga sus niveles de producción e incluso los aumente”. Esas contradicciones en el discurso oficial descubren que lo que buscan en realidad, son formas de financiamiento para detonar los vastos recursos de este país. Conclusiones Este país dispone de un potencial petrolero importante, pero no se trata de volúmenes que de inmediato puedan extraerse. Siguiendo la información de que disponemos sobre los proyectos en el Plan de Negocios, podrían esperarse nuevas caídas de la producción nacional, aunque en porcentajes pequeños, entre el 2 y 3 por ciento; no se trataría de desplomes dramáticos. Según el actual gobierno, la nueva versión del “Portafolio de Inversiones” puede soportar una producción de crudo de 3.4 millones de barriles diarios, en promedio, de este año de 2007 a 2021”. Hoy, México se encuentra en el umbral de un momento decisivo. La llaman la “reforma energética”; no se trata de una privatización tipo “Teléfonos de México”, sino de cambios en reglamentos, legislación secundaria o del artículo 27 Constitucional, que permitan inversión extranjera para detonar el potencial petrolero de México. Pemex no desaparecería; simplemente operaría en una “asociación estratégica”, con distintas empresas privadas nacionales y extranjeras. La clase política está formado una coalición que aceptaría un esquema de reparto de las ganancias petroleras, digamos 70 a México y 30 por ciento a los extranjeros, para, como dice Carstens, “mantener e incluso aumentar sus niveles de producción”. En ambas cámaras del Congreso de la Unión los acuerdos están muy avanzados, el temor a la reacción popular es lo único que los detiene. Por el momento, la batalla está librándose para convencer a la opinión pública de que no pretenden privatizar, sino una simple e inocua apertura, una “asociación estratégica” que les permita obtener financiamientos y nuevas tecnologías. * Investigador del Instituto de Investigaciones Económicas, Universidad Nacional Autónoma de México (correo electrónico: fabiobarbosa_cano@hotmail.com). |
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