Se dice fácil, pero alcanzar una producción de 2.697 millones de barriles de petróleo por día en 2024 no será nada fácil, hoy sólo llega a 1.675. El gobierno de Andrés Manuel López Obrador se echó a cuestas un compromiso muy difícil de cumplir, por no decir imposible. Esa ambiciosa meta significa, groso modo, que en cinco años la producción tendrá que aumentar un millón de barriles diarios para detener la declinación y otro millón para alcanzar el nivel prometido. En total, se tendrán que conseguir dos millones de barriles diarios adicionales. México consiguió esa proeza hace 50 años porque había descubierto varios yacimientos gigantes. Hoy no es el caso. La madurez del acervo geológico se traduce en una gama de yacimientos medianos y pequeños, cuya producción y rentabilidad es incierta.
Los malos manejos de los gobiernos neoliberales llevaron a la sobre explotación de Cantarell, el generoso mega yacimiento que fue la base de la producción nacional durante cuatro décadas, el cual no se utilizó para crear desarrollo sino para financiar la corrupción y el dispendio. Pemex logró alcanzar una producción record de 3.4 millones de barriles diarios en 2004, pero en las prisas por entregar el dinero que le exigía la hacienda pública hirió de muerte al gigantesco yacimiento. Desde entonces han pasado seis directores generales sin que nadie haya podido revertir la tendencia. El más afortunado logró frenar la caída echando mano de Ku-Maloob-Zaap, sin embargo, una vez iniciada la declinación del segundo campo más importante del país, el desplome de la producción ha sido irrefrenable. Para mayor infortunio, después de la reforma energética el gobierno dejó de invertir en el desarrollo de nuevos campos para acelerar la transferencia de activos al sector privado mediante farmouts, migraciones y la devolución de asignaciones para que fueran colocadas en las subastas convocadas por a CNH.
El director de Petróleos Mexicanos, Octavio Romero Oropeza, optimista como sus predecesores, asegura que ya logró detener la caída de la producción y en adelante será creciente. Esa apreciación se basa más en el ánimo de cumplir promesas de la 4T que en los datos duros de la geología, la ingeniería y la economía petrolera.
De acuerdo con el nuevo plan de negocios, la estrategia para cumplir las metas de producción y renovación de reservas consiste, primero, en intensificar la exploración para descubrir nuevos yacimientos; segundo, desarrollar los hallazgos a máxima velocidad; tercero, aumentar el factor de recuperación de los hidrocarburos in situ y; cuarto, mejorar la operación cotidiana. Son cuatro ejes de actuación que permitirán transformar recursos en reservas, reservas probables y posibles, en reservas probadas y éstas últimas en producción, bajo la premisa de que el precio del petróleo se mantendrá en los niveles actuales.
La exploración será focalizada en tierra, aguas someras y alrededor de los yacimientos productores para aumentar la probabilidad de éxito geológico y comercial. No se excluye aprovechar oportunidades en plays y áreas frontera, es decir, en aguas profundas e hidrocarburos no convencionales. Se optimizará el desarrollo y la explotación de yacimientos en Chicontepec e incrementará la producción de gas no asociado. En materia operativa, la propuesta consiste en elevar la eficiencia, reducir costos, asegurar la continuidad de los procesos, sistematizar operaciones, asimilar tecnología de punta y aplicar las mejores prácticas.
La puesta en marcha de la estrategia petrolera arrancó con el desarrollo de 22 campos, 18 en aguas someras y cuatro en tierra. Sólo dos yacimientos cuentan con reservas probadas superiores a 100 millones de barriles, los demás son campos pequeños de entre 5 y 50 millones, cuya rentabilidad sólo será posible, en la mayoría de los casos, disminuyendo la tasa de descuento por debajo de los estándares internacionales. Esos campos entregarán una producción máxima de 320 mil barriles diarios de petróleo crudo en 2021 y 206 millones en 2024, apenas el diez por ciento de los dos millones de barriles que se necesitan para cumplir la meta prometida en 2024. Claro, es sólo el comienzo. Es la prueba de que se puede hacer algo distinto y sin necesidad de un director formal, porque Pemex Exploración y Producción sigue sin capitán, tampoco hay encargado de despacho (bit.ly/2PC5lAF).
Para el desarrollo acelerado de los 20 campos se operó una simplificación regulatoria, contractual y constructiva. La Secretaría de Energía le pidió a la CNH reducir sustancialmente el periodo de presentación, evaluación, aprobación y modificación de los proyectos (bit.ly/2NJTwWz). Por su parte, Pemex retomó los contratos de servicios integrales de exploración y extracción (CSIEE) diseñados durante la administración de Enrique Peña Nieto, los cuales se inscriben en la línea de continuidad de los contratos de servicios operativos, que iniciaron con los contratos de servicios múltiples (CSM) de Vicente Fox y los contratos integrales de exploración y producción (CIEPS) de Felipe Calderón. En los CSIEE se remunera al contratista mediante cinco tarifas asociadas a los gastos operativos y al volumen de producción; en tres años se firmarán 40 contratos de este tipo. Pemex también retomó la figura de “clúster”, desarrollada durante el sexenio peñista, la cual consiste en agrupar varios campos petroleros en un solo contrato, de esa manera, los 20 campos nuevos fueron agrupados en 5 clústeres, asignando por invitación a las empresas Marinsa, Grupo R, Mexoil, Perfolat y Opex. Finalmente, aunque Pemex considera una innovación, lo cierto es que retomó el esquema calderonista de incentivar los servicios de perforación, partiendo el contrato en dos fases, donde la segunda fase se otorga a los mejor calificados de la primera fase. Ojalá fuera distinto, pero no se ve nada nuevo en el horizonte. Pemex intentará lo que ya intentó sin grandes resultados.
Pero bueno, Pemex considera que puede conseguir una producción incremental de un millón de barriles mejorando la explotación de los campos existentes, mediante la reducción de la declinación, el incremento del factor de recuperación en campos maduros, la reparación y terminación de pozos y la aplicación de una batería de mejoras operativas. Con esas medidas se pretende estabilizar la producción en alrededor de 1.7 millones de barriles. Es un reto enorme, pero lo más difícil será obtener un millón de barriles provenientes de yacimientos que aún no se descubren.
El problema con los ingenieros petroleros que convencieron a la 4T es que su estrategia no reposa en reservas probadas certificadas, es decir, reservas con una 90 por ciento de probabilidades de extraerse. Sus estimaciones reposan en petróleo no descubierto (recursos prospectivos) y reservas 3P, es decir, en acumulaciones de petróleo con muy baja probabilidad de ser transformadas en producción.
Una cosa muy distinta sería si la estrategia estuviera basada en reservas probadas, es decir, reservas que provienen de yacimientos conocidos, que pueden ser extraídas de manera rentable con tecnologías convencionales en las condiciones económicas del momento, con apego a las regulaciones oficiales y el régimen fiscal vigente. Es petróleo con alto grado de certidumbre de transformarse en petróleo comercial, flujo de efectivo y activo bancable. Son las reservas que realmente valen para el sistema financiero y sus calificadoras de riesgo.
Las reservas 3P en cambio sólo tienen el diez por ciento de probabilidad de extraerse, razón por la cual la Comisión de Valores de los Estados Unidos no las admite en los análisis financieros de las compañías que emiten deuda en los mercados de capital de ese país. Y los recursos prospectivos ni siquiera se consideran reservas pues son acumulaciones que aún no se descubren; se infieren de estudios geológicos y geofísicos, pero no se han estimado directamente mediante perforaciones, y la perforación de pozos es, hasta la fecha, la única manera de saber si hay petróleo. No omito recordar que Pemex no ha tenido recursos suficientes para explorar porque la SHCP se los ha negado.
Pemex cuentan con reservas probadas por 7 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, sin embargo, no están concentradas en un yacimiento super gigante, al contrario, están dispersas en los diferentes campos en producción. Ese monto y dispersión impide transformarlas en dos millones de barriles por día en cinco años. Es cierto que se podría extraer una fracción importante pero no en la cuantía necesaria para cumplir la meta prometida. El presunto as bajo la manga de los ingenieros petroleros de la 4T son las reservas 3P (20 mil 500 MMbpce) y los recursos prospectivos convencionales (15 mil 700 MMbpce), que requieren cuantiosas inversiones en exploración, que deberá asumir el gobierno federal porque ningún banco presta para explorar.
Con la difícil situación financiera por la que atraviesa Pemex vale la pena preguntarse si habrá dinero suficiente para respaldar el programa de exploración, desarrollo y explotación 2019-2024. Pemex Exploración y Producción estima que necesitará 116 mil millones de dólares (mdd), pero el Plan de Negocios de Pemex sólo prevé 89 mil mdd. En cualquier caso, esos recursos compiten contra otras inversiones de la empresa, pero sobre todo contra el pago de la deuda y los impuestos. Ya casi trascurre el primer año de gobierno y el régimen fiscal sigue siendo tan pesado como durante la pasada administración. Ni el Ejecutivo federal ni el Congreso han sido muy diligentes en bajarle la carga fiscal a Pemex. A la incertidumbre geológica se suma la incertidumbre fiscal, presupuestal y financiera.
Para no generar falsas expectativas convendría que estableciera escenarios de producción que tomaran en cuenta explícitamente consideraciones sobre la geología, el precio del petróleo y los recursos de inversión disponibles. Tales escenarios fijarían un intervalo de producción que tendría más objetividad que una meta voluntarista e inamovible cuya concreción se basa a final de cuentas en un acto de fe.
(Víctor Rodríguez Padilla, Coyoacán, 31 agosto 2019).
