Busca México modernizar la producción de petróleo y gas

Los ingresos petroleros podrían caer agudamente en años venideros, amenazand la sustentabilidad de las finanzas públicas y las cuentas externas

Incluso si Pemex se las arregla para incrementar la producción de nuevos campos, otros más antiguos comenzarán a debilitarse

Economist Intelligence Unit/The Economist

Durante el periodo julio-agosto la producción de crudo mexicano promedió 3.2 barriles por día (b/d), 5.2% debajo de los niveles registrados en el segundo trimestre y 4% más bajos que los del tercer trimestre de 2004. En gran parte, esta disminución se debe a la suspensión de la producción en el Golfo de México a consecuencia del mal clima. Por otra parte, la producción de gas natural permaneció en casi 135.9 millones de metros cúbicos (m3) por día durante los primeros dos meses del primer trimestre, cantidad similar al promedio del periodo previo.

Durante julio-agosto el superávit comercial de hidrocarburos totalizó 4 mil 500 mdd, 500 millones más alto que en abril-mayo, y 2 mil 100 mdd por arriba de lo registrado en el mismo periodo de 2004, resultado, en lo esencial, de los altos precios del petróleo. En agosto, la mezcla mexicana de crudo promedió 50.7 dólares por barril, un incremento de 50% respecto del mismo mes de 2004. En julio-agosto el precio fue de 48.5 dólares por barril, 21% por arriba del registrado durante abril-mayo (40 dólares por barril).

El sector petrolero de México es uno de los más importantes de la economía. Tradicionalmente proporciona cerca de un tercio de los ingresos fiscales; sin embargo, en el periodo enero-agosto, debido a los altos precios del crudo, representó más de 35%. Aunque en el periodo enero-agosto las ventas de petróleo representaron sólo 14% de los ingresos (abajo del 60% registrado en la década de los ochentas), es un incremento del triple respecto de finales de los años noventa, cuando los precios del crudo eran de un solo dígito.

La importancia del petróleo en la balanza comercial es significativamente mayor de lo que estas cifras podrían sugerir. El déficit comercial de 9 mil 600 mdd registrado en el lapso de 12 meses que terminó en agosto crecería a casi 38 mil 500 mdd si se excluyera el petróleo. Las ganancias por exportación de Pemex siguen siendo una fuente crucial de divisas extranjeras para el gobierno mexicano. Entre enero de 1998 y septiembre de 2005, el Banco de México acumuló alrededor de 50 mil mdd en divisas; en el mismo periodo, la afluencia de divisas relacionada con Pemex representó 85 mil 700 mdd. En los 12 meses que terminaron en septiembre, las reservas netas del Banco de México en divisas extranjeras crecieron en 7 mil 700 mdd y la afluencia derivada de Pemex ascendió a casi 16 mil 500 mdd. Pemex emplea aproximadamente 140 mil trabajadores, casi 3% del empleo total del sector público y más de 1% del total del empleo formal del sector privado. Esto hace que el sindicato de Pemex sea uno de los más importantes e influyentes del país.

Ante las actuales tasas de producción y la falta de descubrimientos de nuevas reservas, los ingresos petroleros mexicanos podrían caer agudamente en los años venideros, amenazando la sustentabilidad de las finanzas públicas y las cuentas externas. Para cumplir con las nuevas pautas de la Comisión de Valores y Cambios de EU (que requiere que las reservas "probadas" se encuentren comprometidas para exploración a corto plazo), Pemex, al igual que otras compañías petroleras, tuvo que modificar el método de calcular reservas. Esto derivó en un desplome de las cifras de reservas de Pemex en septiembre de 2002. De acuerdo con esta información, las reservas probadas cayeron de 30 mil 800 millones de barriles en 2002 a 18 mil 900 millones en 2004, en tanto las reservas posibles y probables se incrementaron de 22 mil 100 millones b/d en 2002, a 29 mil 100 millones b/d en 2004.

Para incrementar sus reservas México necesita invertir en la exploración y modernización de campos de operación. Mientras 66% de los ingresos de Pemex son absorbidos por el gobierno federal a través de impuestos, la Constitución restringe severamente el alcance de la participación privada. En consecuencia, ante la falta de reformas estructurales, las perspectivas para el desarrollo de nuevos proyectos son limitadas. Sin embargo, el influyente sindicato de Pemex parece decidido a impedir el avance de las reformas que se requieren.

Los problemas de Cantarell

La mayor incertidumbre es la que se relaciona con el complejo Cantarell, el cual comprende cinco campos petroleros y representa cerca de 60% del total de la producción de crudo. Sin embargo, entre el principio de la década de 1980 y mediados de los noventa, la producción de Cantarell disminuyó de casi mil 200 millones de barriles por día a poco menos de 900 mil. Para incrementar la producción, en 1997 el gobierno se embarcó en un proyecto de inyección de nitrógeno mediante un contrato para construir una planta de nitrógeno criogénico que ayuda a mantener la presión durante el proceso de extracción. Después, la producción de Cantarel se reanudó y tendió al alza, alcanzando casi 2 mil 200 millones b/d en 2004. No obstante, comenzó a disminuir de nuevo a principios de 2005: en el primer semestre promedió menos de 2 mil 100 millones b/d. El organismo subsidiario Pemex Exploración y Producción anunció que la producción de Cantarel podría reducirse en forma marcada a partir de 2006, en un porcentaje de casi 14% anual. En 2008 podría ser sólo de un millón b/d. Esto implicaría una pérdida de 30% de la producción total de crudo y, a un precio de 30 dólares por barril, una caída en ventas de casi 11 mil mdd.

Para compensar la caída en la producción de Cantarell, Pemex anunció el 5 de agosto que en lo que resta de la presente administración invertirá 60 mil millones de pesos (5.6 mil mdd) en un complejo conocido como Ku-Maloob-Zaap, en la sonda de Campeche, cerca de Cantarell. El complejo, descubierto en 1979, tiene reservas estimadas en 5 mil millones de barriles. En julio produjo 350 mil b/d de crudo y 5 millones de metros cúbicos de gas natural. Pemex considera que el complejo producirá alrededor de 800 mil b/d de crudo y 9.3 millones de metros cúbicos de gas natural a finales de la década. El proyecto requiere de casi 200 km de tuberías para conectar el complejo con las instalaciones existentes y, de manera adicional, 99 pozos para producción y cuatro para la inyección de nitrógeno.

La autoridades también proyectan construir un almacén para la producción flotante y una unidad de descarga para procesar casi 200 mil b/d de crudo y 3.3 millones de metros cúbicos de gas. Se estima que la inversión que requerirá el proyecto ascenderá a 125 mil millones de pesos (11 mil 700 mdd), que serán financiados vía Pidiregas. Las compañías involucradas son: SBM-Imodco (EU), Bluewater Energy, Modec International, Kiewit Engineering Services, Horizon Offshore and Wood Group, Bergesen Offshore (Noruega), Prosafe Production and Aker Maritime, Maersk (Dinamarca) y Saipem (Italia). En mayo se autorizaron 18 propuestas para la construcción de plataformas marítimas, que se asignaron a empresas mexicanas a través de contratos de servicios múltiples.

Además, Pemex planea invertir entre mil 500 mdd y 2 mil mdd en exploración en los campos petroleros existentes, como Crudo Ligero Marino y, de manera principal, en Chicontepec, donde se han perforado casi 300 pozos en los últimos dos años, así como en otros campos como Abkatún-Pol-Chuc. De acuerdo con funcionarios de Pemex, el actual programa de exploración permitirá a la paraestatal incrementar su tasa de sustitución de reservas a 100% en 2010. Otras opciones comprenden la exploración en aguas profundas; en 2004, Pemex comenzó y culminó con éxito la primera. Según los informes oficiales, el pozo Nab 1 alcanzó 681 metros de profundidad e indicó la existencia de alrededor de 200 millones de barriles en el área.

Sin embargo, los campos de aguas profundas que explotan compañías estadunidenses en el Golfo de México no producen más de 250 mil b/d, lo que implica que se necesitarían cuatro de esos campos para compensar el declive de Cantarell. Aún más, para que las empresas que poseen tecnología de perforación en aguas profundas estén dispuestas a contratar con Pemex, se necesitarían definir los derechos de propiedad de manera más precisa.

Incluso si Pemex se las arregla para incrementar la producción de nuevos campos, otros más antiguos comenzarán a debilitarse. Además, los costos de producción de campos como Ku-Maloob-Zaap y Crudo Ligero Marino son casi 20% y 40% más altos que Cantarel. Finalmente, en la medida en que persistan las restricciones constitucionales a la inversión privada, gran parte de la inversión que se requiere en el sector petrolero seguirá dependiendo de consideraciones políticas más que económicas.

FUENTE: EIU