as autoridades gubernamentales y los directivos de Pemex insisten en hacer un misterio de algo que es del dominio público. De acuerdo con las cifras oficiales, la producción de petróleo crudo disminuye gradualmente y la del gas natural se mantiene estancada. Sin embargo, el volumen de hidrocarburos efectivamente extraído es menor, aunque es difícil determinar la magnitud de la cantidad faltante. En los primeros cinco meses de 2014 Pemex registró una producción de 2 mil 489 millones de barriles diarios (mbd), 43 mbd menos que en el mismo periodo de 2013. La reducción es enteramente atribuible a crudo pesado. El monto registrado es también 35 mbd inferior al previsto en el programa operativo dado a conocer a principios de año.

La producción neta de gas natural se mantiene en niveles inferiores a los de 2010. Si bien la producción bruta ha tendido a recuperarse modestamente en fechas recientes, también han aumentado el venteo y quema total de gas natural, así como su reinyección a yacimientos. El volumen quemado en Ku-Maloob-Zaap ha crecido, alcanzando en mayo pasado más de la cuarta parte de la producción bruta de este complejo. Así, la producción neta de gas en los primeros cinco meses del año se situó en 5.1 miles de millones de pies cúbicos diarios y la producción entregada a Pemex Gas, quien es responsable de su procesamiento y venta a terceros, tuvo una ligera caída en este mismo periodo. La incertidumbre respecto a la precisión de estas cifras oficiales es elevada, debido a que dependen en muchos casos de estimaciones sujetas a error y no a una medición debidamente calibrada.

Al analizar el balance de petróleo crudo encontramos un faltante importante y creciente. La diferencia entre la producción reportada y el volumen entregado a las refinerías y a las terminales de exportación ascendió a 260 mbd en mayo de 2014, una cifra sin precedente. Pemex explica que de este volumen 116 mbd corresponden a variaciones de inventarios, habiéndose almacenado en dicho mes 87 mbd de crudo pesado en los domos salinos de Tuzandeptl. Es de suponerse que este volumen manifestaba un alto contenido de agua. Hay además 144 mbd atribuidos a diferencias diversas entre las que destacan volúmenes menores de traspasos, mermas y derrames, mientras que la mayor parte permanece inexplicada. Es muy probable que la producción real de 2014 sea más cercana a 2 mil 350 mmbd que a los 2 mil 522 mmbd del programa operativo.

La falta de confiabilidad de las estadísticas básicas de producción y de los balances de hidrocarburos es preocupante, tanto por razones operativas como de naturaleza fiscal. La contabilidad básica del balance de petróleo crudo es sencilla. En cambio, medir la producción a boca de pozo y en baterías de separación de crudo, gas y agua requiere no sólo de infraestructura de medición, sino también equipos de superficie suficientes que permitan separar, acondicionar y almacenar estos fluidos, así como tratar y disponer del agua residual producida.

Necesita, asimismo, contar con sistemas de administración integral de la producción, que incorporen lineamientos y normas técnicas de medición, así como protocolos y prácticas de manejo de hidrocarburos, que son utilizados por la industria internacional. Ello requiere modificar una cultura gerencial poco propensa a la disciplina que la medición supone. Hasta ahora Pemex Exploración y Producción ha privilegiado la medición de los volúmenes enviados a exportación y a refinación, y donde se transfiere la custodia de los hidrocarburos de entre áreas de responsabilidad dentro de este organismo subsidiario. Tendría ahora que fijar prioridades en relación a instalaciones específicas de producción.

Conforme maduran los campos de hidrocarburos la proporción de agua producida respecto al total de los hidrocarburos líquidos extraídos tiende a aumentar. Así, el llamado corte de agua o, más precisamente, el flujo fraccional de agua, puede alcanzar valores elevados. Este fenómeno se agudiza cuando los yacimientos están mal administrados. Es muy probable que el incremento en la producción de agua de los campos Akal en el complejo Cantarell y de Ku, así como del complejo Abkatún-Pol-Chuc en la Sonda de Campeche, expliquen en gran medida las diferencias crecientes entre las cifras de producción y las de distribución de crudo, pues se está contabilizando como crudo agua que se produce conjuntamente con éste.

La diferencia entre el volumen de petróleo crudo supuestamente producido y el distribuido en la práctica es algo bien conocido por Pemex, por las autoridades energéticas y hacendarias, así como por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Es también del dominio público, dado que los datos relevantes del caso aparecen en la Base de Datos Institucional que Pemex da a conocer en su página digital. Asimismo, la CNH publica mensualmente desde principios de 2012 un informe titulado Reporte de producción y distribución de aceite.

Más enigmático resulta el hecho de que Pemex pague derechos sobre la producción oficial –incluso sobre el agua producida–, para después solicitar al fisco una devolución por una parte de la producción faltante de petróleo crudo. A su vez, la Secretaría de Hacienda la concede sin exigir a Pemex la modificación de las cifras de producción. Asimismo, funcionarios de Pemex hacen referencia en público al problema de la creciente producción de agua. La semana pasada, Miguel Ángel Lozada, administrador de Cantarell, hizo alusión ( La Jornada, 2 de julio de 2014) a la necesidad de invertir 6 mil millones de dólares para liberar petróleo crudo que se encuentra atrapado por agua en los pozos del campo Akal, el más importante de dicho complejo.

Las autoridades tendrán que resolver cómo y cuándo van a corregir la creciente brecha entre la producción y la distribución de crudo, y diseñar una estrategia de ajuste. Mientras no cuente con un sistema adecuado de medición tendrá que hacer estimaciones que estadísticamente corrijan la divergencia. Sin embargo, la solución de este problema obliga a Pemex a invertir recursos sustanciales y a las autoridades a exigir que así se haga. Los socios potenciales de Pemex demandarán estadísticas confiables de producción y una mediación escrupulosa de la misma en las áreas contractuales en las que inviertan. La rectificación de las cifras de producción de petróleo crudo tendría que realizarse antes de la publicación, en septiembre, de los Criterios de Política Económica de 2015. Es también un buen momento para hacer una revisión a fondo de los pronósticos oficiales de las plataformas de producción y exportación a 2020, a la luz de su comportamiento reciente y de perspectivas más realistas basadas en evidencia rigurosa. Sería importante que los nuevos pronósticos que Pemex elabore hagan explícitas las premisas en las que descansan. Una acción oportuna en estas materias sería un primer botón de muestra del compromiso de la reforma energética con la transparencia.

* Director general de Pemex de 1994 a 1999. Presidente de Petrometrica SC, empresa consultora de energía