Ronald Buchanan

Petróleos Mexicanos (Pemex) se está preparando para abrir una nueva frontera en las aguas profundas del Golfo de México, que promete campos de petróleo y de gas, tan prolíficos ­o más­ que los descubiertos hace más de dos décadas, coinciden fuentes de petroleras internacionales líderes en la materia.

"El potencial en las aguas profundas del golfo del lado mexicano es enorme. Creo que todos en la industria estamos de acuerdo en eso. Se trata de una de las últimas fronteras de mayor potencial petrolero a escala mundial", expresó un geólogo explorador de una de las operadoras de mayor experiencia en aguas profundas, el cual ­como las otras fuentes entrevistadas por La Jornada­ no quiso ser identificado porque su empresa ha sido consultada por Pemex.

"Si defines como aguas profundas las de tirantes de más de 200 metros, más allá de la plataforma continental, pues Pemex apenas ha perforado menos de 10 pozos; del lado estadunidense del golfo, sin embargo, se han perforado quién sabe cuántos miles", añadió.

Las ambiciones de Pemex, sin embargo, enfrentan dos importantes barreras. Por una parte, como ha expresado el director general de la empresa, Raúl Muñoz Leos, la falta de recursos tecnológicos y financieros; por otra están las restricciones que impone la Constitución. Las dos están íntimamente relacionadas: difícilmente se podrán obtener los recursos necesarios sin ofrecer a cambio concesiones u otras modalidades, como acuerdos para compartir la producción, que prohíben las leyes.

Ningún funcionario de Pemex estuvo disponible para responder preguntas relacionadas con este reportaje, pero a esta problemática sin duda se refería el director general de Pemex Exploración y Producción, Luis Ramírez Corzo, hace poco en una ponencia dentro del foro energético de la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción.

Con una apertura total a la inversión privada, planteó Ramírez Corzo, en un plazo de ocho a 12 años después de que fuera tomada la decisión, Pemex podría estar produciendo 7 millones de barriles al día de crudo y 13 mil millones de pies cúbicos diarios de gas, más del doble y casi el triple, respectivamente, de los niveles actuales.

En contrapartida, apuntó, aun si se mantienen los montos históricos de inversión que ha alcanzado la administración actual, después de llegar a las metas de 4 millones de barriles diarios de crudo y 7 millones de pies cúbicos de gas que se han fijado para fines del sexenio, la producción entraría en declive.

Muñoz Leos ha anunciado que este año Pemex está perforando su primer pozo en aguas profundas. La empresa no ha entrado en detalles, pero fuentes de la industria sugieren que será en tirantes de unos 500 metros en la Sonda de Campeche, en el sur del Golfo de México.

"A esas profundidades, con los conocimientos de la zona que ya tiene, y con la ayuda de contratistas experimentados, Pemex sí puede ir solo", opinó una de las fuentes consultadas. "Pero funcionarios de Pemex han indicado que quieren ir mucho más lejos, a la región conocida como Cinturón Plegado Perdido, que se extiende a ambos lados de la frontera marítima con Estados Unidos por el lado del golfo. Allí sí son aguas ultraprofundas; tirantes de 2 mil a 3 mil metros."

El Cinturón Plegado Perdido, identificado en algunos mapas con el nombre en inglés Perdido Fold Belt, es una falla geológica en el norte del Golfo de México, sumamente prolífica en yacimientos del lado de Estados Unidos. Las fuentes consultadas señalan que Pemex ha formado un equipo de ingenieros para atacarla de este lado. "Con base en estudios sísmicos, han identificado decenas de prospectos", agregó una fuente.

"Es gente muy capaz que ha hecho un buen trabajo. Sin embargo nada te puede preparar para perforar a esas profundidades. Hasta que lo haces, no sabes cuánta arena hay allá abajo ni en qué condiciones se encuentra la roca que contiene los hidrocarburos. Son cosas que hay que aprender sobre la marcha. Sin esos conocimientos, los riesgos son aún más altos, y de por sí son altísimos."

La empresa española-argentina Repsol YPF está a punto de perforar en un tirante de mil 650 metros de la zona cubana del Golfo de México, proyecto que los expertos calculan requeriría una inversión de mil millones de dólares para poner en producción, y tal vez de hasta 3 mil millones, si logra el éxito.

Sólo la compañía noruega Ocean Rig ASA cobra a Repsol 195 mil dólares al día por la renta de su plataforma semisumergible Eirik Raude, la más grande del mundo en su tipo.

Una forma de medir el éxito de ese proyecto es que Repsol encuentre un depósito de crudo ligero para complementar la magra producción cubana de aceites ultrapesados y así aliviar la economía de la isla. Los riesgos ­las posibilidades de éxito rondan apenas 10 por ciento, según fuentes de la industria­ los asume Repsol.

Petrobras, compañía estatal brasileña con participación privada, tiene en estudio otro proyecto similar en Cuba. Sin embargo, los bloques que estas empresas piensan trabajar los adquirieron en una subasta, en la cual el gobierno cubano ofreció concesiones que les aseguran altos ingresos en caso de éxito, con base en su porción del petróleo producido.

Tan es así que ha despertado el interés de algunas empresas estadunidenses. El año pasado, el presidente de la unidad de servicios energéticos de Halliburton ­contratista importante de Pemex, por cierto­ instó al levantamiento del embargo de Estados Unidos sobre Libia, Irán y Cuba. En estos países, argumentó, empresas energéticas de otras naciones han madrugado a las estadunidenses.

Pero la modalidad que ha empleado Cuba está prohibida por la Constitución mexicana. Ni Pemex, con todo y los altos riesgos involucrados, podría contemplar las inversiones necesarias bajo su actual régimen presupuestario, en el que el Congreso tiene que barajar las necesidades de la empresa con las sociales y económicas del país en su conjunto.

Ni parece que exista posibilidad de llegar a un contrato de servicios con una de las pocas empresas operadoras que tienen los recursos humanos y dinero para explorar en aguas ultraprofundas. "Son empresas que acostumbran apostar fuerte porque saben que los premios pueden ser altísimos, y tienen todo el mundo dónde operar", dijo un funcionario de una de ellas. "No les interesa nada más que prestar sus servicios" §

Gajes del oficio

Las reservas probadas actuales de Pemex, en crudo y su equivalente en gas natural, ascienden a poco menos de 19 mil millones de barriles. Comparada con las cifras de 72 mil millones de que se hablaban en tiempos del presidente José López Portillo (1976-82), la diferencia parece alarmante. Pero no lo es, aunque sí hay bases para preocuparse.

A escala internacional Pemex no anda tan mal. La gigante estadunidense ExxonMobil tiene reservas probadas de 22 mil millones de barriles. Produce, sin embargo, un millón de barriles diarios más que Pemex, así que le quedan para menos de 14 años; las reservas de Pemex, al ritmo actual de explotación, durarán para más de 15.

Pero existen diferencias importantes. Mientras que ExxonMobil tiene todo el mundo para explorar, Pemex está limitada al territorio nacional. Son gajes del oficio de una empresa sujeta a una legislación que le hace, a la vez, operadora exclusiva y administradora del patrimonio petrolero nacional.

Petrobras, la compañía estatal brasileña, no enfrenta tales restricciones. Mientras otorga concesiones en las zonas brasileñas que le parecen menos rentables, busca mejores oportunidades para una empresa que se considera entre los líderes en operaciones marítimas: este mes la firma anunció un proyecto de exploración en aguas territoriales de Colombia, de la mano de ExxonMobil, por cierto.

Para Pemex, en cambio, el monopolio tiene dos filos. Por una parte, disfruta ­o más bien, disfruta la Secretaría de Hacienda, que es quien se queda con las utilidades­ de un sistema de precios domésticos controlados que exceden con creces los costos de producción.

Pero a pesar de ser la mayor productora marítima del mundo con una experiencia sin igual en aguas someras, no puede dejar la tienda a otras mientras capitaliza sus conocimientos en otras latitudes.

Ni la caída en las reservas probadas de Pemex es todo lo que parece. No es que Pemex haya despilfarrado la herencia petrolera de López Portillo ni que el ex presidente haya necesariamente mentido acerca del tamaño de las reservas. Más bien la definición de lo que constituye una "reserva probada" se ha ido refinando durante los años (el mes pasado, el director general de la anglo-holandesa Shell tuvo que renunciar cuando se descubrió que la empresa no había acatado las reglas).

En esencia, el concepto es económico. En general, las únicas reservas probadas son aquellas cuya existencia física queda comprobada y cuya explotación sea rentable. Las arenas asfálticas de Canadá indudablemente contienen grandes reservas de petróleo, pero no son "probadas" porque los costos de extracción son mucho más altos que el precio del mercado.

Pemex lo ha sentido en carne propia. Primero cuando Adrián Lajous era director general durante el gobierno del presidente Ernesto Zedillo, y después en la actual administración, cuando se tuvieron que borrar de los informes casi 9 mil millones de las reservas del Paleocanal de Chicontepec, pues se consideraba que como Pemex no había hecho nada para explotarlas era prueba de que no eran rentables.

Lo de Chicontepec se va a remediar, poco a poco, con el contrato por casi 500 millones de dólares que se ha otorgado a la francesa Schlumberger e ICA. Pero allí está otro detalle. Con la administración actual de Muñoz Leos, Pemex ha logrado un ritmo de reposición de reservas de 45 por ciento de su producción anual, comparado con 26 por ciento de los años anteriores. En el ámbito internacional, sin embargo, es poco: ExxonMobil acaba de reponer más de 100 por ciento por sexto año consecutivo.

Más aún, de los 405 millones de barriles de nuevas reservas anunciadas el año pasado, únicamente 152 millones eran nuevos descubrimientos; las demás eran recalificadas, porque ya se consideraban rentables, como las que se "perdieron" en Chicontepec, pero en sentido contrario.

Mientras, se espera el declive del complejo supergigante de Cantarell, proveedor de dos tercios del crudo que el país produce y ubicado frente a las costas de Campeche. De allí la urgencia de encontrar más fuentes de abundancia, de las cuales las aguas profundas del golfo son por mucho las más prometedoras.