Metas petroleras a 2006
Las metas de producción de petróleo y gas natural de Petróleos Mexicanos (Pemex) para 2006, así como la de restitución de reservas, no parecen alcanzables a la luz de las cifras de 2004 recientemente publicadas, y de las correspondientes al programa operativo anual de 2005. Algunas de las grandes empresas petroleras internacionales han sufrido ya las consecuencias de fijar objetivos volumétricos específicos que no fueron capaces de cumplir. Han comprendido también los riesgos que supone plantear metas ambiciosas, poco realistas, que distraen la atención de objetivos económicos fundamentales y distorsionan el comportamiento de su cuerpo gerencial.
En el caso de Pemex, el ciclo político ejerce presiones adicionales sobre la conducta y las decisiones de sus directivos. Con un horizonte de planeación de sólo 20 meses, la administración actual empieza a sentir los efectos de un conteo regresivo inexorable. En estas condiciones aumenta la tentación de sacrificar objetivos de más largo plazo ante la imperiosa necesidad de cumplir con los compromisos asumidos para 2006. No obstante, muchos de ellos son falsos dilemas, porque es muy estrecho el margen de decisión que queda respecto al logro de dichas metas. No reconocerlo así puede entrañar altos costos.
En la industria petrolera mexicana prevalece hoy un cierto sentido de frustración. Los altos niveles de inversión en el ámbito extractivo de Pemex no han logrado los resultados esperados. Si bien el número de pozos de exploración y desarrollo terminados en 2004 fue tres veces mayor al del año 2000, este incremento se concentró en la Región Norte, mientras que casi todo el crecimiento de la producción de hidrocarburos provino del campo Cantarell, un proyecto puesto en marcha en 1997. Hasta ahora han sido pocos los descubrimientos significativos de campos de petróleo y gas, y su aportación a las reservas probadas ha sido modesta. Mientras tanto, los costos de descubrimiento y desarrollo de reservas, así como los de extracción, han aumentado significativamente.
Estas tendencias reflejan la plena madurez del acervo de reservas probadas del país. A este respecto conviene recordar que más del 90 por ciento de la producción actual de hidrocarburos proviene de campos que estaban ya en producción hace 20 años o más. El ciclo de descubrimientos de los años setenta y principios de los ochenta tiende a agotarse y aún no hay indicios de un nuevo ciclo que permita rejuvenecer el acervo de reservas. Esto explica en parte el renovado interés por el Paleocanal de Chicontepec y el atractivo del potencial petrolero en aguas profundas del Golfo de México.
Las metas vigentes son las del plan de negocios de Pemex de 2001, con algunos ajustes. Una ola de optimismo infundado llevó a la adopción de objetivos aún más ambiciosos en 2002. Sin embargo, con el tiempo y una mayor dosis de realismo, se volvió a las metas originales. Más recientemente, a fines de febrero pasado, se modificó a la baja la meta de producción de gas natural. La ilusión de que una mayor asignación de recursos permitiría aumentar automáticamente la producción, particularmente la de gas, se ha venido desvaneciendo. En estas circunstancias convendría someter las metas actuales a una revisión crítica rigurosa, antes de que sea muy tarde. (Ver cuadro)
Los proyectos específicos -con sus calendarios respectivos- que permitirán aumentar en 2006 la producción de petróleo crudo en 360 mil barriles diarios (b/d) son difícilmente identificables. Asimismo, es poco probable el incremento de 125 mil b/d en la producción de crudos ligeros consignado en el programa operativo anual de 2005. En cuanto a gas natural, no parece factible que en 2006 Pemex pueda aumentar su producción en 740 millones de pies cúbicos diarios (pc/d) -más de 15 por ciento- para alcanzar la recién revisada meta de 5.6 miles de millones de pc/d. El compromiso de restituir reservas de hidrocarburos por una suma equivalente a 75 por ciento de la producción en 2006 es poco creíble, debido a la definición idiosincrásica de la tasa de restitución de reservas utilizada por Pemex, las bajas tasas de reposición observadas cuando son medidas de manera convencional y los pronósticos necesariamente temerarios de descubrimientos en un año específico.
Las estimaciones auditadas de reservas publicadas el 18 de marzo registran una erosión adicional de las reservas, tanto de petróleo como de gas natural. Muestran que la vida de las reservas probadas, al ritmo actual de producción, es de 10 años en el caso del petróleo y de 12 años para gas natural. La tasa de reposición de hidrocarburos de 2004 anunciada por Pemex fue de 57 por ciento. Sin embargo, esta tasa sólo incluye descubrimientos y los expresa en términos de reservas totales -probadas, probables y posibles. La práctica de la industria considera tanto descubrimientos como diversos ajustes y revisiones, pero siempre expresados en términos de reservas probadas. Bajo esta definición convencional la tasa en 2004 fue de 23 por ciento y la del periodo 2001-2004 fue de tan sólo 6 por ciento, sin considerar la reclasificación de reservas llevada a cabo en 2002.
El crecimiento de la producción total de petróleo crudo a partir de 1997 se explica casi exclusivamente por la extraordinaria expansión de Cantarell. Sin embargo, es posible que este campo súper gigante haya alcanzado una producción máxima de 2.1 millones de b/d en diciembre de 2003 y que en 2005 se inicie la fase de declinación de su ciclo vital. Dado que en 2004 Cantarell contribuyó con 61 por ciento de la producción total del país, es de suma importancia comprender mejor la duración de su actual plataforma de producción y su patrón de declinación, para poder modularla. Además, es esencial que la trayectoria de producción de Cantarell embone oportunamente con la fase expansiva del proyecto Ku-Zaap-Maloob para estabilizar, a un alto nivel, la producción de crudo pesado durante el resto de esta década y los primeros años de la próxima. Con un poco de suerte será posible mantener también el nivel de exportación de crudo pesado. Dadas las tendencias, expectativas e incertidumbres de los flujos de crudos pesados canadienses y venezolanos a este mercado, una corriente estable y consistente de crudo Maya contribuirá decisivamente al funcionamiento ordenado del mercado petrolero del Golfo de México.
Más preocupante es la declinación observada de la producción de crudos ligeros en los últimos ocho años, periodo en el que registraron una caída de 550 mil b/d. Esta disminución fue más que compensada por la mayor extracción de crudo pesado. Ahora, Pemex aspira a revertir a corto plazo dicha tendencia con producción del Litoral de Tabasco y mediante una reducción significativa en el ritmo de declinación de algunos campos en Chiapas y Tabasco. La producción de gas asociado en estas regiones contribuirá también al incremento previsto en la producción de gas natural. Sin embargo, como se mencionó anteriormente, no será fácil alcanzar las metas postuladas para 2005 y 2006.
Las crecientes importaciones de gas natural, los altos precios de este combustible y el déficit estructural de gas en Norteamérica elevaron la prioridad de la exploración y producción de gas mexicano. En 2004 la importación neta de gas natural del país superó los 1000 millones de pc/d y la cotización actual del gas en el mercado de futuros de Nueva York se mantiene por arriba de los 7 dólares por millón de Btu's. Pemex respondió asignando importantes recursos al desarrollo del gas e introdujo una nueva forma contractual -los contratos de servicios múltiples- que busca incrementar rápidamente la producción. Hasta ahora los resultados de esta estrategia han sido magros. Si bien la producción total de gas natural dejó de caer en 2003 y aumentó modestamente en 2004, el nivel alcanzado en este último año fue 5 por ciento inferior al registrado en 1999.
En la Cuenca de Burgos, donde se lleva a cabo uno de los proyectos más ambiciosos de esta administración y en el cual directivos de Pemex han invertido una buena parte de su capital político, la producción de 2004 fue tan sólo 95 millones de pc/d superior a la del año 2000, es decir, registró un incremento de menos de 10 por ciento, a pesar del intenso esfuerzo de perforación realizado. Si bien el número de pozos en operación a fines de 2004 era 86 por ciento superior al que se tenía en diciembre de 1999, la producción creció lentamente debido a una caída de 40 por ciento en la productividad por pozo. Estas tendencias subrayan la falta de descubrimientos significativos, así como los resultados de la perforación en campos relativamente pequeños y en áreas marginales de campos de mayor dimensión. Explican también la disminución a cinco años de la vida media de las reservas probadas en esta región. En estas condiciones, una expansión sustantiva de la producción presupone necesariamente incorporar rápidamente nuevas reservas probadas. De esta manera, a corto y mediano plazos, la producción de Burgos está sujeta al éxito (y a los riesgos) de la actividad exploratoria.
Las grandes empresas petroleras y gaseras internacionales no respondieron a la invitación que Pemex les hizo a participar en la explotación de la Cuenca de Burgos. Petróleos Mexicanos suscribió contratos con empresas eminentemente regionales, así como con consorcios de empresas mexicanas de servicios. Sólo participaron un par de pequeñas compañías petroleras tejanas. La licitación de los contratos estuvo sujeta a una competencia limitada. En varias de las licitaciones sólo hubo un postor, una de ellas fue declarada desierta en dos ocasiones y otra se tuvo que posponer en espera del único postor. La estructura contractual y los términos y condiciones de estos contratos de servicios integrados de exploración y producción no lograron reconciliar eficazmente los intereses de Pemex con los de las empresas petroleras ni respondieron a modelos de negocios establecidos. Estos contratos integrados de servicios de exploración y producción fueron poco atractivos debido a la falta de transparencia en la valuación de los servicios, a la ambivalencia de algunos términos y condiciones, y a una distribución incierta de riesgos entre las partes. A estos cuestionamientos debe agregarse el litigio sobre su legalidad. Todo ello contribuyó a un lento arranque de estos proyectos en 2004, por lo que su participación en el total de pozos perforados en esta cuenca fue de sólo 5 por ciento.
Las tendencias de la producción de petróleo y gas natural no pueden ser motivo de autocomplacencia ni tampoco un instrumento de negociación con las autoridades. No obstante, es posible que Pemex haya distorsionado su análisis al clasificar como producción nueva, derivada de inversiones realizadas en esta administración, el 42 por ciento del crudo producido en 2004, así como el 60 por ciento del gas extraído. Sería desde luego interesante conocer los métodos y definiciones que se establecieron para establecer estas cifras.
El régimen fiscal que el Poder Ejecutivo propuso al Congreso alienta la adopción de definiciones laxas y sesga las estimaciones de la llamada producción nueva, lo que permite reducir el pago de derechos. Este es uno de los riesgos de la propuesta del Ejecutivo al dejar en manos de Pemex la tarea de determinar para fines fiscales las tasas de declinación de la producción. Son estas tasas las que permiten distinguir lo que se denomina nueva producción. Desafortunadamente, la complejidad innecesaria del esquema fiscal propuesto reduce la transparencia en la determinación de las obligaciones fiscales y también en el análisis de la producción. Otro elemento que podría estar incidiendo en la estimación de la producción nueva es que sea vista como un indicador de desempeño. Desde luego su utilidad estaría limitada por el elemento de auto evaluación que supone.
En los últimos cuatro años el incremento sostenido de la inversión en la industria petrolera ha permitido hacer frente a algunas de las consecuencias de la subinversión secular a la que ha estado sujeta. Ha confirmado también que la disponibilidad de recursos financieros no es la única restricción que tiene Pemex para lidiar con la imperiosa necesidad de fortalecer y ampliar la infraestructura petrolera, así como mejorar la eficiencia e integridad de sus operaciones. Otras restricciones de carácter institucional limitan su capacidad para retener y absorber eficientemente mayores recursos y es sobre estas que se tiene que actuar con decisión, en lugar de simplemente reclamar una mayor inversión extranjera en la industria