ace unos días participé en una mesa redonda sobre la problemática de la explotación de los hidrocarburos dentro del escenario de una posible reforma al marco legal de esta actividad. Se advirtió que nos reuníamos a discutir un tema de trascendencia difícil de exagerar, una semana antes del 75 aniversario de la expropiación del petróleo. Expresé la esperanza de que no perdiera sentido seguir conmemorando dicho aniversario en los próximos años.

Aludí, como primer tópico de fondo, a lo que considero la paradoja mayor que México enfrenta ahora en materia petrolera. Se enuncia en forma prominente en la recién desvelada Estrategia Nacional de Energía 2013-2027: entre 2000 y 2004 la producción de petróleo se incrementó hasta llegar a su máximo nivel, y de ahí comenzó a declinar, hasta 2.5 millones de barriles diarios en 2012. Por su parte, la inversión en actividades de exploración y producción de hidrocarburos se incrementó más de tres veces en los últimos 12 años, pasando de 77 mil 860 millones de pesos en 2000 a 251 mil 900 millones en 2012. Entre 2003 y 2012, las reservas probadas de petróleo disminuyeron 31.2 por ciento: de 20 mil 77 a 13 mil 810 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En el mismo periodo, las reservas probables disminuyeron en 27.2 por ciento: de 16 mil 965 a 12 mil 353 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tal la paradoja: cómo explicar que, en el presente siglo, hayan declinado la producción y reservas de petróleo, en coincidencia con un aumento de gran magnitud de la inversión en exploración y producción.

La explicación oficial –contenida en la estrategia– subraya que las inversiones no rindieron los resultados esperados porque la mayor parte de los campos productores en el país se encuentran en etapas maduras o en vías de declinación. Los recursos invertidos atenuaron el ritmo de declinación, en Cantarell, por ejemplo, pero no más que eso. Parece que se eluden otras razones, más de fondo: con el recurso excesivo al contratismo, ha disminuido la capacidad de gestión de proyectos de Pemex y no es improbable que exista un vasto problema de asignación deficiente de los recursos de inversión.

Otra materia de debate fue la idea, expresada también en la estrategia (p. 41), de que en México es preciso mantener la producción por encima de los requerimientos nacionales de crudo, permitiendo contar con un determinado nivel de exportaciones, sin afectar las finanzas públicas y la balanza comercial. Es desalentador que no se presente ninguna aproximación cuantitativa: qué nivel de exportaciones se considera adecuado. Además, a la luz de ese aserto, habría que plantearse si –en el horizonte temporal de la estrategia, hasta 2027, y quizá más allá– México debe mantener el objetivo de continuar dedicando a la exportación la mitad o más de la mitad de su producción total de crudo, para asegurar la viabilidad de los actuales esquemas de finanzas públicas y equilibrio externo. La alternativa llevaría a buscar respuestas fuera del campo petrolero: en la reforma hacendaria y en la política comercial externa, en especial, el fomento de las exportaciones no petroleras. De este modo se liberaría a Pemex de la pesada carga de continuar siendo el principal pilar de las finanzas públicas, así como una de las fuentes mayores de ingreso de divisas por exportación, para permitirle cumplir mejor su mandato primordial: garantizar la seguridad energética de la nación.

Recuerdo, a este respecto, que se ha planteado correlacionar el volumen de exportaciones de crudo con la evolución de las reservas probadas, como lo hacen otros países exportadores. Una relación reservas-producción menos angustiosa que la actual, de poco más de un decenio, daría holgura, pero no parece racional seguir exportando la mitad o más de la mitad de lo que se produce en una situación de reservas declinantes. (Conviene recordar que los grandes exportadores de petróleo, agrupados en la OPEP, mantienen relaciones reservas-producción muy elevadas: superiores a 90 años en promedio y con picos superiores a un siglo.)

En otro momento se hizo notar que, hace años, el horizonte de más largo alcance del futuro petrolero de México parecía situarse en los yacimientos bajo aguas profundas y ultraprofundas del Golfo –algún ingenioso los calificó de tesorito–, unos 26 mil 500 millones de barriles de crudo equivalente. Ahora se habla más de otro recurso potencial: “los recursos –dice la estrategia (p. 44)– shale (aceite o gas de lutitas)”, cuyo volumen es equivalente a los recursos convencionales, es decir, unos 60 mil 200 millones de barriles de petróleo equivalente: más o menos la mitad aceite, y la otra mitad gas, tanto húmedo como seco. Qué pensar de este nuevo súper tesoro: el aceite y gas shale o, en castellano, de lutitas o de esquistos. Hay quienes consideran que –dadas sus características físicas, dadas las dificultades que supone su exploración y explotación, y dadas las cuestiones ambientales implicadas– sería necesario un régimen especial, diferente del que gobierna el aprovechamiento de los demás hidrocarburos, para iniciar cuanto antes su explotación, dedicando el gas al consumo interno y liberando así volúmenes adicionales de petróleo para la exportación. Me parece que, más bien, habría que modular la oportunidad de iniciar la explotación del aceite y gas de lutitas teniendo en mente, primero, un horizonte suficiente, quizá no menor a 15 años, para transitar las etapas previas y tener conocimiento suficiente de los impactos ambientales asociados.

Se aludió finalmente a los recursos prospectivos en aguas profundas y, en especial, los que corresponden a una de las siete provincias geológicas en que se hallan, identificada como Cinturón Plegado Perdido. Desde 2008, dice la estrategia, ha habido actividad exploratoria: 25 pozos terminados, con un éxito exploratorio de 56 por ciento (14 pozos), destacándose los descubrimientos de aceite ligero en el área Perdido. Es muy probable que se trate de mantos transfronterizos. Un analista estadunidense ha sugerido recientemente que la verdadera utilidad para Pemex del acuerdo bilateral con Estados Unidos sobre esos yacimientos no se encuentra en las eventuales reservas que se localicen o en la extracción adicional que se obtenga, sino en que Pemex aprenda a operar como socio de otras empresas y eventualmente adquiera los conocimientos y experiencia que le permitan operar también en la porción estadunidense del Golfo, siguiendo los pasos de otras compañías petroleras estatales como Statoil y Petrobras. Dadas las tendencias más amplias en el mercado petrolero, esa perspectiva de internacionalización deberá ser examinada cuidadosamente, sin perder de vista lo que arriba se definió como el cometido por excelencia del organismo: garantizar la seguridad energética de la nación.