Nubes negras rondan la producción de Pemex

La paraestatal petrolera  espera en silencio un futuro menos brillante para el yacimiento, que dejaría un gran hueco en el suministro y arroja dudas sobre la proclamación de una nueva era de crecimiento en la industria.   Reuters   El vasto complejo Ku Maloob Zaap es la joya de la corona en la industria petrolera de México, pues de allí se bombea uno de cada tres barriles que el país produce y a los costos más bajos del mundo. En el centro de control de la plataforma KU-S, una maraña de tanques y oleoductos de 12,500 toneladas, está el corazón de Ku Maloob Zaap (KMZ). Los monitores muestran datos en tiempo real de cuánto crudo está siendo extraído de depósitos ubicados a alrededor de un kilómetro de profundidad desde el lecho marino en el yacimiento, de unos 150 kilómetros cuadrados. Los trabajadores hablan entusiasmados de la plataforma, el centro neurálgico de una red de 173 pozos en aguas someras que producen crudo a un costo cercano de 6 dólares el barril. Ellos están orgullosos de haber pasado cinco años sin ningún accidente, de tener un hotel para los visitantes y hasta un gimnasio para los 116 trabajadores que viven allí sobre las brillantes aguas de la Bahía de Campeche. Lo que ellos no discuten es que en pocos años la producción en el yacimiento comenzaría un precipitado declive. En febrero, Pemex dijo que espera que la producción de KMZ se mantenga estable en 850,000 barriles por día (bpd) hasta el 2017. El director general de Pemex, Emilio Lozoya, ha dicho repetidamente que México, el séptimo productor de crudo del mundo, mantiene estable su producción y espera un crecimiento. “La producción ya no está en declive, inclusive empieza a repuntar”, dijo recientemente refiriéndose a la producción total. “Estas son grandes noticias para el país y algo que no necesariamente la opinión pública conoce por distintas informaciones encontradas”, añadió. Pero muchos analistas ponen en duda este escenario. Una mirada más cercana a KMZ explica por qué. En una presentación en la Universidad Rice en Houston, Texas, a comienzos del año pasado, el antecesor de Lozoya, Juan José Suárez Coppel, estimó que la producción en el gigantesco yacimiento caerá en un 60% para el 2023. Funcionarios de Pemex inicialmente declinaron comentar sobre este estimado hasta que Reuters les mostró la presentación en Rice. Entonces confirmaron que el pronóstico sigue en pie. La producción promedio anual de crudo de México ha venido cayendo ligeramente. En el primer trimestre del 2013, el promedio fue de 2.54 millones de bpd, su peor nivel desde 1990. Los datos y los pronósticos muestran una disparidad entre el optimismo en la empresa y la realidad de campos como KMZ. Dos tercios de los yacimientos ya están en declive, y la última proyección de Lozoya de un alza de 20% en la producción a 3 millones de bpd en los próximos cinco años se basa en la de algunos campos que aún tienen que ser desarrollados, dicen analistas. Para muchos, esto suena familiar. Hace pocos años se pensaba que el gigante yacimiento de Cantarell era sólido; ahora su producción ha caído a una décima parte de los niveles del 2004, un dramático declive que sorprendió a los mercados. Lozoya dijo el miércoles en un evento que la producción del yacimiento ronda actualmente unos 400,000 bpd. “La producción va a caer y no hay nada obvio que lo reemplace”, destacó Dave Pursell, un analista de la industria petrolera para el banco de desarrollo de energía Tudor Pickering Holt, con sede en Houston, quien realizó estudios sobre reservas en México en la década de 1990. El Gobierno mexicano espera sacar adelante en el Congreso una reforma energética -que enviaría en los próximos meses- que permita una mayor apertura del sector privado a la industria petrolera y así impulsar la producción. Exportación y producción a la baja   Un renovado optimismo ha surgido con la elección del presidente Enrique Peña Nieto, quien asumió en diciembre y ha prometido revitalizar Pemex. Sin embargo, el desarrollo de nuevos descubrimientos para sustituir a yacimientos gigantes como KMZ tomará años, incluso si la reforma energética atrae nuevas inversiones. Desde que fue extraído el primer barril en 1980 en KMZ, su producción se elevó a un récord de 847,000 bpd el año pasado. Miles de tuberías submarinas conectan las plataformas en aguas poco profundas, situadas en el sur del Golfo de México, que convergen debajo de una plataforma flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO por su sigla en inglés), una enorme unidad de 360,000 toneladas con un costo de unos 1,000 millones de dólares. La FPSO mezcla crudo pesado y ligero en su cubierta y llena con una manguera embarcaciones de petróleo para exportación. Diez horas después de que arriban, la mayoría de los buques se desconectan y comienzan un corto viaje al norte, rumbo a las refinerías de las costas estadounidenses del Golfo de México. Pero los buques están haciendo menos viajes: las exportaciones se han reducido en más de un tercio desde el 2004. En el mismo período, la producción de petróleo ha disminuido en una cuarta parte tras alcanzar un máximo de 3.4 millones de bpd. En tanto, Estados Unidos, el principal mercado de exportación de petróleo de México, está experimentando un auge en energía gracias a los avances en la extracción de “shale oil” (petróleo en rocas lutitas llamado de esquisto). Mientras miles de pozos de petróleo de esquisto bombean al norte de la frontera con Texas, Pemex aún estudia su potencial en “shale gas” (gas de esquisto) y “shale oil” y para hacer pruebas tiene programado este año perforar sólo 10 pozos.   Esperanza en Chicontepec   En lugar de recurrir al shale, México está apostando a acelerar la recuperación en sus viejos yacimientos, en dos nuevos depósitos poco profundos cerca de KMZ y en el complejo de Chicontepec para añadir 530,000 bpd para el 2018, dijo Carlos Morales, director de Pemex exploración y producción. Chicontepec alberga un 40% de las reservas de crudo de México, pero la producción en la cuenca geológicamente complicada ha fracasado en cumplir con los objetivos. Suárez Coppel se comprometió en el 2011 a que la producción de crudo en Chicontepec llegaría a 100,000 bpd a finales del año pasado. En su lugar, se ubicó en 74,800 bpd en diciembre. Con la falta de equipos de perforación también se espera que mermen las expectativas a corto plazo de Pemex para Chicontepec, que se encuentra entre los estados de Veracruz y Puebla. Pemex destina alrededor del 80% de sus 195,000 millones de pesos (unos 15,400 millones de dólares) de presupuesto para exploración y producción en yacimientos en aguas poco profundas, como KMZ y Cantarell. KMZ sigue siendo lucrativo: las exportaciones de crudo traen ganancias de alrededor de 100 dólares por barril, más de 16 veces por encima de los costos de producción. Pero los suministros futuros serán mucho más riesgosos y costosos. “La mayor parte de la producción de México dentro de 15 años va a venir precisamente de campos que no han sido desarrollados o no han sido descubiertos”, dijo Luis Miguel Labardini, de la consultora en energía Marcos y Asociados, en Ciudad de México. Incluso en los campos de petróleo más prometedores en aguas poco profundas como Ayatsil-Tekel y Tsmin-Xux, se han perforado pozos de prueba solamente. Pero Pemex dice que está esperando 270,000 bpd para el 2016.   Presión para la reforma   Después de ver en los últimos años el resurgimiento de otras áreas petroleras en otros países como Noruega, México está haciendo esfuerzos por revitalizar y modernizar al sector. Esperada para septiembre, la reforma tiene como objetivo aumentar la producción mediante la atracción de inversiones provenientes de grandes compañías petroleras multinacionales, pero el Gobierno no ha dado detalles de cómo va a hacerlo. El camino también está lleno de riesgos políticos. México ha protegido celosamente su crudo desde que nacionalizó la industria petrolera en 1938 y cualquier posibilidad de ceder esa propiedad a extranjeros encontraría una oposición tajante en el Congreso. El país está poniendo sus esperanzas en convertirse en una historia de éxito mundial como Colombia, cuya producción casi se duplicó desde 530,000 bpd a 944,000 bpd el año pasado luego de que abrió la industria petrolera a los extranjeros en el 2007. Un fracaso podría echar a México al mismo grupo de petro-poderes que ha disminuido su producción como Venezuela, acentuando la creciente división con Estados Unidos, que podría competir con Arabia Saudita como el mayor productor mundial de petróleo hacia 2020, según la Administración de Información de Energía (EIA por su sigla en inglés). “Si la producción actual y las tendencias de consumo continúan, México podría convertirse en un país con un déficit estructural de la energía”, dijo recientemente Peña Nieto. México sólo ha aprovechado el 15% del total de los recursos petroleros estimados, dejando hasta 200,000 millones de barriles aún por bombear más allá de sus reservas probadas, de acuerdo con Edgar Rangel, miembro de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el ente regulador del sector petrolero.