José Antonio González Anaya, director de Pemex, no puede ocultar su entusiasmo por los hallazgos de nuevos campos que le van a aportar producción “fresca” de crudo y gas a México, pero es cauto y reconoce que “estos no resuelven el problema de Pemex, pero son un buen principio”.
En entrevista con EL UNIVERSAL, el funcionario señala que los seis descubrimientos de petróleo crudo “hay que tomarlos poco a poco, pero lo que esto demuestra es que Pemex está trabajando para materializar el potencial que se tiene en el Golfo de México y en eso vamos a seguir trabajando”.
“Tenemos a Trión cuyas reservas 3P ascienden a 485 millones de barriles de petróleo crudo y ahora también a Nobilisi-1, con 160 millones, aunque soy optimista y es posible que ese número pueda aumentar, no sabemos cuánto y en qué momento, porque no hemos terminado los trabajos”, detalló.
En el horizonte inmediato, reconoció, los pozos Maximino y Exploratus que se localizan en la misma región, pueden ser las siguientes dos migraciones y aportar reservas por 520 millones de barriles en conjunto y sumando Trión inversiones por 23 mil millones de dólares —datos dados a conocer por Gustavo Hernández, director de Operación de Exploración y Producción en el Mexico Oil and Gas Summit—.
La importancia de los descubrimientos y de la licitación de Trión para encontrar socio de Pemex, radica, dijo, en que se está “configurando una serie de activos en Perdido, cerca de los límites marítimos con EU”.
Lo malo, enfatizo el director de Pemex, es que desarrollar este campo como Trión, “va a llevar tiempo, y es posible que su producción se dé más o menos en seis o siete años”.
Lo bueno, es que el otro pozo, Teca-1, que se localizó a 30 kilómetros entre Veracruz y Tabasco con reservas más pequeñas, estimadas en 60 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, va a aportar producción más temprano, “es posible que tengamos producción en un año y medio”.
Al ser cuestionado sobre las limitaciones presupuestales para desarrollar la millonaria infraestructura que necesitan estos nuevos activos, González Anaya dijo que una forma de mitigar riesgos financieros, geológicos y tecnológicos es lograr asociaciones para todos los campos y que los socios seanquienes inviertan en exploración, perforación, transportación, “en todo”.
Para aguas profundas “lo óptimo es hacerlo vía asociaciones y así es cómo lo estamos percibiendo. No es una particularidad de Pemex porque si una empresa, cualquier petrolera del mundo, de las más grandes, se encontrara con esto también se asociaría, es la mejor manera de hacerlo”, detalló.
Esta última es una de las razones del porque las asociaciones son importantes porque una vez concretadas “nosotros no entramos con todo el monto de inversión, va a ser sustancialmente menor y eso nos va a permitir desarrollar esto a una velocidad óptima”.
Hasta el 9 de septiembre, hay 10 empresas interesadas en asociarse con Pemex para desarrollar el pozo Trión y que están en la etapa de precalificación para obtener el contrato de exploración y producción que habrá de licitarse el próximo 5 de diciembre, entre ellas, las gigantes estadounidenses Chevron y ExxonMobil; la británica BP; la angloholandesa Shell; la francesa Total, y la rusa Lukoil, entre otras,
¿Alguna ofrece más garantías en una probable sociedad? Se le cuestionó.
“Están las 10 grandes y también vamos a estar, es un proceso competitivo, trasparente y vamos a trabajar con el que gane… el proceso de precalificación es interesante y estamos contentos con cualquiera de los que gane”.
Además, debemos considerar el escenario que se abre con los nuevos descubrimientos para que estas firmas intensifiquen su presencia en México.
“Yo esperaría —subrayó— que a partir del fallo de la licitación de Trión se aceleren las próximas licitaciones que darían paso a más asociaciones”.
Producción petrolera
En torno al persistente problema de la caída de la producción de petróleo, el director de Pemex afirmó que el objetivo de la empresa es estabilizar la producción y con un eventual repunte.
Los reportes operativos de Pemex muestran que de 2012 al 11 de septiembre de 2016, los niveles de extracción de crudo pasaron de 2 millones 548 mil barriles diarios a 2 millones 127 mil.
Los escenarios de la plataforma de producción de petróleo y reservas provista por la Secretaría de Energía (Sener) para elaborar las proyecciones macroeconómicas 2018-2022 que se integró al Paquete Económico 2017, advierten de un derrumbe de 24.3% en la extracción en los seis años del actual gobierno, que significa deja r de producir 620 mil barriles diarios en promedio.
Para 2018, se espera que México produzca un millón 925 mil barriles diarios en promedio, 3 mil barriles menos que la plataforma prevista para 2017 en el paquete económico.
No obstante, el director de Pemex estima que en 2018, la plataforma puede ser más alta, “tal vez un millón 950 mil o millón 975 mil barriles diarios”.
Analistas de la Secretaría de Energía también estiman, con base en información que les proporcionó Pemex y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que no habrá recuperación en la actividad petrolera sino hasta 2020 y que en 2021 pueden incorporarse efectos asociados a los campos adjudicados en las licitaciones de las Rondas 1 a 4.
De hecho, consideran que para 2022 México va a estar produciendo 2 millones 600 mil barriles diarios, 675 mil barriles más que los niveles registrados en el último año de esta administración, lo que significa que la aportación de los campos asignados a Pemex y a empresas privadas, con la apertura promovida por la reforma energética, apenas van a compensar la caída de producción del periodo 2012-2018.
Más aun, la producción de crudo que se alcanzara en 2022, es similar a la que el país producía en 2009 (2 millones 601 mil barriles diarios promedio).
En la producción que se espera alcanzar en 2022, ¿cuál sería la aportación de Pemex con su propia operación y con las alianzas que concrete? Se le pregunto a González Anaya.
—Lo que creo es que en 2017 y 2018 vamos a buscar estabilizar la plataforma y la declinación de los campos.
Necesarios, más descubrimientos
José Antonio González Anaya aceptó que si no se encuentran nuevos yacimientos cada año la plataforma cae porque campos como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap declinan rápidamente, “entonces para mantener la plataforma debes tener producción incremental cada año, barriles frescos, y esto se va haciendo más difícil, pero nuestro objetivo es estabilizar la producción con perspectivas positivas”.
¿Y no complican los recortes a los que Pemex ha estado sometido?
—El presupuesto, nosotros ajustamos el presupuesto a 100 mil millones de pesos. Hay gente que dice son 100 mil más otros 100 mil, no es así. Si comparas presupuesto aprobado para 2016 y proyecto de presupuesto para 2017 hay 100 mil millones menos pero nosotros empezamos a ejercer el recorte en marzo de este año. Es decir, no hay 200 mil millones de ajuste.
En reservas, hay una caída de 44.4%, 18 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de 2012 a 2016, ¿esto es una reclasificación por falta de inversión?
—Hay dos temas. Hay que checar si son reservas de Pemex o del país. Con la reforma, Pemex se queda con los bloques de la Ronda Cero y se le quitan asignaciones. Si ves las reservas de Pemex hay una caída pero no porque se hayan perdido sino porque esos campos no son tuyos, pero ahí están.
La segunda tiene que ver con los barriles que se encuentran en el subsuelo y que son rentables, que tienen alguna posibilidad de extraídos cuando el precio de petróleo se cae, eso hace que parte de esas reservas dejen de ser rentables y entonces por eso disminuyen, pero no es que hayamos perdido el petróleo, sigue ahí. La pregunta es si va a ser económicamente viable sacarlo en periodo de precios bajos.
Sin embargo, aceptó que es necesario reforzar la exploración para hallar más campos y regresar las reservas.
Del 1 de enero de 2012 al 1 de enero de 2016, las reservas de hidrocarburos de México cayeron 40.4%, al pasar de 44.5 mil millones a 26.5 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, una reducción que no se había registrado en la historia de la industria.
Los apoyos del gobierno suman 249.2 mil millones de pesos, ¿son suficientes para que Pemex empiece a tener resultados favorables, quizá a fines de 2016?
—Ninguno de estos apoyos le da a Pemex espacio de gasto adicional. La capitalización fue para pagar a proveedores; la parte fiscal porque se le permite a Pemex un piso de deducción que se traduce en reducción de necesidades financieras, y la parte de pensiones tiene una maduración altísima.
Todo ello es un tema de balance pero no el flujo, por eso los resultados no son inmediatos en 2016. Hay una mejora en la deuda con proveedores que veníamos acarreando de 2014 y se espera que entre septiembre y diciembre podamos cubrir los 11 mil millones de pesos de saldo pendiente.
¿Si pudiera sintetizar el futuro de Pemex, cómo lo describiría?
—Yo veo un Pemex fuerte, eficiente, transparente, que fomente el sector energético y el desarrollo del país y que continúe siendo la empresa emblemática del país, pero que ya no va a ser la única. Ya hay espacio para todos, hay espacio de crecimiento del sector y Pemex va a seguir siendo fuerte y promotora de desarrollo..
—¿Están listos para la liberalización de precios de combustibles?
—Estamos trabajando, todas las instituciones involucradas para que sea de la manera más ordenada, detalló.