La producción de petróleo crudo en junio de este año se recuperó ligeramente contra el mes precedente, al llegar a 2 millones 519 mil barriles diarios, lo que significó un marginal aumento contra mayo, cuando se ubicó en un promedio diario de 2 millones 510 mil barriles por día, según revelan los informes más recientes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

De esta manera, la extracción diaria promedio en el primer semestre del año fue de 2 millones 530 mil barriles, volumen menor al del mismo lapso de 2012, cuando alcanzó un promedio diario de 2 millones 542 mil barriles al día.

La producción lograda en junio se mantuvo por abajo de la meta programada de Petróleos Mexicanos (Pemex) de llegar en ese lapso a una extracción de 2 millones 594 mil barriles diarios. La meta de la actual administración es lograr una producción de 3 millones de barriles por día hacia el final del sexenio.

Durante el primer semestre del año el precio promedio de la canasta de crudos mexicanos de exportación se situó en 101.12 dólares por barril, cifra que representó 15.12 dólares por encima del precio presupuestado para todo 2013, de 86 dólares por barril.

Menores ingresos

Los últimos datos disponibles sobre el comercio exterior de Pemex a mayo de este año detallan que en los primeros cinco meses de 2013 se obtuvieron 18 mil 66 millones de dólares, monto menor en 2 mil 186 millones a los 20 mil 252 millones de dólares registrados en el periodo enero-mayo de 2012.

Informes de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público revelan que al final de mayo los ingresos petroleros –que comprenden los ingresos propios de Pemex, el IEPS de gasolinas y diesel, los derechos sobre hidrocarburos y el impuesto a los rendimientos petroleros– ascendieron a 473.9 mil millones de pesos y resultaron inferiores en 8.6 por ciento en términos reales a los del mismo periodo de 2012.

Este resultado se explica principalmente por el menor precio promedio de exportación de la mezcla mexicana de petróleo (101 dólares por barril –comparado con 109 dólares por tonel durante el mismo periodo del año anterior) y la apreciación del tipo de cambio observado en el lapso de referencia.

Opciones de producción

Francisco Garaicochea Petrirena, presidente del Grupo de Ingenieros Petroleros Constitución de 1917, consideró que la producción adicional tendrá que provenir de las reservas que se descubrirán en aguas profundas en el Golfo de México, en shale oil, en Chicontepec y en otros proyectos, como el litoral de Tabasco, y con aplicación de procedimientos de recuperación mejorada.

De acuerdo con los informes oficiales, la producción de petróleo crudo ha tenido un desplome de 25.2 por ciento, equivalente a 853 mil barriles por día menos respecto del punto máximo de extracción alcanzado en 2004, año en que la producción tuvo un récord de 3 millones 383 mil barriles diarios.

Garaicochea Petrirena explicó sobre el proyecto de explotación del gas de lutitas que, a diferencia del petróleo en aguas profundas, se podría llegar principalmente a desarrollar con recursos humanos y materiales nacionales.

Para esto, dijo, se requiere establecer oportunamente un programa orientado al desarrollo de esos recursos. Sin embargo, se prevé que este proyecto se cederá a las compañías privadas asociadas o no con Pemex para transferirles el derecho de explotación en bloques, mediante contratos incentivados en los que los contratistas obtendrán una cuota por cada millar de pies cúbicos de gas producido y otra por barril de condensado y de petróleo extraído.

En torno a la viabilidad de continuar las exploraciones en aguas profundas, recordó que las reservas descubiertas en el sector estadunidense del Golfo de México, con el número de campos, donde 90 por ciento de los mil 80 campos han aportado reservas probadas menores de 64 millones de barriles de petróleo crudo equivalente; y sólo 1.1 por ciento de los campos descubiertos aportaron reservas mayores de 512 millones de barriles, lo que confirma que en aguas profundas no debemos esperar encontrar yacimientos con reservas de la magnitud de las descubiertas en aguas someras, como las de Cantarell, Ku-Maloob Zaap o Abkatún-Pol-Chuc. Hasta hoy, Pemex ha perforado, en 17 años, 30 pozos exploratorios en aguas profundas, sin poder certificar un solo barril de petróleo como reserva probada, apuntó.

El experto destacó las ventajas de Chicontepec sobre el desarrollo de la explotación de nuestro petróleo en aguas profundas o en shale gas/oil, y señaló que la explotación del también conocido como activo terciario del golfo, el cual cuenta con un régimen fiscal especial muy atractivo y el incentivo de la cuota por barril producido.

Además, el costo para producir los pozos es mucho menor, por no requerir al fracturarlos de la enorme cantidad de agua y químicos que se emplean en el gas de lutitas.

Adicionalmente, el riesgo de contaminación ambiental es nulo y todos los pozos producen petróleo, mientras en las lutitas y en aguas profundas los pozos pueden resultar no comerciales, por su alto costo, baja productividad o por producir sólo gas.

Finalmente, el especialista consideró que en el corto plazo se puede aumentar la rentabilidad social, mediante la preparación de recursos humanos y la fabricación en México de los equipos necesarios para explotar sus reservas de hidrocarburos.