l informe de finales de 2013 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre las reservas petroleras no trae buenas noticias y tampoco buenos augurios en cuanto a la producción a corto y mediano plazos. Ese año las reservas probadas (1P) de hidrocarburos disminuyeron 3.1 por ciento, la suma de las reservas probadas y probables (2P) se contrajo 5.2 por ciento y las reservas totales –probadas, probables y posibles (3P)– se redujeron 5.3 por ciento. Las reservas de petróleo crudo cayeron a un ritmo similar a las de gas natural. En términos geográficos, sólo las reservas probadas del litoral de Tabasco lograron sostenerse. Todas las demás regiones y categorías de reservas disminuyeron.

Pemex sufrió un fuerte descalabro después de festinar que había logrado alcanzar de manera anticipada la meta de restituir plenamente las reservas extraídas y de pronosticar que en adelante se mantendrían tasas de restitución superiores a 100 por ciento. Borró de un plumazo todo lo que había logrado en 2011 y 2012. Dichas tasas descendieron sustancialmente en todas las regiones, con la excepción del litoral de Tabasco. La caída de las tasas de restitución fue pronunciada en el caso de las reservas totales (3P), donde registró un valor negativo. Más importante, en el caso de las reservas probadas y probables, la reposición alcanzó sólo 2 por ciento de lo producido en 2013. Destacan los ajustes a la baja de Chicontepec que inciden, sobre todo, en las reservas probables y posibles.

Al actual nivel de producción, la vida media de las reservas probadas es de sólo 10 años. Para un país exportador esta relación entre reservas y producción es baja. Si bien las reservas 2P y las totales registran una vida media de 18.6 y 31.6 años, respectivamente, el acervo de reservas de Chicontepec impacta estas cifras. Si las excluimos, la relación entre las reservas y la producción de ambas categorías se reduce significativamente. Mientras no se cuente con un programa de producción económicamente viable en esta cuenca petrolera, sumar sus reservas a las del resto del país distorsiona el potencial de las mismas.

Particular atención merece la evolución de las reservas de los dos complejos súper gigantes de la sonda de Campeche –Cantarell y Ku-Maloob-Zaap–, que en 2013 aportaron 47 por ciento de la producción total de petróleo crudo del país. Sobresale la disminución de las reservas –en sus tres categorías– del campo Ku, cuyas reservas probadas cayeron más de 19 por ciento en 2013, así como las correspondientes a Zaap, que disminuyeron 10 por ciento. La producción de Ku comenzó a declinar a principios de 2009 y la declinación de Zaap está por iniciar. El ajuste a la baja de las reservas de este último campo pudiera ser premonitorio.

El perfil de la producción de KMZ en los próximos cinco años será determinante para la evolución de la producción total. Una declinación pronunciada en dicho complejo haría inviable el sostenimiento de la misma a los niveles actuales. Ku es el más grande y el más maduro de los tres campos, habiéndose extraído ya 87 por ciento de sus reservas originales y Zaap ha producido más de la mitad de las mismas.

Akal –el campo central del complejo Cantarell y la joya de la corona petrolera mexicana– entró ya en la fase final de su ciclo de vida. La producción en 2013 fue equivalente a la décima parte de la que alcanzó en 2004, y ya produjo 90 por ciento de sus reservas probadas originales. Sin embargo, manifiesta una anomalía que Pemex tendrá que elucidar: su relación de reservas probadas con producción es de casi 20 años, el doble de la del país en su conjunto. La empresa tendrá que formular un programa específico que permita optimizar la producción de este activo durante el resto de su vida útil.

Al oriente del campo Ku se perforó en 2006 Ayatsil, el primer campo gigante descubierto en México desde principios de los años 80. Posteriormente Pemex descubrió Tekel, campo de menor tamaño adyacente a Ayatsil. Ambos son productores de crudo extrapesado. Cuentan con reservas probadas y probables de 684 millones de barriles (mdb) de petróleo crudo. Se espera que en la segunda mitad de 2015 se obtenga su primera producción y que ésta ascienda a 120-150 mil de barriles diarios (mbd) en 2019. Este proyecto enfrenta riesgos técnicos y operativos complejos. En primer lugar, la proporción de crudo que se espera recuperar del volumen original in situ es baja, de sólo 15 por ciento. Por otra parte, su extracción emite volúmenes significativos de ácido sulfhídrico, lo que dificultará su arranque y operación. Además, para poder exportar este crudo habrá que diluirlo agregándole cantidades significativas de crudos ligeros.

Otro complejo, también gigante, es el formado por Tsimín y un campo adyacente denominado Xux, en el litoral de Tabasco. Fueron descubiertos en 2008 y 2009, respectivamente. Se trata de campos que producen crudos extraligeros y ligeros, así como condensados y gas asociado. La mayor parte de las reservas probadas y probables –de 983 mmb de petróleo crudo equivalente, son de estos dos últimos fluidos. En junio de 2014 dichos campos produjeron conjuntamente 73 mbd de crudo y 290 mmpcd de gas natural. Pemex estima que en 2019 alcanzarán una producción máxima de 144 mbd de crudo y 663 mmpcd de gas.

En aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México, frente a Alvarado, Veracruz, se encuentran tres campos de gas natural de gran tamaño. Los más importantes son Lakach, descubierto en 2006, y Kunah, descubierto en 2012. El primero se perforó bajo un tirante de agua de 988 metros y el segundo en uno de 2 mil 157 metros. Sus reservas probadas y probables son de 980 y 1 058 mmmpc, respectivamente. Piklis, el tercero de estos campos, es de mucho menor tamaño y aún no cuenta con reservas en estas categorías. Pemex tiene programado iniciar producción en Lakach a partir del segundo semestre de 2015 y pronostica una producción futura máxima de unos 400 mmpcd.

El desarrollo de este campo ha sido cuestionado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que considera que a los precios actuales del gas natural en Norteamérica este proyecto no es rentable. La producción de gas no asociado, con un bajo contenido de líquidos, a partir de un proyecto en aguas profundas, requiere inversiones cuantiosas y tiene un costo de operación relativamente elevado. Para que sea rentable será necesario que los precios del gas sean cercanos a 6 dólares por millar de pies cúbicos, tomando en cuenta el actual régimen fiscal de Pemex.

Los nuevos campos aquí reseñados, de crudo extrapesado, crudo extraligero y gas natural, han contribuido de manera importante a sostener las reservas de hidrocarburos. El fruto de estos proyectos está por cosecharse y pronto incidirán sobre la producción. En cuanto al petróleo crudo no lograrán compensar, por sí solos, la declinación de campos maduros. Es posible que en el caso del gas natural contribuyan a ampliar la producción total. Sin embargo, dichos proyectos comparten una característica que incide en su rentabilidad. El tiempo que pasa entre su descubrimiento y la primera producción es largo. En el caso de Ayatsil y Lakach el plazo fue de nueve años, y en el de Tsimín de seis. También es largo el lapso que separa la primera producción de la producción máxima. En gran medida esto se explica por la débil capacidad de ejecución de Pemex en relación con proyectos de inversión grandes y complejos, así como una asignación deficiente de recursos.

En aguas ultraprofundas del sector mexicano del Golfo, cerca de la frontera marítima con Estados Unidos, se han descubierto seis campos petroleros. Por ahora sólo se han certificado reservas en cuatro de ellos: Trión, Maximino, Exploratus y Supremus. Los que han sido perforados más recientemente, Vespa y PEP, aún no cuentan con estimaciones propias. Sobresale el hecho de que todas las reservas registradas en esta región han sido clasificadas como posibles. La probabilidad de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores será al menos de 10 por ciento.

En materia de reservas y de producción de hidrocarburos, Pemex y los dos últimos gobiernos pregonaron un futuro que nunca llegó. Agotado el régimen petrolero al que se sometió a esta industria, la reforma petrolera ha generado ahora nuevas expectativas difíciles de cumplir en la presente década. Debemos estar alertas a la frustración que ello pudiera entrañar. A más largo plazo todo dependerá de la generosidad de la naturaleza y de nuestra capacidad para instrumentar nuevas estrategias de desarrollo en un entorno estructural renovado.

* Director general de Pemex de 1994 1999. Presidente de Petrometrica SC, empresa consultora de energía