as autoridades finalmente tomaron la decisión de reducir su pronóstico de producción de petróleo crudo para 2014 de 2.52 a 2.30 millones de barriles diarios (mmbd), una reducción de 8.7 por ciento. Reconocieron en forma simultánea errores de medición y de contabilización de agua producida registrada como crudo, así como un menor nivel de extracción esperado durante el año. Fue un paso obligado, si bien doloroso, ante la brecha creciente entre la producción efectivamente obtenida y la que se había programado, entre aspiraciones y dura realidad. Lo que no deja de sorprender es que se le haya permitido a Pemex Exploración y Producción acumular una diferencia de esta magnitud y diferir su reconocimiento.
El 5 de septiembre la Secretaría de Hacienda dio a conocer los Criterios Generales de Política Económica que asumen la meta de producción de petróleo crudo para 2015 propuesta por la Secretaría de Energía. Ésta asciende a 2.40 mmbd, un incremento de 50 mbd respecto al cierre ahora esperado de 2014. Días antes Pemex hizo del conocimiento público que su consejo de administración había aprobado dicha meta.
Más importante aún, en el apéndice de los Criterios sobre las perspectivas económicas de largo plazo, la Secretaría de Hacienda adoptó un conjunto de premisas en relación a las trayectorias esperadas de los precios del petróleo mexicano de exportación y la producción petrolera a 2020. Para 2018 supone un nivel de 2.85 mmbd, ajusta la base de la producción de 2014, pero mantiene el mismo incremento de producción de 0.50 mmbd de pronósticos anteriores e introduce una meta de exportación de 1.25 mmbd al fin del sexenio.
Existen dudas razonables sobre las tres premisas: la producción de 2014, el incremento incorporado en el presupuesto de 2015 y las trayectorias previstas de la producción y la exportación de petróleo crudo a 2018.
Pemex aún no publica las cifras mensuales revisadas de producción de 2014, ni tampoco los criterios específicos que aplicó al realizar el ajuste, como su compromiso con la transparencia exige. Una reducción súbita de la producción de más de 125 mbd lo justifica. Es también posible que se haya quedado corto respecto del ajuste realizado. Las diferencias entre la producción y la distribución en los balances de crudo de julio y agosto de 2014 dan espacio para un ajuste adicional.
Respecto al incremento de la producción en 2015 y en años posteriores, no es seguro que se haya considerado cabalmente la rápida caída de la producción de crudo registrada en el campo Ku, del complejo productivo de Ku-Maloob-Zaap (KMZ), que en junio-agosto registró una declinación observada de 22 por ciento respecto al mismo periodo del año anterior. La declinación acumulada entre el nivel máximo alcanzado en diciembre de 2008 y agosto del presente año fue de 185 mbd, una caída de 48 por ciento. Otro síntoma preocupante es el hecho de que la producción de gas natural de este campo haya aumentado rápidamente mientras caía la de petróleo crudo. La relación entre la producción de gas y la de crudo se duplicó de 2013 a junio-agosto de 2014. La mayor producción de gas natural, que no fue anticipada a principios del año, obligó a elevar sustancialmente el volumen quemado y enviado a la atmósfera durante lo que va del mismo, dada la falta de capacidad para aprovecharlo en las instalaciones existentes.
La menor producción de crudo de Ku fue compensada por el proveniente de Maloob y Zaap, por lo que la producción en este complejo se mantuvo por arriba de los 850 mbd hasta mayo de 2014. Sin embargo, en los tres siguientes meses no se mantuvo dicho nivel –que es el que Pemex tiene previsto para 2015– a pesar de que Maloob alcanzó una producción récord en agosto. En otras ocasiones la maximización a corto plazo de la producción ha tenido consecuencias negativas a más largo plazo, por lo que convendrá monitorear cuidadosamente las condiciones de explotación de estos campos.
Pemex prevé un incremento sustancial de la producción en dos campos petroleros jóvenes: Tsimín-Xux y Ayatsil-Tekel. Se trata de dos campos gigantes, los únicos descubiertos desde los inicios de los años ochenta. En agosto de 2014, Tsimín-Xux había alcanzado un nivel de producción de crudo de 92 mbd y tiene previsto aumentar su producción a unos 150 mbd en un futuro cercano. Pemex tiene programado iniciar la producción de crudo extra-pesado en Ayatsil-Tekel en el cuarto trimestre de 2014. El arranque de este tipo de campo no es fácil debido a la naturaleza del crudo, la complejidad de sus instalaciones y al hecho de que contiene volúmenes importantes de ácido sulfhídrico. Tampoco lo será el incremento sostenido de la producción a los niveles propuestos. Debe de tomarse en cuenta que la producción en campos marinos de este tipo de crudo no tiene precedente.
Una pregunta clave que debemos hacernos es si estos yacimientos lograrán, primero, compensar la menor producción de un acervo maduro de recursos, buena parte del cual inició su declinación hace años y, segundo, si podrán contribuir al aumento de la producción neta. Otra pregunta se refiere a la velocidad a la que fluirá la inversión privada a las actividades extractivas de la industria y el tiempo en que ésta se traducirá en producción adicional. Las autoridades parecen suponer periodos inusualmente cortos. No cabe duda que el impacto de la reforma energética sobre la producción será positivo y significativo. Sin embargo, pudiera no ser materialmente importante dentro del horizonte temporal considerado.
Dadas las trayectorias de la producción y de la exportación es necesario evaluar las posibilidades efectivas de procesamiento de crudo en las refinerías mexicanas. En las proyecciones de Hacienda, aproximadamente tres cuartas partes del incremento de la producción total es asignado a Pemex Refinación. De manera implícita esto significa unos 375 mbd adicionales en 2018. Convendría conocer los supuestos adicionales que fueron adoptados sobre el volumen procesado en las refinerías y las condiciones económicas de la refinación asociadas a un incremento a todas luces significativo.
Pemex y las autoridades deberán sustentar mejor y de manera más explícita las premisas en las que descansan sus pronósticos. Tendrán también que corregir con mayor oportunidad errores de planeación, así como reconocer cambios sustantivos de circunstancias. Un mayor pragmatismo es necesario para evitar actitudes defensivas que niegan la realidad. Posponer el reconocimiento de lo inevitable supone riesgos y costos elevados para todos.
*Director general de Pemex de 1994 a 1999 e investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia
