En 1980, el Presidente José López Portillo convocó a los mexicanos a “administrar la abundancia”. Su gestión dejó a México con 72 mil millones de barriles de reservas “probadas” de hidrocarburos, pero también con una crisis financiera y una deuda externa que se pagaría con dos décadas de exportaciones de petróleo.

Desde 1984, cuando se informó de 72.5 mil millones de barriles –el nivel más alto de la historia– las reservas petroleras han venido disminuyendo año con año. Debido a diversos cuestionamientos y a la adopción de definiciones de la Securities and Exchange Commission (SEC), a partir de 1996 (con resultados completos publicados hasta 1999), Petróleos Mexicanos (Pemex) empezó a manejar las reservas como “totales” o “3P” (probadas + probables + posibles). En 1999, aún se informaba de las “enormes reservas” de hidrocarburos del país, que contaba con 60 mil millones de barriles de reservas 3P, incluyendo 24.7 mil millones de reservas probadas.

En los años subsecuentes, hubo nuevas disminuciones y reclasificaciones, de modo que, al 1 de enero del 2006, Petróleos Mexicanos (Pemex) reportó 33.1 mil millones de barriles de reservas 3P, de las cuales 11.8 mil millones eran reservas probadas, mientras que 11.6 mil millones eran “probables” y 9.6 mil millones, “posibles”.

Además, a partir del año 2004 el discurso oficial empezó a manejar una nueva categoría de “recursos prospectivos”, calculados en alrededor de 54 mil millones de barriles. Estos recursos son la cantidad de hidrocarburos estimada, de acumulaciones que aún no se descubren, pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables. Su cuantificación está basada en información geológica y geofísica del área en estudio y en analogías son áreas donde se han producido hidrocarburos. No se consideran como reservas, porque no se han perforado pozos exploratorios para probarlos.

En marzo del 2007, se observó un cambio en el discurso petrolero del país, que acabó con la pretensión de la abundancia. El presidente Felipe Calderón expresó preocupación porque “la relación de reservas probadas con respecto a la producción de crudo nos permite tener un horizonte de producción de sólo 9.3 años”. Advirtió que durante décadas hemos extraído más petróleo del que hemos descubierto y que es necesario revertir esa tendencia para que el país no se convierta en importador neto de petróleo y sus derivados.

En el anuario Las Reservas de Hidrocarburos de México (evaluación al 1 de enero de 2007) –el cual informa sobre el esfuerzo exploratorio y la incorporación de reservas petroleras en el año previo– PEP informa que las reservas probadas de petróleo crudo del país se ubicaron, en la fecha indicada, en 12,849 millones de barriles, 6 por ciento menos que un año antes y suficiente para cubrir poco más de 9 años de producción al ritmo actual de extracción. No obstante, es un nivel suficiente para situar a México en el 15 lugar del ranking de naciones que publica Oil & Gas Journal. Las reservas probadas de hidrocarburos totales se ubican en 15,514 millones de barriles.

Los informes de reservas que publica PEP y sus respectivas metodologías no son fáciles de comprender y analizar para quienes no sean conocedores del tema. No obstante, hay múltiples indicios de que la tasa de reposición de las reservas probadas no mejora. Según el anuario al 1 de enero del 2007, se incorporaron, en el 2006, 966 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas “3P” (probadas, más probables, más posibles) atribuibles a nuevos descubrimientos, pero sólo 66 millones de barriles de reservas probadas de aceite.

Si analizamos los resultados reportados en los anuarios de los últimos cinco años, fijándonos sólo en el renglón de las reservas probadas y sólo en el renglón del aceite, vemos que en los años 2002-2006 Pemex produjo 6,030 millones de barriles de petróleo crudo, pero incorporó sólo 360 millones de barriles de reservas probadas de aceite en nuevos descubrimientos. Así, la tasa de reposición atribuible a esos descubrimientos fue de apenas el 6 por ciento de lo extraído.

Sin embargo, PEP asegura que esa cifra de “nuevas reservas incorporadas por descubrimientos” no es un indicador apropiado, ya que cada año también se reclasifican reservas probables y posibles, identificadas en años anteriores, a probadas, producto de la actividad de revisión, delimitación y desarrollo. El trabajo de campo y de escritorio que permite realizar estas reclasificaciones no está explicado en los informes, pero tiene que ver con la perforación de pozos delimitadores y de desarrollo.

Con todo y la reclasificación, la tasa real de reposición de reservas probadas fue de 41 por ciento en el 2006, cifra superior al 26.4 por ciento obtenido en el 2005, pero todavía muy inferior a la directriz oficial (y norma internacional) del 100 por ciento. En palabras más sencillas, se restituyen con nuevas reservas probadas 4 de cada 10 barriles de petróleo que se sustraen del subsuelo.

Esta “brecha” entre el 41 y el 100 por ciento “refleja la insuficiencia de los recursos destinados a la exploración, que en 2006 ascendieron a 12,703 millones de pesos, 17 por ciento menos que en 2005 y 42 por ciento inferior a 2004 en términos reales”, según lo dicho por Jesús Reyes-Heroles el 18 de Marzo de 2007. En general, las inversiones destinadas a la exploración en lo que va de esta década han sido del orden de mil millones de dólares anualmente, mientras que se destinan alrededor de 8 mil millones de dólares por año a la producción de hidrocarburos.

Vinicio Suro Pérez, subdirector de Planeación y Evaluación de PEP, ha afirmado que para el período 2007-2012 se estima que habrá una inversión promedio anual de por lo menos 2 mil millones de dólares anualmente en exploración –casi el doble de años recientes– que permitirá alcanzar una tasa de restitución del 77 por ciento de reservas probadas para el año 2012. Esto prácticamente equivale a decir que la meta de una reposición del 100 por ciento de las reservas no se va a alcanzar en este sexenio, por lo que éstas seguirán bajando en términos netos durante todo el resto del sexenio.

Así, la tasa de reposición de las reservas petroleras se ha convertido en un factor crítico –sin duda, el más crítico que enfrenta Pemex hoy día– porque, sin petróleo por explotar en el subsuelo, Pemex no podrá subsistir como productora y exportadora de hidrocarburos. Con reservas probadas de hidrocarburos para menos de 10 años y una baja tasa de reposición de esas reservas, incluso podría estar en riesgo, en el largo plazo, la supervivencia de Pemex.

Perspectivas de la producción

PEP enfrenta una caída no sólo de las reservas petroleras, sino también de la producción, siendo ésta especialmente preocupante, considerando las elevadas inversiones –antes mencionadas– que se le destinan. La producción de crudo, afectada por la declinación del yacimiento Cantarell, disminuyó 2 por ciento en el 2006, ubicándose en 3,265,000 barriles por día, b/d. El descenso de la producción de crudo ha continuado, situándose cerca de 3,100,000 b/d en los primeros meses de 2007 y todo indica que será difícil mantenerla arriba de los 3,000,000 b/d en el corto plazo.

En el caso de Cantarell, PEP prevé que su producción, que recientemente ha sido del orden de 1,500,000 b/d, bajará a 1,000,000 b/d en el 2010 y a 600,000 b/d en el 2013. Con base en el factor de recuperación que se está obteniendo en ese yacimiento, que es del orden de 34 por ciento, es muy factible que la caída de la producción sea más rápida, siendo compensada sólo en parte por otros yacimientos, como el nuevo complejo de crudos pesados Ku-Maloob-Zaap. Como también se observan declinaciones en otros yacimientos –Ku-Maloob-Zaap figurará entre ellos a partir del 2010– no es descabellado pensar que la producción nacional de crudo, hoy de 3 millones de b/d, podría caer a 2 millones de b/d dentro de pocos años, situación que impactaría negativamente los volúmenes de crudo disponibles para la exportación, así como la capacidad de generación de ingresos que tiene Pemex.

¿Cuestión de inversión?

De especial preocupación es el hecho de que PEP no ha logrado éxitos relevantes en la exploración en la última década. No se ha reportado el descubrimiento de un yacimiento gigante de aceite en las últimas dos décadas. Al mismo tiempo, los costos de la exploración y producción son cada vez más elevados, sobre todo en la medida en que se incursione en aguas profundas. Se requiere más inversión para obtener el mismo nivel de producción o el mismo número de descubrimientos.

Tanto Calderón como PEP dicen públicamente que hay un problema de subinversión en la exploración, pero no está claro que el Congreso vaya a autorizar recursos adicionales para resolver el problema. Se tiene la dificultad adicional de que las asignaciones de recursos son irregulares, variando de un año a otro. Más aún, es difícil justificar la asignación de recursos públicos –nuestros impuestos– a actividades de riesgo que no garantizan un retorno.

También resulta difícil evaluar hasta qué punto los pobres resultados en exploración son atribuibles a la insuficiencia tecnológica, a los métodos burocráticos de contratación de equipos de perforación o a la falta de capacidades gerenciales y técnicas. PEP es un organismo vertical y bastante cerrado, del que se conoce poco sobre sus criterios internos y su forma de operación. No se sabe si aplica las mejores prácticas industriales y toma las mejores decisiones, si bien es un hecho que el reglamento de trabajos petroleros en México –que data de 1973– es obsoleto, por lo que no hay ningún tipo de evaluación externa de las prácticas industriales de PEP en exploración y producción. Además, hacen falta tecnologías más poderosas para definir las localizaciones de perforación.

Otra teoría plausible es que la geología del país –aun en caso de realizar grandes inversiones– ya no da para grandes descubrimientos petroleros. Esta teoría choca, no obstante, con el supuesto de que existen elevados recursos prospectivos por descubrir, sobre todo, en el Golfo de México. Debe considerarse que México ha sido y es un país con grandes yacimientos de petróleo. Desde la Expropiación Petrolera, la explotación de yacimientos gigantes –primero Poza Rica en el estado de Veracruz, Samaria (complejo Bermúdez) y Jujo-Tecominoacán en Tabasco, y después Abkatún-Pol-Chuc, Cantarell y ahora Ku-Maloob-Zaap en la Sonda de Campeche–  ha sido el sostén de la producción petrolera nacional. Gracias a la explotación de yacimientos gigantes, México se ha colocado entre los principales países productores y exportadores de petróleo en el mundo.

Sin embargo, la explotación acelerada de estos yacimientos es una actividad ruinosa en una época en la que no se están reponiendo las reservas petroleras. El complejo Abkatún-Pol-Chuc prácticamente duró sólo un sexenio, el de Salinas de Gortari. El de Ku-Maloob-Zaap apenas está  alcanzando elevados niveles de producción, pero comenzará su declinación antes de finales del presente sexenio.

Esta situación da una idea de la dificultad que enfrentará Petróleos Mexicanos en sus esfuerzos para mantener la producción nacional de petróleo crudo en los próximos años. Es un enorme reto que deberá resolverse en aras de asegurar la sustentabilidad futura de la industria petrolera nacional.