Un balance de política petrolera de este sexenio: las consecuencias de la falta de un diagnóstico geológico y técnico

Desde el inicio de esta administración la política energética nacional ha experimentado un cambio importante. La administración del presidente López Obrador ha decidido rescatar al sector público, particularmente a Petróleos Mexicanos (Pemex) y a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), revirtiendo las políticas privatizadoras de los sexenios anteriores, con el objetivo de recuperar la rectoría del Estado.

Tomando en cuenta que se trata de un sector estratégico para el país y que a nivel mundial estamos enfrentando una crisis energética permanente, dicho objetivo es lógico y apropiado, tanto que también algunos países europeos están volviendo a fortalecer el papel del Estado en la materia.

El sector hidrocarburos es en el que México ha tenido el cambio más importante, al impulsar un esfuerzo significativo para tratar de incrementar la producción de petróleo y la capacidad de refinación nacional, que venían bajando desde varios años. La producción de crudo iba declinando desde que tocamos el máximo en 2004, con 3,4 millones de barriles diarios (Mbd). A finales de sexenio anterior, en diciembre de 2018, la producción había llegado a la mitad, con 1,7 Mbd.

Como lo hemos comentado anteriormente, este declive es en gran medida la consecuencia de realidades geológicas: el agotamiento de los grandes campos supergigantes -Cantarell, primero, y Ku-Maloob-Zaap, más recientemente- y el retorno decreciente que conlleva explotar campos cada vez más pequeños, profundos y/o en condiciones geológicas más difíciles. Sin embargo, la presente administración veía el declive como el producto de la corrupción y mala gestión de los sexenios anteriores, así como de la voluntad de privatización, que tenía como consecuencia dejar de invertir en Pemex.

Si bien lo anterior es innegable, establecer una relación causal con la baja de la producción llevó a la conclusión de que volver a invertir en Pemex, iba a recuperar la producción petrolera. Bajo esta premisa el gobierno llegó a duplicar el presupuesto de Pemex Exploración y Producción en cuatro años, de 163 mil millones de pesos del presupuesto de egreso de 2018 a los 348 mil millones de 2022.

Por su parte Pemex prometía en 2019 subir la producción a 2,3 Mbd para 2022, pero en estos cuatro años la producción de crudo sin condensados¹ no ha se podido incrementar: era de 1,70 Mbd en diciembre de 2018 y ha llegado a 1,60 Mdb en noviembre de 2022². Si consideramos también los condensados, la producción total de líquidos ha pasado de 1,72 Mdb a 1,86 Mdb, respectivamente. En otras palabras, en este sexenio ha habido un pequeño incremento de la producción total de líquidos (crudo + condensados) pero si se considera sólo el petróleo crudo, ha bajado ligeramente.

El tipo de producción está cambiando significativamente desde el inicio de esta administración. La cantidad de petróleo superligero -que incluye los condensados- y ligero va creciendo (de 30 % a 40 %), mientras que el petróleo pesado va a la baja (de 55 % a 33 %). Esto tiene una razón geológica simple: la mayoría de los campos puestos en producción recientemente son profundos (> de 5 km), por lo que la temperatura se incrementa y con ellos la cantidad de gas, condensados y petróleo ligero -p. ej. en los campos Quesqui e Ixachi y en futuro Dzimpona-.

En cambio, la disminución de la cantidad de petróleo pesado³ responde al declive natural del complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ), el conjunto de campos supergigantes que soportaba el grueso de la producción nacional. El complejo KMZ en solo cuatro años ha perdido alrededor de 325 mil barriles diarios, mientras que los 36 campos prioritarios impulsados en esta administración han llegado a producir alrededor solo un poco más de esta cantidad en el mismo periodo. En la práctica, la nueva producción -conseguida a cuesta de duplicar el financiamiento a Pemex Exploración y Producción- está solo cubriendo el declive natural de los grandes campos maduros.

Al mismo tiempo, se está produciendo un cambio en el perfil de producción que puede afectar el sector de refinación, donde a principio del sexenio se habían planeado grandes inversiones con base en el petróleo que se estaba produciendo en pasado. De hecho, la refinería de Dos Bocas ha sido configurada para procesar crudo pesado (22 ºAPI) y la modernización en marcha en las demás refinerías nacionales va también en esta dirección⁴, pero la tendencia actual va hacia una producción de un porcentaje cada vez menor de crudo pesado. Aquí vale la pena recordar que, de acuerdo con el último informe del presidente, la inversión en el sector refinación ha alcanzado los 480 mil millones de pesos en lo que va de este sexenio⁵.

La conclusión principal de este breve análisis es que la decisión de impulsar a marchas forzadas la producción del petróleo que queda en México, sin considerar los aspectos geológicos y técnicos, tiene resultados imprevistos y no deseados. Por un lado, aunque se haya duplicado la inversión, la producción petrolera no puede subir. Por el otro, la explotación de campos cada vez más profundos, aunado al agotamiento de los campos supergigantes, tiene como consecuencia la producción de un petróleo con crecientes cantidades de fracciones ligeras que pueden provocar una subutilización de la capacidad de refinación.

Al no reconocer que estamos en una fase avanzada del declive natural de la producción de hidrocarburos, el gobierno está gastando grandes cantidades de dinero en proyectos que no tendrán los resultados esperados a mediano y largo plazo. Lamentablemente, esto puede ocurrir no solo en el sector petrolero, sino puede ser el destino de otros megaproyectos de infraestructura.

Desde 2015, México es importador neto de energía, ya que si bien exportamos todavía petróleo crudo, importamos grandes cantidades de gasolina, diésel y, sobre todo, gas natural. Dado que la producción de petróleo y de gas natural no puede subir⁶, y que estos dos energéticos representan 74 % de la oferta bruta de energía nacional⁷, es evidente que México -como buena parte del mundo- está encaminado hacia una disminución de la energía disponible⁸.

La economía depende críticamente de la disponibilidad y costo de la energía, y la recesión que está provocando la disminución de la oferta de hidrocarburos y el incremento se su costo, así como de todas las materias primas, va a afectar la viabilidad de proyectos construidos pensando en una era de abundancia que terminó hace más de una década. La política de la actual administración tenía buenas intenciones, pero partió de un diagnóstico basado más en la ideología que en la realidad geológica y técnica. No lo deseo, pero todo indica que el resultado no será el esperado.

¹  Los condensados son los hidrocarburos que se encuentran en forma gaseosa en el yacimiento y que se licúan al enfriarse a temperatura superficial. Son un petróleo muy ligero que solo puede utilizarse para mezclar con petróleo pesado, pero no puede refinarse por sí solo. El petróleo se clasifica en grados API (American Petroleum Institute), una escala que mide la densidad del crudo en comparación con la del agua. En este sentido, >10 indica que el petróleo tiene una menor densidad que el agua. El petróleo ligero tiene entre 31 y 39 °API, el superligero > 39 °API y los condensados >50 °API.

²  En este texto utilizamos la información que proporciona la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Es importante mencionar que desde 2018 la producción de petróleo sin condensados que reporta Pemex va divergiendo de la que reporta la CNH hasta llegar a ser superior en 6 %. La discrepancia se puede explicar: a) Pemex reporta menos de la mitad de condensados de los que reporta CNH; b) Desde 2016 CNH mide el petróleo según el estándar internacional, es decir, a temperatura de 15.5 ºC y presión atmosférica. Pemex la mide a 20 ºC, lo que incrementa el volumen particularmente del petróleo más ligero.

³  El petróleo pesado tiene entre 10 ºAPI y 22 ºAPI.

⁴  En las refinerías existentes se están construyendo plantas coquizadoras para procesar las fracciones más pesadas de la refinación y producir más gasolina y menos combustóleo. Sin embargo, si la producción se orienta cada vez más hacia el petróleo ligero estas plantas podrían quedar subutilizadas en el mediano plazo.

⁵  https://twitter.com/i/status/1565476109675798530

⁶  En el caso del gas natural la producción está estancada en cerca de 4900 millones de pies cúbicos diarios desde 2018.

⁷  SENER, 2021. Balance Nacional de Energía 2020

⁸  Los síntomas del inicio del descenso energético y las consecuencias para México en Revista Serendipia