El gobierno de Andrés Manuel López Obrador quiere extraer más crudo rápidamente para alimentar al renovado sistema de refinación y a la nueva planta de Dos Bocas, y así “rescatar” a Pemex y alcanzar la autosuficiencia en combustibles. La meta también es cerrar el sexenio con una producción de 2.4 a 2.6 millones de barriles en promedio diario, casi 1 millón más de lo que se extrae hoy. Sin embargo, el plan puede ser eficaz en el corto plazo, pero contraproducente en un periodo más largo, coinciden los especialistas.

La petrolera que ahora dirige Octavio Romero Oropeza se enfocará en buscar y extraer petróleo en tierra y aguas poco profundas, dos tipos de áreas en los que la compañía se considera una de las mejores a nivel mundial. A lo largo de su historia, los mayores yacimientos de Pemex han estado en el Golfo de México, en aguas poco profundas, y allí tiene su principal ‘expertise’. Por ello, el plan es centrarse en los campos donde ya se sabe que hay petróleo, y que tienen baja complejidad técnica.

Para lograrlo, Pemex Exploración y Producción (PEP), la filial encargada de extraer los hidrocarburos, contará con un presupuesto de 210,300 millones de pesos (mdp) para buscar y extraer petróleo, un incremento del 19.15% en términos reales con respecto a lo asignado en 2018.

El proyecto para PEP prevé aportar cerca de 2,500 mdp al campo Xikin, y otros 8,000 mdp al campo Esah. Ambas zonas forman parte del nuevo plan de desarrollo de 20 campos, con los que la nueva administración pretende elevar la producción de petróleo en 73,000 barriles para diciembre de 2019. Esah y Xikin formaban parte de los proyectos de desarrollo y puesta en producción de la anterior administración, que anunció su descubrimiento en 2015. Ninguna de estas áreas contaba con presupuesto el año pasado.

“Una de las principales líneas de acción de nuestra estrategia, es el desarrollo acelerado de los campos descubiertos”, dijo este fin de semana el director general de Pemex, en la presentación del plan.

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El proyecto de presupuesto de PEP también otorga presupuesto para desarrollar otros proyectos que durante el año pasado se habían quedado fuera de la cartera de la petrolera.

En cuanto a las áreas contractuales que Pemex ha ganado en las licitaciones que detonó la reforma energética —la compañía es la mayor ganadora de bloques, hasta el momento—, sí cuentan con presupuesto para el siguiente año, con algunas excepciones como Trion. Este campo de aguas profundas es la primera asociación de Pemex con una empresa privada, la australiana BHP, y no tiene presupuesto asignado. La mayor parte del capital lo deberá aportar el socio.

Futuro en duda

Según los especialistas, esta estrategia de enfocarse en los campos más ‘fáciles’ y ‘accesibles’ puede aumentar la producción de Pemex en el corto plazo, pero también puede provocar que en los siguientes años vuelva a declinar. Las mayores reservas del país se encuentran en zonas más complicadas, como las aguas profundas y las reservas del llamado shale (que se extrae en tierra de las rocas de lutitas).

«Están comprometiendo los siguientes 20 años de Pemex por tener cinco años muy buenos», dice Gonzalo Monroy, director de la consultora GMEC.

Las mayores reservas del país se encuentran en las cuencas no convencionales de shale, con cerca de 60,200 millones de barriles petróleo crudo equivalente estimados, sumando petróleo y gas natural. Esto incluye la zona de Tampico-Misantla, con proyectos como Chicontepec, al cual ya se le destinaron 281,000 millones de pesos, pero todavía con resultados muy escasos.

Pero López Obrador ha prometido que Pemex no trabajará las áreas de shale, pues requieren las polémicas técnicas del fracking.

En cuanto a las aguas profundas, el nuevo gobierno ha criticado la inversión destinada en los últimos años a estos yacimientos, en los que en México todavía no se extrae un solo barril. Romero Oropeza dijo que el 41% de lo gastado por PEP se había ido a este tipo de zonas en los últimos 12 años.

Pese a ello, los proyectos de aguas profundas de Perdido fase II, Holok y Han continúan con presupuesto asignado. También figura Lakach, un campo en aguas profundas que lleva años en desarrollo, pero que ha enfrentado, múltiples dificultades debido a que se descubrió que cuenta en su mayoría con gas, haciéndolo menos rentable que los proyectos de petróleo.

Entre las áreas de shale y las aguas profundas, existen casi 50,000 millones de barriles de reservas que aún requieren mayor inversión para desarrollarlas. En cambio, en las zonas más convencionales —tierra y aguas poco profundas—, uno de las mayores reservorios se encuentra en las denominadas Cuencas del Sureste, que serán prioritarias para el siguiente gobierno, y donde se estiman 13,100 millones de barriles de petróleo.

Por ello, apostar sólo por los recursos convencionales en tierra y aguas someras pondrá en aprietos el futuro de la compañía, considera Marco Cota, director general de la consultora Talanza Energy. “Se están centrando en la parte de producción, y ese es un error gravísimo, y es la razón por la que en México tenemos esta declinación tan importante en décadas. Se está a apostando a extraer y producir, pero no a explorar”, explica.