Pese a que el Gobierno encabezado por el Presidente de México, Andrés Manuel López Obrador, se ha empeñado en aseverar que al final de su sexenio, México cerrará con una plataforma de producción de crudo de dos millones de barriles diarios, especialistas refieren que la meta es inalcanzable. 

Alejandra León, directora de Upstream para América Latina de S&P Global, indicó que el objetivo será difícil de lograr, toda vez que la producción depende de los nuevos descubrimientos y no de los campos que están en producción.

“Recordemos los primeros planes de negocio de Pemex en esta administración diciendo que iban a incorporar 20 campos nuevos por año. Incrementar la producción depende de los nuevos descubrimientos y hablando de periodos tan cortos, resulta muy complicado de cumplirse (…) hablar de cinco o seis años, es muy difícil decir que vas a tener este ritmo de incorporación”, comentó en el marco de Diálogos con Energía de Energy21

A su opinión suscribió Sergio Pimentel, socio en Agon, Economía, Derecho, Estrategia; agregando que no hay conexión entre el discurso político y la actividad petrolera. Adicionalmente y con base en datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la meta de producción será alcanzada hasta 2026, es decir, dos años después de que haya finalizado la administración de López Obrador.

“Pensar en materia de producción petrolera en un sexenio, es francamente corto, es hacer a un lado la realidad de la industria para darle preminencia a las cuestiones políticas”, expresó durante su participación en el webinar ‘Meta petrolera 2024’. 

Asimismo, cuestionó el objetivo de esta meta de producción y por qué se busca que Pemex la cumpla cuando su producción viene en declive desde 2019 y, para este año, se prevé una producción de 1,480 millones de barriles.

Por su parte, Marco Cota, director General de Grupo Talanza, señaló que a este objetivo le hace falta una estrategia y recordó que al principio del sexenio sonaba atractiva la idea de incorporar 20 campos por año, ya que colocaba a la petrolera nacional en áreas donde tiene mayor fortaleza.

“Estamos muy cortos de lo que se planteó y eso tiene que ver mucho con una práctica muy añeja en Pemex porque siempre hacen ejercicios de estimación y de prospectiva que están sobre estimados.”, puntualizó.

En este sentido, hizo un llamado a la empresa productiva del Estado para mejorar las prospectivas.

El objetivo en materia de hidrocarburos del autodenominado Gobierno de la Cuarta Transformación arrancó en 2.6 millones de barriles para 2024 y conforme ha avanzado la administración, éste ha sido ajustado a la baja, al punto que en diciembre de 2021, Octavio Romero Oropeza, director general de Pemex reiteró que la nueva meta es de sólo dos millones de barriles diarios. 

Ante el cambio, López Obrador explicó que la decisión de recortar la prospectiva de producción para no afectar la herencia de las nuevas generaciones. 

Sobre ello, Pimentel hizo hincapié en señalar que los hidrocarburos no sirven en el subsuelo. “Creo que lo que debemos hacer es aprovechar esa riqueza hoy para transformarla en obra pública, en mejores servicios que, esos sí, puedan permanecer hoy y que puedan servir hacia delante”, apuntó. 

Para Alejandra León, es fundamental definir para qué se busca el desarrollo de los hidrocarburos y más en un contexto de transición energética. 

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A 11 meses de que entre en vigor la nueva fase de la Norma Oficial Mexicana en materia de emisiones de motores a diésel (NOM-044), la industria no tiene definición si habrá una prórroga de esta disposición, ante la incapacidad del gobierno federal de contar con el diésel de ultra bajo azufre (DUBA) en la totalidad del territorio nacional.

A partir de enero 2021, la NOM-044 determina que sólo se podrán producir e importar unidades con motores que cumplan con los valores del binomio EURO 6 y EPA 10, para lo cual se requiere el diésel de menos de 15 partes por millón (ppm) de contenido de azufre.

No obstante, en diciembre pasado la Comisión Reguladora de Energía (CRE) extendió el plazo de la NOM-016-CRE para que Petróleos Mexicanos (Pemex) se vea obligado a disponer del DUBA en la totalidad del territorio nacional a partir de enero de 2025, por ello, la industria del autotransporte exige que la actual tecnología (EURO 5 y EPA 07) pueda convivir con el binomio EURO 6 y EPA 10.

Esta indefinición ya ha tenido efecto en la industria automotriz, “en el segundo semestre de 2019 por la incertidumbre en este tema y la caída en las ventas, se dejaron de invertir 18 mil millones de pesos (mdp) por parte de los proveedores de autopartes, y si no se da certeza, en el primer semestre del 2020 se podrían superar los 20 mil mdp”, anticipó Alberto Bustamante, Director de Comercio Exterior de la Industria Nacional de Autopartes (INA).

El directivo comentó que los rubros donde se ha perdido la oportunidad de generar inversiones se encuentran en diferentes niveles de proveeduría, todos vinculados con las unidades pesadas, y si bien se han podido reposicionar los puestos de trabajo para atención de otros segmentos, de no tener certeza esto no sólo impactaría en las inversiones, sino en la generación de empleos, “por cada plaza que se tiene en los fabricantes de camiones, la industria de proveeduría genera 10”, aseveró Bustamante.

Ante esto, se solicita a la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales (Semarnat) que se pueda ajustar la NOM-044 y con ello dar certeza a la compra de unidades pesadas; “si no tenemos el diésel no tenemos compra, si no hay compra, no hay producción y con ello no habría demanda de las autopartes, ese es el impacto de esta medida”, enfatizó.

De no actualizarse la NOM-044, se estima que las ventas de unidades pesadas se puedan reducir de cerca de 40 mil anuales a 28 mil, impactando en la tasa de renovación de 1.4% en 2020 mientras que en 2019 fue de 2.5%, comentó Miguel Elizalde, Presidente Ejecutivo de la Asociación Nacional de Productores de Autobuses, Camiones y Tractocamiones (ANPACT).

Esto ya se manifestó en 2019, donde la precompra de unidades con motores EPA 04 y EURO 4 que se pudieron importar y producir hasta junio 30 del año previo, motivó que en la primera mitad del año se tuviera un incremento en ventas de 48.7 por ciento.

Al comparar las ventas correspondientes del segundo semestre de 2019 contra 2018, las cifras de ANPACT reflejan que hubo una caída de 41%, en las ventas al mayoreo.

Alberto Bustamante hizo un llamado a la autoridad para que se reconozca el peso de esta industria, que en su conjunto representa cerca de 6% del Producto Interno Bruto (PIB), mientras que se aporta cerca del 21.8% del PIB Manufacturero. “Somos el sexto productor mundial de vehículos ligeros, el quinto de autopartes, el primero de exportación de tractocamiones, por ello nos urge la certeza”, precisó el representante de INA.

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Recortar la meta de producción de crudo nacional de un millón 707 mil barriles diarios a un millón 695 mil barriles al día promedio en 2019 no fue suficiente para Pemex quien cerró el año con sólo un millón 678 mil barriles, 1 por ciento menos a la meta prometida por el Presidente, Andrés Manuel López Obrador, y 7.4 por ciento menos con respecto al cierre de 2018 cuando la petrolera reportó un millón 813 mil barriles al día.

La información que había sido anticipada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) fue ratificada por Pemex tras la publicación de su informe mensual sobre producción y comercio de hidrocarburos, en el cual, se aprecia una baja en la plataforma de producción de crudo de .23 por ciento durante el mes de diciembre con respecto del año anterior tras pasar de un millón 710 mil barriles diarios a un millón 706 mil barriles al día.

Durante 2019, las metas de producción de aceite sufrieron ajustes conforme avanzó el año; incluso el gobierno federal llegó a prometer una producción de más de un millón 800 mil barriles para finales de su primer año de gobierno.

Desde su anuncio, el desarrollo de 20 campos de manera acelerada fue estandarte tanto para petrolera nacional como la actual administración que esperaba concluir el año con mejores números.

“Ya están trabajando en 20 campos petroleros y está creciendo la producción. Vamos a llegar a finales de este año con 50 mil barriles adicionales de producción de petróleo”, dijo repetidamente el presidente en sus conferencias mañaneras de diciembre pasado.

Sin embargo, datos de la CNH demuestran que Pemex sólo presentó Planes de Desarrollo para 17 campos, y de ellos, sólo 4 fueron productivos: Ixachi, Chocol, Cibix y Xikin, mismos que aportaron sólo 6 mil barriles al día, 61 por ciento menos de lo planeado por la empresa productiva del Estado, la cual contemplaba alcanzar 15 mil 400 barriles durante el periodo.

Una bocanada de aliento para el Gobierno llegó gracias a la producción de gas natural, que a diferencia del crudo, tuvo un crecimiento de .96 por ciento tras pasar de 4 mil 847 millones de pies cúbicos diarios a 4 mil 894 millones de pies cúbicos diarios en 2019. 

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Como parte de la estrategia de Pemex por revertir la caída en la plataforma nacional de producción de aceite y gas natural, la empresa productiva del Estado pretende desarrollar al menos 120 nuevos campos petroleros durante el sexenio de Andrés Manuel López Obrador.

“Estos 20 nuevos campos para el 2019 se va a replicar durante todo el sexenio; año con año vamos a desarrollar por lo menos 20 nuevos campos”, aseguró Octavio Romero Oropeza, titular de Pemex durante su comparecencia ante legisladores del Congreso de la Unión.

En su ponencia Romero Oropeza destacó que en un solo año de gestión, Pemex invirtió en 20 nuevos desarrollos, más del doble logrado durante todo el mandato de Enrique Peña Nieto.

Asimismo, adelantó que los primeros campos arrancarán producción en los próximos meses, e incluso, calculan que la aportación sea del orden de 100 mil barriles al 31 de diciembre de este año.

“Esos mismos 20 nuevos campos, para el 2020 nos van a dar una producción a diciembre de 2020 del orden de 255 mil barriles de aceite”, añadió.

En ese tenor, Francisco Flamenco, S.P.A. de la Dirección General de Pemex Exploración y Producción señaló en conferencia telefónica con inversionistas los nueve campos (Xikin, Cibix , Manik, Mulach, Ixachi, Valeriana, Hok, Cheek y Tlacame) que arrancarían producción este año con una aportación de alrededor de 50 mil barriles por día de aceite y 97 millones de pies cúbicos por día de gas, sin embargo uno de ellos aún no cuenta con plan de desarrollo ingresado a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

“Otros datos”

De acuerdo con Pemex, a finales de septiembre la CNH tenía aprobados 16 planes de desarrollo correspondientes a los campos  Ixachi, Octli, Tlacame, Cahua, Cibix, Mulach, Xikin, Uchbal, Teekit, Hok, Koban, Manik, Esah, Chocol, Cheek, y Tetl; dos planes estaban en fase evaluación, uno más en proceso de aprobación (Suuk) y otro estaba en documentación, no obstante, la CNH confirmó a Energy21 que hasta el día de hoy, la Comisión no posee planes de desarrollo para los campos Valeriana, Pokche y Jaatsul, tercia que completa el listado de 20 campos prioritarios.

Pemex fue consultado al respecto aunque no emitió ningún comentario en referencia. 

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Aunque Pemex proyectó incrementar su plataforma nacional de producción mediante 20 campos prioritarios y dos adicionales (Onel y Yaxche), alcanzar la meta dependerá en gran medida del éxito que se logre en Ixachi y Xikin, dupla de áreas terrestres que de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) poseen mayor volumen de crudo y gas.

Ixachi, perteneciente a la Asignación AE-0032-3M –Joachín-02 contempla aportar a la estrategia liderada por el director de Pemex, Octavio Romero Oropeza cerca de 387 millones de barriles de condensado y 3,150 miles de millones de pies cúbicos de gas mediante 50 pozos en operación.

En junio pasado, Julio Trejo, Director General de Dictámenes de Extracción expuso en el marco de la sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la CNH el perfil de producción de Ixachi, siendo su pico en 2022 por 82 mil barriles diarios de condensado y 638.5 millones de pies cúbicos por día.

Por su parte el campo Xikin, el cual forma parte de la Asignación AE-0006-Amoca-Yaxche-04, tiene un perfil de producción de 190 millones de barriles de aceite y 243 miles de millones de pies cúbicos de gas, teniendo un pico en 2021 de 70 mil barriles por día, explicó León Daniel Mena, titular de la Unidad Técnica de Extracción durante la sesión extraordinaria de gobierno número 62 celebrada el 9 de noviembre de 2018.

En su análisis estadístico más reciente, la CNH destacó que, de los 17 planes hasta ahora presentados por Pemex, se estima una producción máxima de petróleo de 307 mil barriles por día y una producción máxima de gas de 893 millones de pies cúbicos diarios para el año 2022.

De las estimaciones totales, CNH considera dos campos que a la par contribuirían a incrementar la plataforma nacional: Esha para la producción de aceite y Cahua para la producción de gas.

Acorde con el reporte Ixachi, Xikin y Esah, representan un 68% sobre el total de aceite, mientras que Ixachi, Xikin y Cahua; mismos que representan un 91% del volumen estimado total de gas.

Como parte de los planes de desarrollo se reporta una inversión esperada de 13 mil 814 millones de dólares.

“Las inversiones se concentrarán principalmente en 3 campos: Ixachi con 6 mil 862 millones de dólares (50% del total); Xikin con mil 658 millones de dólares (12% del total), y Esah con mil 002 millones de dólares (7% del total)”, apunta el documento. 

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La Asignación AE-0006-6M-Amoca-Yaxché-04 correspondiente al campo Mulach, en el estado de Tabasco, se convirtió en el noveno que recibió la aprobación de su Plan de Desarrollo por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) del listado de campos prioritarios para Pemex.

Durante la sesión 41 sesión extraordinaria del órgano regulador, Roberto Castro Galindo, director general adjunto de la Dirección General de Dictámenes de Extracción expuso las pretenciones de Pemex en cuestión de extracción.

“Pemex espera extraer reservas probadas más probables (2P) por  30.33 millones de barriles de petróleo y 11.88 miles de millones de pies cúbicos de gas; sin embargo  el límite de la asignación serían 30.29 millones de barriles de aceite y 11.86 miles de millones de pies cúbicos de gas”, puntualizó Castro.

El plan contempla la perforación y terminación de seis pozos además de  87 reparaciones menores (limpiezas, estimulaciones y re diseño del sistema de bombeo neumático).

Para el desarrollo de esta asignación Pemex presentó cuatro alternativas: dos de ellas en las que proponía producir pozos de manera natural y otras dos que incluían bombeo neumático. A juicio de la CNH, la tercera alternativa es la que presentó mejores indicadores económicos y cuyo pico de producción es cercano  a los nueve mil barriles de aceite.

Bajo esa premisa, Pemex contempla invertir casi 550 millones de dólares, donde el 72.9 por ciento irá para el desarrollo del área; 19.97 por ciento para la producción y 7.12 por ciento al abandono.

La CNH, hasta la fecha, ha aprobado los planes de desarrollo para los campos Ixachi, Cahua, Chocol, Xikin, Uchbal, Esah, Manik, Mulach y Cheek, por lo que todavía los campos Hok, Cibix, Octli, Teekit, Tetl, Koban, Suuk y Tlacame faltan ser analizados por la Comisión.

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De acuerdo con Alma América Porres, comisionada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Pemex no podría alcanzar la meta prevista para 2021 con el desarrollo de los 20 campos anunciados por la empresa del Estado.

“Pemex lleva cinco planes presentados, y de esos, lo máximo que puede producir son alrededor de 117 mil barriles diarios (…) no va a llegar hasta ahorita a lo que está considerado en los planes que han presentado a la Comisión”, declaró Porres al término de su participación en el Foro Oil&Gas celebrado este martes.

En la estrategia de Pemex expuesta por su titular Octavio Romero Oropeza, desde el campo Ixachi hace algunos días, se fijó una meta de producir 267 mil en 2020 y 320 mil en 2021.

Hasta el momento, la CNH ha aprobado cinco planes de desarrollo para los campos Xikin, Esah, Chocol, Cheek y Cahua, quedando pendientes los campos: Manik, Kaatsul, Teekit, Pokche, Suuk, Koban, Hok, Tetl, Octli, Mulach, Uchbal, Tlacame, Valeriana, Cibix.

Sobre la postura de la CNH de los campos asignados a Pemex en la ronda cero, con vigencia para el 28 de agosto, Porres Luna indicó que el órgano regulador ya reportó a la Secretaría de Energía (Sener) los avances que tiene Pemex en sus áreas de exploración.

“Nosotros ya hemos dado el avance que tiene cada una de estas asignaciones en los cuales, efectivamente muchos hay atrasos, en otros no, en otros se han cumplido porque el objetivo de cada una de estas asignaciones es que cuando menos haya perforado un pozo y en el cual haya tenido un éxito geológico, es decir, que haya encontrado hidrocarburo”, dijo Alma América.

 

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