La tarea más compleja para Petróleos Mexicanos —ante el nuevo recorte de 100 mil millones de pesos de su presupuesto— será seleccionar entre los pozos que le son rentables y los que no, en un contexto de bajos precios del crudo, de 23.6 dólares en promedio en lo que va del año.
El próximo viernes el Consejo de Administración de Pemex tendrá que discutir sobre el futuro de muchos pozos: los que mantendrá por su cuenta, los que operará en asociación y los que en definitiva tendrá que cerrar.
A partir del último recorte presupuestal la empresa ha mencionado que van a priorizar los proyectos de inversión, pues ha reconocido que al precio actual del crudo muchos no son rentables.
De acuerdo con las últimas cifras de la petrolera, durante el tercer trimestre de 2015 el promedio de pozos en operación fue de nueve mil 309, número 1.5 por ciento inferior al del mismo periodo de 2014; esa cifra se explica por el recorte que también tuvo que hacer la empresa en 2015.
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Así, el número total de pozos terminados disminuyó 58.3 por ciento, equivalente a una reducción de 96, debido a una menor terminación de pozos de desarrollo.
“Lo anterior fue resultado de la menor actividad programada en los activos Burgos, Poza Rica-Altamira y Cantarell, derivada de los ajustes presupuestales aprobados por el consejo de administración de Pemex a principios de año (2015)”, reconoce la empresa en su último reporte financiero.
Para los especialistas es difícil pensar que no habrá una afectación mayor para este año, pues el ajuste de 100 mil millones de pesos es 61.2 por ciento mayor que el de 2015, año en que se tuvo que reducir la meta de producción, unos 112 mil barriles diarios.
Además, es importante destacar que Pemex Exploración y Producción (PEP) concentra hasta 80 por ciento del presupuesto que se le da a la petrolera, por lo que el impacto es ineludible.
Cabe mencionar que antes del recorte, el gobierno federal había ofrecido una inyección de capital en la empresa productiva del Estado. En lugar de esa capitalización, vino el recorte equivalente a 21 por ciento del presupuesto de Pemex. Sin embargo, la semana pasada Videgaray afirmó que sí habría un fondeo para Pemex proveniente de parte del remanente del Banco de México y que se utilizaría en deuda y en pagos a los proveedores de la petrolera.
Ante ello, en su mensaje semanal, el vocero de Hacienda indicó que Pemex, como todas las petroleras, enfrenta la caída de sus ingresos por los bajos precios del crudo y “por ello deberá hacer uso de los instrumentos que le otorga la reforma energética para lograr mayor eficiencia en su operación”.
En el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) 2016, en los objetivos de la empresa se plantea mantener un producción promedio de aceite de entre 2.1 y 2.3 millones de barriles diarios, pero se precisa que el cumplimiento de las metas está en función de la disponibilidad de recursos financieros.
La empresa ha señalado que los principales activos que resienten la medida son los de mayor costo, en 2015 fueron Aceite Terciario del Golfo, Poza Rica-Altamira-Burgos, Cinco Presidentes y Macuspana.
La subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía, Lourdes Melgar, dijo que Pemex produce barriles de crudo tanto en aguas someras como en tierra, donde es muy competitiva, y donde los precios actuales todavía dejan un margen.
La extracción tiene un costo de producción promedio menor a 10 dólares por barril y en algunos pozos de aguas someras es inferior a siete dólares.
En aguas someras, la cuenca más productiva es la del sureste, donde se han producido unos 46 mil millones barriles en 110 años y tiene 20 millones de barriles de reserva 3p; también posee 24 mil millones de petróleo crudo equivalente de recurso prospectivo.
“Ha sido y seguirá siendo una zona productiva; le vamos a continuar buscando y apostando a la zona de Campeche, el litoral de Tabasco y Chiapas-Tabasco terrestre”, dice Pemex.
Pero hay otras, como la de Ayatsil, de crudo extrapesado, en que los costos son superiores al precio actual; también es el caso de Chicontepec, área que ha tenido un desempeño deficiente.
Cabe destacar que en el caso de Ayatsil, la petrolera la considera en los farm outs, junto con Tekel y Utsil.
La premisa es seleccionar proyectos de menor rentabilidad que comprometan menos la producción y con ello mantener la solvencia de la empresa.
En 2015, el director de operaciones de PEP, Gustavo Hernández, dijo que la apuesta se concentra en campos con 90 por ciento de la producción. Los principales son Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Ixtal-Manik, Chuc, Delta-Grijalva, Crudo Ligero Marino, Antonio J Bermúdez y Aceite Terciario del Golfo.
En materia de aguas profundas, la empresa se mantiene con la idea de buscar asociaciones, pues si bien este año los ánimos por este recurso no son los mejores, confía que el próximo, con un precio más equilibrado, sean más fáciles, e incluso con la tecnología de empresas internacionales la explotación de estos recursos se logre en menos de 10 años.
