Reflexiones en torno a la situación financiera de Pemex: Mitos y Realidades: Cuarta parte

Reflexión general

En la primera parte de este ensayo demostramos que Pemex en el periodo 2019-2023 ha aportado más recursos monetarios al Gobierno federal, que los que ha recibido, es decir en último término no es una empresa subsidiada por el Gobierno federal. Por lo tanto, preserva un altísimo valor agregado para la economía mexicana. Pemex es el principal contribuyente fiscal del País, ocupó en el 2023 en el ranking mundial el lugar número doce en producción de petróleo. Y, de acuerdo con los datos más recientes, ocupó el undécimo lugar mundial en reservas internacionales. En la segunda parte del ensayo, demostramos con mucha claridad y con datos duros el origen de la enorme fragilidad financiera de Pemex, vinculada totalmente a la política pública energética de los gobiernos que antecedieron al de la 4T, por su adhesión puntual a los dictados del Consenso de Washington. Se clarificó el papel determinante de los cuantiosos recursos asignados a los fallidos proyectos PIDIREGAS como uno de los orígenes de la crisis financiera de Pemex. En el tercer ensayo se profundizó el análisis sobre la fragilidad financiera de Pemex heredada por la actual administración, y se demostró que, el origen de la dificultad financiera de Pemex fue causado por tres factores principales a saber: (I) El fracaso de los proyectos PIDIREGAS. Se confirmó con datos cuantitativos que dicho fracaso está detrás de manera significativa en el origen de la gigantesca deuda financiera vigente de Pemex. (II) La transferencia de cuantiosos recursos generados por Pemex del orden de 5 puntos porcentuales del PIB canalizados al Gobierno federal en el periodo 2002-2014. Y, (III) La destrucción del potencial de ingresos de Pemex al desencadenarse la fatal guerra de precios de la OPEP conducida por Arabia Saudita durante 2014-2016, mediante una violenta e inusitada sobreproducción de petróleo por esos países, con el objetivo de combatir -vanamente- la producción no convencional de hidrocarburos que, emergió de manera incontenible a partir de 2011 en Estados Unidos, y que lo condujo a ser el primer país productor de petróleo del mundo con una producción anual que osciló entre 12 y 13 millones de barriles diarios al cierre de 2023 (“Oil Market Report”, Departamento de Energía de Estados Unidos, noviembre de 2023). En esta tercera parte del ensayo que se dedicó a la problemática financiera de Pemex, se efectuó el análisis desde una perspectiva metodológica basada en un enfoque integral, rechazando por incompleto el análisis predominante basado en las apariencias (Schein) que bordean comúnmente a los análisis convencionales sobre la realidad financiera de Pemex, sustituyéndolo por un análisis con enfoque integral en busca de la esencia (Wesen) de la situación real financiera de Pemex, como negocio en marcha. En esta cuarta parte del análisis de Pemex (integrada por dos secciones A y B), la dedicaremos a la situación de la administración del Upstream, el área más rentable de Pemex a cargo de la subsidiaria Pemex Exploración y Producción (PEP). Se presentará en este artículo sólo la sección A del análisis histórico del desempeño productivo del Upstream de Pemex y, comenzará con el análisis del colapso inexplicablemente acelerado del campo supergigante Cantarell, del cual se desprenderán importantes lecciones que serán útiles como insumos valiosos para un plan de rescate estructural de la empresa productiva del Estado.

La importancia de la administración eficiente del Upstream: Lecciones del caso y del ocaso Cantarell

En la sección anterior se mencionaron tres factores que se constituyeron el origen de la fragilidad financiera de Pemex. A estos tres factores hay que agregar un cuarto factor a saber: La deficiente administración del mega yacimiento petrolero “Cantarell”, cuyo descubrimiento está considerado entre los veinte más importantes descubrimientos petroleros de la historia mundial. En su momento de esplendor máximo el año 2004, llegó a ser el segundo campo más productivo del mundo detrás del legendario campo Ghawar de Arabia Saudita, superando Cantarell a un campo supergigante tan prolifero como Prudhoe Bay. La deficiente administración del activo Cantarell, propició un trágico declive acelerado tanto en su capacidad de creación de reservas de aceite y gas, como de su producción, desde mediados de la primera década del siglo XXI, lo que implicó una drástica reducción del potencial de ingresos petroleros de Pemex, convirtiéndose esta deficiente administración del complejo Cantarell, en el cuarto factor del origen de la debilidad financiera actual de la empresa productiva del Estado. El complejo Cantarell es un campo supergigante, que fue descubierto en 1971, y presentó una productividad al alza hasta llegar en el año 2004 a un máximo de producción de 2.1 millones de barriles diarios, punto en el cual comenzó su misterioso declive, una caída continua a tasa acelerada no experimentada en el declive de otros campos supergigantes del mundo. En el año en curso, 2024 la producción de Cantarell oscila alrededor de 130-140 mil barriles diarios muy lejos de la producción generada en el 2004 el nivel más alto de su historia. El complejo Cantarell está integrado por los campos Akal (de lejos el campo más importante con más del 90% de las reservas originales del mega yacimiento), Nohoch, Chac, Kutz, Ixtoc y Sihil. En otra clasificación más estricta del complejo Cantarell, se agregan los campos Tajin, el prometedor campo Ek Balam, Kambesah y Után. El conjunto de estos campos abarca 21 mil kilómetros cuadrados. Entre los investigadores y analistas de más reputación es frecuente escuchar el comentario de que el colapso de Cantarell, medido por su tasa aceleradísima de declive (a partir de 2004), es un suceso inusual, es uno de los grandes enigmas de declive de un supergigante por la excepcionalidad del hecho. Por eso, algunos de los más osados y duros ingenieros petroleros han denominado a este catastrófico declive con el dictamen siguiente: “El ocaso de Cantarell significa que este mega yacimiento está en proceso terminal irrevocable.

Consideramos por nuestra parte, que quizá haya un equívoco en los especialistas petroleros al utilizar el término “ocaso” como un suceso de un proceso final irreversible, en virtud de que no siempre esta expresión tiene un significado de declive definitivo. En la literatura nórdica, “ocaso” se expresa con el término alemán de Götterdammerung y, también se expresa con el término de Ragnarökkr proveniente de la lengua antigua nórdica. El queridísimo poeta Snorri Sturlson entrañable personaje para Jorge Luis Borges, y para el autor de este artículo, por la infinidad de hechos mitológicos que narra, en su célebre texto poético “Edda Prosaica o Edda menor” (1220), indicó que “ocaso” significa destino oscuro, un término próximo a la expresión “decadencia definitiva”. Simbólicamente -dice la fina escritora madrileña Julia Blanco Martínez- el “ocaso” representa una escena o un momento del pensamiento que constituye la última fase de la existencia, término ligado a la decadencia” (Julia Blanco Martínez “Ocaso”: Círculo de Bellas Artes de Madrid, 2024). Interpretado de esta manera, el término “ocaso” y aplicado al declive de Cantarell, indicaría que, el otrora supergigante yacimiento petrolero mexicano está en sus días finales de manera irreversible. Sin embargo, muy poco se discute otra interpretación más sutil del término “ocaso”. En este otro sentido, el término “ocaso” tiene otra acepción menos terminante, menos definitiva de proceso terminal, tiene un orden cíclico o al menos un orden de espiral hegeliana que, posibilita un renacer; es decir, evita la irreversibilidad de la muerte del objeto que designa. Para Dante Alighieri autor de una de las cumbres de la literatura de todos los tiempos (“Divina Comedia”, 1304-1321) la palabra “ocaso” significa el momento de búsqueda de refugio para preparar la siguiente jornada, porque la noche -dice Dante-impide definitivamente continuar el viaje. Por su parte, Hegel piensa en el “ocaso” como el momento en que se da un giro a la fatalidad a través de la búsqueda de la sabiduría, tal es el significado del famoso aforismo de Hegel que dice “El búho de Minerva eleva su vuelo al atardecer” (Hegel, “Filosofía del derecho”, 1820). De la interpretación de Dante y Hegel se puede afirmar que el “ocaso” designa un momento reflexivo en una situación determinada de la evolución humana que, da la posibilidad (sin asegurarla) de salir de un avatar negativo o de una contingencia críticamente adversa, y es por lo tanto un momento crucial, para reevaluar proyectos en apariencia con un amenazador colapso, para dar un giro de timón y corregir lo que haya que corregir. Por su parte, el filósofo y filólogo alemán Friedrich Nietzsche (El crepúsculo de los ídolos, 1888) ve el “ocaso” como un sinónimo de la palabra “crepúsculo”, lo ve como un renacer de una nueva vida, de una nueva filosofía, un hecho fundamental de la historia humana que, ocurre con la muerte de los dioses. Nos preguntamos ¿Será el “ocaso” de Cantarell de esta tesitura? O ¿Será un ocaso luminoso en términos de la posibilidad de una nueva productividad del complejo Cantarell? ¿Cantarell puede renacer de un crepúsculo y de un ocaso? Para responder a lo anterior, antes tenemos que responder a la siguiente cuestión: ¿Cuál fue o cuales fueron los factores que propiciaron un declive productivo tan catastrófico del complejo Cantarell?

Daniel Romo investigador del Instituto Politécnico Nacional (IPN) afirmó certeramente que la “Administración de Cantarell fue poco eficiente debido a una serie de decisiones (de corto plazo) que se privilegiaron sobre una visión de largo plazo, lo cual fue relevante en su rápida declinación y en los retos que ahora enfrenta” (Daniel Romo, “El campo petrolero Cantarell y la economía mexicana”, Problemas de Desarrollo Vol. 43, no. 183, 2015).

Los errores en la administración del complejo Cantarell

El primer error de la gestión Cantarell tuvo que ver con los proyectos PIDIREGAS, que desde el punto de vista financiero-productivo ya fueron examinados en la tercera parte de este ensayo. Cuando iniciaron estos proyectos en la gestión del presidente Zedillo (1997-1998), al diseñarlos se pensó correctamente que, formaban parte de un plan estratégico de largo plazo para incrementar reservas petroleras y producción de Pemex. Para ese Plan, se determinaron las siguientes metas: (I) se estableció una meta de producción del complejo Cantarell de 1.4 millones de barriles diarios (II) se propuso la reducción del envió de gas a la atmósfera (III) se estableció inyectar gas al yacimiento para estimularlo. Todo lo anterior, bajo una administración de largo plazo. El financiamiento necesario por obtener, para el cumplimiento de este ambicioso plan estratégico, dada la restricción financiera existente y la consecuente escasez de recursos generada por el ominoso rescate del sistema bancario de México (derivado de la devaluación del peso en diciembre de 1994), vendría con los recursos monetarios aportados por el esquema PIDIREGAS, en la que el sector privado participaría de manera importante con el sector público en dicha financiación. Para lo cual, sería imprescindible en ese plan vincular indisolublemente las metas físicas de creación de reservas y aumento de producción, con las concomitantes metas financieras. Se determinó, que vinculatoriedad fuera una condición sine qua non, para el éxito de los proyectos, y para el cumplimiento del plan estratégico de largo plazo de Pemex establecido en la administración del presidente Zedillo. Como sabemos después de un análisis meticuloso, los proyectos PIDIREGAS, ya bajo la conducción e instrumentación en la administración del presidente Vicente Fox y de las dos subsecuentes administraciones, al no vincular las metas físicas y productivas con las metas financieras, dio cabida a un derroche colosal de recursos financieros, que tuvieron como consecuencia el abandono de los objetivos y metas establecidos en los proyectos originales del citado plan, el cual estaba regido por una visión de largo plazo (desvíos señalados persistentemente en la fiscalización practicada a Pemex y a la SHCP por la Auditoría Superior de la Federación a lo largo de esos años). Esta visión, este plan estratégico fueron sustituidos por una política pública energética de corto plazo con resultados desastrosos, que no deben repetirse. Por otro lado, la cuantiosa canalización de recursos financieros hacia el Gobierno federal (cinco puntos del PIB anual de 2002 a 2014), se administraba de manera improductiva. Una consecuencia fue el descontrol de los proyectos originalmente planteados, lo que determinó que, se modificaran sustancialmente o se sesgaran los términos establecidos en las metas y objetivos cuantitativos y cualitativos del citado plan de largo plazo. Por aquella época, ocurrió otro hecho de singular importancia asociado con la gran euforia política por el triunfo de Fox quien asumió la presidencia con un gran bono democrático que, le otorgó la sociedad mexicana en las elecciones de julio del año 2000. Ese hecho singular, se tradujo en la idea de otorgar un lugar principal a los proyectos de sustentabilidad (transición energética), lo que en principio no sonaba mal. Sin embargo, por las prisas de obtener una todavía mayor legitimidad política a pesar del bono democrático, surgió entre los miembros de la administración foxista, la equivoca y peligrosa idea de sobreexplotar el complejo Cantarell al amparo de la tesis según la cual, la transición energética haría obsoleta muy pronto la extracción de petróleo fósil. La conclusión era evidente bajo esta filosofía ¡habría que sacar provecho inmediato del petróleo del subsuelo antes de que el petróleo fósil valiera nada por la rapidez con que los citados miembros de la administración foxista imaginaban la transición energética hacia las energías sustentables! Fue así como permeó en toda la administración del presidente Fox, la visión de corto plazo en materia energético-petrolera. De esta manera, se comenzó a sobreexplotar el complejo Cantarell, fundamentalmente el campo Akal. Así, aplicada puntual y rígidamente la presión política para acelerar la producción petrolera de Pemex, se pasó muy pronto de una producción anual promedio de 843 mil barriles diarios en el periodo 1990-1999, a una producción para el año 2001, de 1.7 millones de barriles diarios (Akal el campo más relevante de Cantarell produjo 1.6 millones de barriles diarios). Esta febril ansía por producir aceleradamente la producción y extracción de hidrocarburos, representó en realidad una sobreexplotación salvaje concentrada en el supergigante Campo Cantarell misma que, se intensificó en los años inmediatos subsecuentes. Así, en el año 2002, Cantarell produjo 1.9 millones de barriles diarios (y Akal 1.8 mbd), en 2004 punto de máxima producción Cantarell produjo 2.1 millones de barriles diarios (y Akal 2.0 mbd). ¿Cómo se ejecutó de manera inmediata y violenta esta sobreexplotación del campo supergigante mexicano? Varios factores confluyeron para esa ejecución:

En primer lugar, uno de los proyectos PIDIREGAS del gobierno foxista determinó que los administradores de Pemex y de la subsidiaria PEP, inyectaran nitrógeno para resolver el obstáculo de la existencia de un casquete de gas secundario existente en el complejo Cantarell, en la práctica ubicado en el campo Akal. Con la inyección de nitrógeno, se incrementaría la energía del complejo y, por ende, la producción de petróleo. Es oportuno mencionar en este punto la existencia de un estudio de gran calidad técnica realizado al amparo de un grupo de Monitoreo del Yacimiento Cantarell (con la participación de ingenieros de PEP) el cual fue presentado por el ingeniero J. Tomás Limón Hernández (miembro de ese grupo por 5 años) para su admisión personal a la Academia de Ingeniería intitulado “Proyecto Cantarell: Evaluación de los aspectos de la ingeniería petrolera”. Dentro de los muchos aspectos positivos de este trabajo, incurrió, sin embargo, en el error de afirmar categóricamente que, la inyección de nitrógeno al campo Cantarell tiene ventajas comerciales sobre la inyección de gas natural, sin tener efectos negativos apreciables. Se recalca en esta afirmación, el predominio comercial del corto plazo. ¿Qué otro factor hizo que se decidiera esta elección de política pública tan desafortunada, que iba en contra de la opinión técnica de ingenieros mexicanos experimentados de clase mundial con visión de largo plazo como el ingeniero Garaicochea, que proponían la reinyección de gas natural? La respuesta es sencilla, para una explicación más convincente, utilizaremos el símil siguiente basado en la conducta de los nuevos banqueros que surgieron en el proceso de reprivatización bancaria de 1990-1992. Los nuevos banqueros de ese proceso eran en su mayor parte casa bolseros que, adquirieron los bancos reprivatizados en procesos fast track (vía rápida), impulsados por la administración de Carlos Salinas de Gortari, con contadísimas excepciones tenía una visión de corto plazo (una semana es largo plazo para los casa bolseros), quienes para recuperar su inversión erogada para la compra de los bancos reprivatizados lo más rápido posible, decidieron por decreto bajo una visión cortoplacista expandir aceleradamente las tasas de créditos otorgados en todo el sistema bancario y financiero de México, sin tener ninguna clase de análisis de riesgos prudenciales (por ejemplo, los accionistas de Banpaís un banco que se colapsó en marzo de 1995, hicieron expandir la oferta de crédito de la institución a una tasa de crecimiento del orden del 30% en términos reales en los tres años siguientes a la compra del banco, cuando la economía mexicana sólo crecía al 3%, claramente no se generaban los recursos suficientes por la economía mexicana para el repago de los créditos otorgados). En síntesis, de la misma manera en que, los casa bolseros para recuperar la inversión de la adquisición de los bancos de la noche a la mañana, apalancaron de manera explosiva el sistema financiero mexicano y, lo hicieron explotar creando una crisis sin precedentes en México (la liquidación de la deuda Fobaproa administrada por el IPAB lleva 30 años de erogaciones de recursos públicos sólo para pagar intereses del endeudamiento generado, y pasará otro medio siglo para la liquidación de dicha deuda), la inyección de nitrógeno al complejo Cantarell para acelerar demoniacamente la producción de Pemex, tenía como finalidad incrementar de manera descomunal los ingresos petroleros en un contexto de precios altos del petróleo, aprovechando también la baratura de precios del nitrógeno que, imperaba entonces, bajo la peregrina y superficial idea de que pronto terminaría a nivel mundial la extracción de petróleo fósil. Perspectiva equivocada rotundamente ya que, como es posible apreciar una vez transcurrido un cuarto de siglo, en un contexto de análisis objetivo, todavía tiene un plazo largo de existencia la extracción de petróleo fósil (la transición energética de calidad debe ser un proceso terso, que vaya creciendo gradualmente en intensidad la producción de energías limpias, impulsada por el mismo proceso de aprendizaje que, sucederá seguramente en esa transición energética muy deseable).

¿Qué sucedió con la administración del Complejo Cantarell impregnado de una visión de corto plazo y por lo mismo irracional en la que la producción de nitrógeno fue imperando hasta significar en 2014 (el año de la guerra de precios desatada por la OPEP) el 50% de la producción total de gas natural? La fatalidad sobrevino. Así, al problema de la inyección de nitrógeno y al ser un campo maduro Cantarell (sobrepasaba los 30 años en 2004, en virtud de que su descubrimiento ocurrió en 1971), la producción de hidrocarburos, de lo que se llama el aceite, comenzó a generarse con mayor contenido de agua, con una abrumadora presión para contactar con el gas. El declive de la producción de Cantarell, con la coadyuvancia de este segundo factor (la extracción de más agua que aceite), fue la consecuencia natural del colapso acelerado de Cantarell. Por el abatimiento de la presión del yacimiento del activo Cantarell, la sobreexplotación implicó incrementar la perforación de más pozos. Antes de que empezara la disminución de la presión en el yacimiento del activo Cantarell con sólo 40 pozos se producía 1.12 millones de barriles diarios, una vez desencadenada la disminución de la presión del yacimiento del supergigante, y la necesaria recurrencia a sistemas de producción artificiales (92% de la actividad de Akal se efectuaba con estos sistemas artificiales a principios del siglo XXI), y para mantener e incrementar la producción del complejo, fue necesaria la actividad de perforación de 150 pozos. Se pasó de 40 a 150 pozos en este proceso de sobreexplotación del yacimiento Cantarell. Después de la inflexión en la producción iniciada en 2005, el avance del agua del flanco sur del yacimiento hasta alcanzar un nivel de comunicación con el flanco norte, de acuerdo con lo expuesto por el grupo de Monitoreo de Pemex, tendría como consecuencia negativa el cierre de pozos, y con ello la aceleración de la tasa del declive de la producción. La visión del corto plazo con su frenesí de producción intensiva otro nombre de la sobreexplotación en la gestión de Cantarell ignoró, en su apresuramiento continuar con el sistema de explotación manteniendo la presión del yacimiento, sistema que fue abandonado sin mayor explicación. Asimismo, por esta presión intensiva de producción, el proceso de extracción de aceite y gas comenzó a experimentar la pérdida de fluidos durante la perforación y reparación de Pozos. Muchos de estos pozos tendrían que cerrar por lo menos un tiempo por el estrangulamiento de pozos que se generó, lo que aceleraría enormemente la tasa de declive de la producción y de la tasa de creación de reservas del activo Cantarell. Adicionalmente, un sistema de explotación sin mantener la presión del yacimiento del activo Cantarell, haría que la extracción de reservas fuera un proceso de largo plazo, lo que implicaría que la tasa de restitución de reservas de aceite y gas de Pemex se rezagara respecto de la tasa de extracción. El citado investigador Daniel Romo señaló en adición a lo anterior lo siguiente para explicar el violento descenso productivo del supergigante petrolero mexicano: “La contaminación del gas natural –con el nitrógeno– generó presiones de los grandes consumidores para que se les concedieran descuentos a los precios de primera mano. Ante tal petición, y con dos años de retraso en su entrada en operación, Pemex tuvo que desarrollar esquemas para el manejo de nitrógeno y construir una planta eliminadora del mismo en el Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex, Tabasco con capacidad de procesamiento de 630 mmpcd. La creciente quema de gas a la atmósfera desde el 2001, se fue agudizando con el tiempo. En una evaluación posterior -agrega Romo- la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) manifestó que se puso en riesgo la óptima explotación de petróleo crudo en Cantarell, por todos estos acontecimientos, particularmente dañina fue la sobreexplotación que se realizó entre 2010 y 2011”.

En nuestra opinión particular, los administradores de Pemex del complejo Cantarell en lugar de detener el proceso de inyección basado en nitrógeno, cuando ya era evidente el declive del supergigante, lo impulsaron aún más. “La situación se agravó -agregó el notable investigador mexicano del IPN-, sobre todo por la cantidad de gas enviado a la atmósfera y quemado. La dependencia estimó que la paraestatal dejó de extraer cerca de 106 mil barriles al día de petróleo, debido a que no contaba con la forma de aprovechar el gas que expide el petróleo. Este problema implicó para Pemex no sólo un costo de oportunidad por no aprovechar el gas natural, sino que incurrió en gastos porque al gas desperdiciado se le aplicó el mismo impuesto que al canalizado a la venta, situación poco razonable puesto que el gobierno fue el que no decidió invertir en infraestructura para su manejo, entre la que destacó un mayor número de pozos, reparaciones mayores y menores, adicionales plataformas, equipos para producir con el sistema de levantamiento artificial (bombeo neumático continuo) en muchos de los pozos y el tendido de kilómetros de ductos, entre otros, así como la erogación de gastos de operación e investigación.

El impacto de la sobrexplotación productiva de Cantarell y Akal (con visión de corto plazo) en el declive de las reservas petroleras del complejo.

La sobreexplotación productiva del complejo Cantarell y de su campo más productivo Akal, tuvo como contrapartida lógica la pérdida de reservas, y el descenso del valor del activo Cantarell y del activo Akal con afectación muy negativa en el balance financiero de Pemex, amenazando tal pérdida de reservas, una mayor probabilidad de materializar el peligro de convertir a la empresa productiva del Estado de una firma cubierta (Hedging Firm) a una empresa especulativa (Speculative Firm). En la terminología de Hyman Minsky una empresa es una Hedging Firm, es capaz de repagar con sus activos la totalidad de su deuda financiera incluyendo los intereses de esta. Una empresa especulativa (Speculative Firm) sólo es capaz con sus activos y sus flujos de repagar los intereses de su deuda financiera, pero no de amortizar el capital. Cabe señalar, que bajo una crisis financiera mundial o local, es fácil -dice Minsky- pasar de una Speculative Firm a una empresa Ponzi (Ponzi Firm), en la que los activos de la empresa no sean capaces de liquidar ni el saldo de la deuda financiera ni el repago de los intereses (Hyman Minsky “The Financial Instability Hypothesis“, Working Paper No. 74. Levy Economics Institute, Bard College, New York, 1992. Ver también texto de Héctor Manuel López López “Hyman Minsky y su hipótesis de la inestabilidad financiera”, Colegio de México, 1992).

Tal es el profundo significado económico de la sobreexplotación del complejo Cantarell y la transferencia inmensa de recursos financieros que Pemex trasladó a los gobiernos neoliberales durante el boom de los precios del petróleo (5 puntos del PIB en el periodo de 2002-2014), así como los fallidos proyectos PIDIREGAS que desviaron las metas y los objetivos originales del plan de largo plazo establecido antes del advenimiento de Vicente Fox a la presidencia. Situación que se tradujo en el abandono por los ingenieros y administradores de la subsidiaria PEP y de Pemex, de la evaluación financiera y económica de dichos proyectos, así como de su seguimiento, en términos de metas y objetivos físico-financieros, la desvinculación de ambas medidas fue una gran tragedia económica para México, comparable a los efectos de los castigos económicos de guerra impuestos a los países vencidos por los países vencedores, cuyo ejemplo paradigmático fue el tratado de Versalles de 1919. La tragedia económica y financiera de la sobreexplotación del supergigante Cantarell ha sido mayor por el hecho de que se perdió la brújula de la preservación de un activo petrolero a lo largo del tiempo, cuya regla de oro (Golden rule of thumb) establece que por cada barril que se extrae, debe como mínimo crearse estrictamente un barril de reserva 1P (el incremento de las reservas clasificadas como 2P y 3P son bienvenidas pero la regla de oro se refiere a reservas 1P, los barriles de hidrocarburos que se pueden extraer por ser comercialmente rentables).

La sobreexplotación de Cantarell y una administración deficiente del campo que se expresó en los errores ya señalados como la inyección de nitrógeno y no de gas natural, propició una tendencia indeseable de incrementar el porcentaje de agua y sal en la extracción de petróleo. Incluso todo este desorden condujo al cierre de pozos. En síntesis, la enorme tasa de declinación del complejo Cantarell fue anormal, una excepción que rara vez ha ocurrido en el declive de campos supergigantes, la tasa de declive de la producción de Cantarell promedió anualmente en el periodo crítico de su descenso una tasa de declive de más del 20% después de llegar a su pico más alto en 2004. Al respecto, es importante señalar lo siguiente: Un estudio que data del año 2005, encabezado por el ex CEO de Schlumberger Andre Would determinó que el declive de campos petroleros supergigantes no sobrepasa en estudios empíricos del 8%. Utilizando un modelo matemático que genera una curva exponencial declinante, F.T. Nadir examinó la declinación del campo supergigante Thistle del Reino Unido, modelo que se aplicó también para examinar el declive de otro campo supergigante Prudhoe Bay de EUA. Mutatis mutandis este modelo ajustado se aplicó a examinar la declinación de dos campos gigantes el campo Eldfisk de Noruega, y el campo Jones Creek de Nigeria. El resultado fue una tasa de declinación de alrededor del 5-6%. El modelo desarrolló una curva matemática exponencial declinante y la usó para extrapolar la producción histórica del campo sujeto a investigación y determinó una desviación estándar, considerando variables cualitativas como la tendencia de nueva tecnología petrolera entre otros factores (F.T. Nadir “Thistle Field Development”, Journal of Petroleum Technology, Vol.33 Issue 10, october 1981). Por su parte, investigadores del Cambridge Energy Research Associates (CERA), utilizando una base completa de todos los campos gigantes del mundo, determinaron una tasa de declive de 4.5% (CERA, 2007). El pirata financiero de Wall Street, T. Boone Pickens declaró (basado en investigaciones minuciosas de su empresa Mesa Petroleum, una de las más grandes compañías petroleras del mundo, y de su fondo financiero BP Capital Managment) ante una comparecencia en el senado estadounidense en el año de la crisis financiera de 2008, que la tasa de declive de los campos gigantes oscila alrededor del 8%. Por su parte, la Agencia Internacional de Energía (IEA), en un estudio con base sustentado con datos mundiales estimó el declive de los supergigantes campos en una tasa de 7% (2008).

Los investigadore suecos Mikael Höök, Robert Hirsch y Kjell Aleklett, de la Universidad de Uppsala, Sistemas de Energía Globbal, departamento de física y astronomía, utilizando datos históricos de gran magnitud -yo diría enciclopédicos- sobre la evolución de los campos supergigantes provenientes de diversas fuentes (memorias históricas de la American Association of Petroleum Geologist, -AAPG; informes anuales de Oil & Gas Journal; la data base sobre campos supergigantes de la Universidad de Uppsala que, incluye datos detallados de 331 campos supergigantes), y utilizando variantes de la curva matemática exponencial declinante, encontraron una tasa de declive de 6.5%, pero apuntaron que es muy probable que se incremente esa tasa en el futuro ( Mikael Höö, Robert Hirsch y Kjell Aleklett, “Giant Oil Field ecline rates and their influence on world oil production”, Energy Policy, Vol. 37, Issue 6, Uppsala University, 2009). Un resultado interesante de este estudio es que los investigadores suecos, hallaron que, en campos supergigantes terrestres (170 campos gigantes), la tasa de declinación es menor, del orden de 3.9%, y en los campos marinos, la tasa de declinación fue más elevada de 9.7%. Esta investigación reveló también que los campos gigantes de la OPEP tienen una tasa de declinación menor que la de los campos gigantes que, no pertenecen a la OPEP. Así mismo, determinaron que, en 97 campos gigantes globales de la OPEP estos tuvieron una tasa de declinación de 3.4%, mientras que 73 campos gigantes terrestres de la OPEP tuvieron una tasa de declinación promedio de sólo 2.8%, y 24 campos gigantes marinos de la OPEP, tuvieron una tasa de declinación promedio de 7.5%. En contraste, para los países petroleros no pertenecientes a la OPEP los resultados fueron los siguientes: 164 campos gigantes globales experimentaron una tasa de declinación promedio de 7- 8%, mientras que 97 campos gigantes terrestres tuvieron una tasa de declinación promedio de 5.2%, y 67 campos gigantes marinos experimentaron una tasa de declinación promedio de 10.3%. El contraste con la tasa acelerada de declive de Cantarell no puede ser mayor, dicha tasa de declinación promedio fue superior ligeramente al 20%, un hecho inusual. Esto demuestra la magnitud del desastre provocado por una mala administración del supergigante petrolero mexicano. Sobre este fascinante tema de los yacimientos supergigantes, un trabajo extraordinario es la tesis doctoral de F. Robelius, intitulada “Giant Oil Fields - The Highway to Oil: Giant Oil Fields and their Importance for Future Oil Production”. Doctoral thesis from Uppsala University (2007). En consultas por el autor de este ensayo con algunos CEOs de empresas de alta tecnología petrolera mundial proveedores de servicios, me refrendaron la idea de que la tasa de declive de la producción actual (2024) de los supergigantes yacimientos petroleros no rebasa el 10%.

¿El declive de Cantarell puede adquirir la connotación de ocaso de acuerdo con el significado que le otorgó Snorri Sturlson en su texto poético “Edda Prosaica o Menor” del siglo XIII (representadas por las expresiones Götterdammerung y Ragnarökkr), como un proceso irremediable terminal, o bien puede tener la connotación positiva que le dieron Hegel, Dante Alighieri y F. Nietzsche, y por lo tanto puede Cantarell como el ave fénix resucitar productivamente para bien de México?

La respuesta a esta cuestión es posible deducirla sobre la base de tres cuestiones (una respuesta más competa requiere de un análisis más profundo) a saber: la primera cuestión tiene que ver con la evolución de las reservas petroleras actuales de Pemex Exploración y Producción, y de la importancia que tiene el complejo Cantarell en dicha evolución. La segunda cuestión, tiene que ver sobre las posibilidades reales de reabrir pozos cerrados en la zona Cantarell, mediante procesos tecnológicos de recuperación secundaria y la tercera cuestión, tiene que ver sobre las posibilidades de encontrar mediante investigación y exploración basado en las novísimas tecnologías de exploración bloques nuevos en dicho complejo (en el siguiente artículo profundizaremos más en estas cuestiones y exploraremos otras alternativas).

La contribución actual de los activos Cantarell en las reservas petroleras de Pemex

El crecimiento de las reservas de hidrocarburos es lo que garantiza a un campo maduro como el de Cantarell tener relevancia en la producción de Pemex. Lo singular del caso es que un campo maduro tiene una característica peculiar determinada por la evidencia empírica mundial, las reservas tienden a crecer en campos maduros (Daniel Romo cita un estudio de UK Energy Research Centre de 2009 donde se emite este dictamen). Si lo anterior, es cierto entonces podemos afirmar, que, en su declive otoñal, los campos maduros todavía conservan cierto vigor juvenil en su férreo combate por no extinguirse. En el declive del supergigante Cantarell, lo extraño es que como campo maduro no ha seguido esta regla empírica. Así, en el año de 2013, las reservas 1P del activo Cantarell se habían desplomado, pasando de tener un stock de reservas de 9 mil millones de petróleo crudo equivalente en 2002, a sólo 2.2 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el año previo al inicio de la guerra de precios de la OPEP. En ese mismo lapso, las reservas 3P se habían desplomado 53%. En el Informe anual de reservas 2024 que emitió la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se revela lo siguiente respecto de su metodología: “Los datos de consolidación de reservas se efectuaron a partir de los Informes de 23 Operadores que cuentan con 486 campos con Reservas, de los cuales 458 fueron certificados por Terceros Independientes. En total, hay 793 yacimientos con Reservas en el país: 730 con proyectos de recuperación primaria, 60 con recuperación secundaria y tres documentan proyectos de recuperación mejorada (Comisión Nacional de Hidrocarburos “Reporte de la Consolidación de Reservas de la Nación al 1 de enero de 2024”, junio de 2024). De acuerdo con este reporte, en enero de 2024, con una producción reducida a menos de 150 mil barriles, el activo Cantarell carece de adecuadas reservas convencionales en aceite 1P, las cuales representaron el 6% de las reservas convencionales totales de Pemex, y solo aparece con importancia menor el campo Akal. En el ámbito de las reservas convencionales 2P en aceite, no aparece significativa la aportación del activo Cantarell; ni tampoco los campos Akal y Sihil aparecen entre los 12 campos principales. En lo que concierne a las reservas 3P, la situación es la misma. En el balance de reservas convencionales 3P en 2024, no se registran hechos positivos de valor agregado en reservas de los campos del complejo Cantarell. Es nula su aportación en los rubros “Descubrimientos” (concepto que se refiere al volumen de Reservas que se adicionan por Descubrimientos Comerciales que se clasificaron como Reservas); “Delimitaciones” (concepto que se refiere a actividades mediante las cuales se pueden establecer los límites de un yacimiento, y en el que dichas actividades pueden adicionar o disminuir las Reservas); “Desarrollo” (concepto que se refiere a la actividad que incrementa o disminuye Reservas a través del análisis derivado de la perforación de pozos de desarrollo);  “Revisiones” (concepto que considera información geológica, geofísica, de operación, del comportamiento de los yacimientos; nueva o actualizada, así como la variación en los precios de los hidrocarburos y costos de extracción, lo anterior para la adición o disminución de Reservas. También en este rubro se reportan los volúmenes que se reclasifican a Recursos contingentes); y “Producción” (concepto que se refiere al volumen de hidrocarburos producidos durante el Año de Evaluación) En este último rubro los activos Cantarell tuvieron un desempeño negativo. El activo Cantarell tiene cierto peso en la constitución de reservas de gas, así el campo Akal en reservas convencionales de gas 1P, se yergue como el segundo campo más importante de Pemex Exploración y Producción, aportando alrededor el 20% del total de reservas. Misma posición tiene el campo Akal en reservas convencionales de gas 2P y 3P. En este rubro, tiene valía el activo Cantarell, además de generar entre 130-140 mil barriles diarios de aceite. Como acotación importante tenemos la siguiente: En el campo de la creación de reservas, si examinamos las que provienen de descubrimientos comerciales por actividades de exploración, según el citado informe de la CNH, no se encuentra la creación de bloques autónomos relevantes en el complejo Cantarell, los hubo cuando se descubrieron hace más de una década los pozos Utan-1, Sihil 5 e Ixtoc-22 pertenecientes a dicho complejo.

Las posibilidades de la tecnología de la recuperación secundaria en los campos del complejo Cantarell

Hacia 2008, Akal contaba con el segundo más importante factor de recuperación de aceite del país con el 35.3%, por debajo del campo Abkatún-Pol-Chuc que registró el mayor nivel en el país con 37.5%. Le siguieron Nohoch con 29.7%, y por muy detrás del resto de campos ubicados en Cantarell (Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2010). Si bien el potencial productor de Cantarell se ha explotado, especialmente en los campos Akal y Chac, todavía quedan reservas de hidrocarburos por extraerse, si se toman en cuenta los factores de recuperación de otras naciones. De hecho, estudios de la Agencia Internacional de Energía señalan que 20% de la producción de petróleo del mundo en el año 2030 provendrá del uso de métodos de recuperación secundaria o terciaria, en donde se logran obtener hasta el 46% de recuperación (Jan Kjärstad, 2009: 451) o de los alcanzados en el Mar del Norte. De hecho, señala Daniel Romo en un tiempo Pemex contempló recuperar entre 2013 y 2050 un volumen de aceite de 2,641 mmb de aceite y 1,436 mmmpc de gas natural, para lo cual pretendió invertir alrededor de 35 mmmd los proyectos Cantarell y Ek-Balam. Además de continuar explotando Akal, que cuenta con la mayoría de las reservas probadas de aceite, existe potencial en los campos Sihil, Ek, Balam y Kambesan, que contienen el 17% de la reserva probada del Complejo y una producción acumulada reducida. Los campos Kutz, Ixtoc y Nohoch contienen un 6% de esa reserva probada total de aceite y presentan también cierto potencial, ya que su factor de recuperación fue menor de 20%. Sin embargo, como se aprecia en el reporte de la CNH esos campos, con la excepción de las reservas de gas, ya no tienen esta ventaja señalada por Romo en enero de 2024. No obstante, ello, la aplicación de la tecnología de recuperación secundaria puede añadir mucho valor agregado a los campos y pozos de Cantarell.

Las posibilidades de la tecnología de exploración en el descubrimiento de nuevos bloques en los campos de Cantarell

Hace no mucho tiempo la administración de Pemex intentó desarrollar con socios privados extranjeros con alta capacidad tecnológica no solo buscar con técnicas de última generación la posibilidad de descubrir nuevos bloques en el campo Cantarell. Asimismo, con la empresa alemana Siemens y su socio Nuvoil generó un proyecto de optimización de extracción de aceite y gas con una plataforma de servicio de compresión de gas natural AKAL-G, una tecnología de las más complejas e innovadoras de la industria basada en un aparato de compresión móvil que, permitiría de manera eficiente comprimir gas natural para extraer petróleo en una perspectiva de largo plazo y sin generar contaminación ambiental. Retomar este camino es prometedor para una hipotética y plausible reactivación de Cantarell aunque no en la dimensión que tenía.

Conclusión provisional.

En mi opinión Cantarell seguirá teniendo no obstante su declive acelerado e incomprensible, un valor económico y financiero muy importante para Pemex. Puede renacer quizá no como un yacimiento supergigante, sino como un campo activo capaz de crear reservas y producción atractivas, sobre la base de una administración eficaz que, solo la puede construir una robustísima gobernanza de clase mundial que, se erija en Pemex. “Como el búho de Minerva que eleva su vuelo al atardecer, así tenemos la buena esperanza de que el búho del yacimiento Cantarell, como el ave fénix renacerá y seguirá creando valor agregado para Pemex, para el Gobierno federal, y por lo tanto seguirá aportando bienestar al pueblo de México.