El organismo internacional ve menores inversiones en exploración y producción tanto del Estado mexicano como de los privados y pronostica que los campos prioritarios de Pemex comenzarán a declinar a partir del próximo año; puesta en operación de Zama y Trion pueden mitigar la caída, afirma.
La producción petrolera de México descenderá en los próximos cinco años tanto por la reducción de inversiones del Estado como por la escasa actividad de privados que se reduce a la dependencia de los campos en desarrollo que se han logrado adjudicar en el país, pronosticó la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés).
Así, con una caída de 500,000 barriles diarios o 33% menos a su extracción de todos los líquidos hidrocarburos (crudo, condensados y líquidos del gas), México se convertirá en el país con la reducción porcentual más grande entre los que forman el bloque de no afiliados a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP+).
De enero a julio, la producción nacional de crudo reportada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) más la producción de condensados reportada por Petróleos Mexicanos (Pemex) promedia 1.944 millones de barriles diarios.
En términos absolutos, México registrará la mayor declinación en su producción petrolera después de Rusia entre los productores de la OPEP+, para situarse en algo menos que 1.5 millones de barriles por día en 2028, según el último Outlook de la Agencia Internacional de Energía.
La producción de Rusia, por su parte, caerá desde los actuales 9.6 millones de barriles por día a 9 millones de barriles diarios en cinco años, una reducción de 5.5% o 600,000 barriles diarios en un lustro.
El organismo internacional planteó en su documento “Oil 2023, Analysis and Forecast to 2028”, que la disminución de la producción de México a largo plazo en la producción de petróleo muestra un breve respiro en 2022-23 a medida que el campo Quesqui se intensifica. “El sector ha tenido altibajos desde la pandemia, cuando Pemex restringió severamente las inversiones planificadas”, estimaron.
Por otra parte, el proyecto Ichalkil-Pokoch de Fleetwood Energy ha estado funcionando continuamente desde su inicio y el Área 1 de Eni ha mostrado aumentos constantes en los volúmenes desde que el barco plataforma FPSO Miamte se puso en servicio en 2022. Además, los grandes descubrimientos recientes de Eni y Wintershall Dea se han sumado a esos éxitos.
“Para frenar el declive en años posteriores, será crucial poner en funcionamiento los campos Zama y Trion”, expuso la AIE, “la salida de Equinor del país y la serie de agujeros secos de Shell han generado dudas sobre las perspectivas de crecimiento a largo plazo de México”.
Escasean los recursos y medios para invertir
El país no contará con nuevos desarrollos petroleros en tanto no se reanuden las rondas de adjudicación de nuevas áreas, puesto que el Estado tiene recursos limitados para mantener todas sus actividades de exploración y ya ha iniciado la producción acelerada de nuevos campos, con lo que tomará tiempo arrancar con otros.
A la vez, los yacimientos gigantes con que ha contado el país llevan una trayectoria de declinación natural que no se podrá frenar y no se observan alternativas para sustituir la producción que aportan al total nacional.
Por ejemplo, la producción del activo compuesto por los campos Ku, Maloob y Zap en la Sonda de Campeche bajará desde los pocos más de 700,000 barriles por día que aporta hoy, a poco menos de 500,000 barriles diarios en cinco años, siendo uno de los principales factores que aportarán a la caída nacional de producción de hidrocarburos líquidos.
El otro yacimiento gigante en aguas someras mexicanas, Cantarell (descubierto en los años setenta del siglo pasado), reducirá a la mitad su producción, que ya es menor de 400,000 barriles diarios luego de la extracción acelerada se los últimos 15 años, cuando este yacimiento llegó a producir casi 2 millones de barriles diarios por cuenta propia.
El documento de la EIA calcula que los campos prioritarios que ha arrancado Pemex para su producción acelerada llegarán a su pico de poco más de 450,000 barriles diarios el próximo año y luego comenzarán a declinar, mientras que los operados por contratistas privados como Tecoalli, Miztón, Amoca y Hokchi también iniciarán su descenso a finales de 2024.
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