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En la recta final del gobierno pasado se anunció una serie de descubrimientos importantes por parte de pemex de yacimientos de gas y petróleo; serán las condiciones tecnológicas y de mercado, además de la inversión que asigne la paraestatal las que determinen que los descubrimientos se traduzcan en materias primas para la industria
En el último año del gobierno de Felipe Calderón se anunciaron los descubrimientos de por lo menos cuatro yacimientos de petróleo y/o gas natural con lo cual se abre la oportunidad de incrementar las reservas de hidrocarburos, que son insumos básicos en la industria petroquímica.
Sin embargo, para que esas probables reservas que la paraestatal descubrió puedan traducirse en más materia prima para la industria petroquímica se tendría que dar un salto muy grande, opina la investigadora del Tecnológico de Monterrey, Leticia Armenta Fraire.
En entrevista, la directora del Centro de Análisis Económico del ITESM explicó el largo proceso por el que tienen que pasar los hallazgos de pemex –los cuales podrían quedarse en el camino– antes de convertirse en reservas reales.
El paso más importante, dijo, será certificar ese descubrimiento como reserva 1P, que significa que es una reserva probada, es decir que es factible y costeable acceder a ella, señaló la especialista.
Detalló que los hallazgos se clasifican en tres niveles dependiendo del grado de probabilidad de explotarlos, que son: 1P, 2P y 3P, en ese orden de importancia. «Primero certificar las 3P, y después si se tienen identificadas, se debe estudiar cuál es la condición específica del yacimiento, para que no solamente sean probables, sino posibles».
Para determinar la viabilidad –abundó la académica– se tendrá que comparar costo de extracción contra el precio del combustible en el mercado, ya que algunos yacimientos, por su condición geológica, implican un costo, que en el horizonte de tiempo en el que se piensa extraer, lo hacen inviable.
«Ahorita estamos en una categoría que se denomina probable; cuando estemos en posible, es que ya tenemos mayor certeza de que puede extraerse dada la técnica actual, que la condición geofísica del yacimiento es tal que efectivamente puede allegarse ese recurso. Y para entrar al 1P, es que esta condición técnica, dado los costos anteriores, en referencia a los precios actuales, es económicamente factible, deseable extraerla o no», precisó Armenta.
Señaló que en el peor escenario, si el costo de la extracción superara el precio en el mercado los yacimientos jamás avanzarían a esa condición de 3P a la 1P, «aunque el recurso esté ahí, aunque tengamos la tecnología para extraerlos, nunca se va a extraer, mientras los precios se mantengan en cierta condición».
Entonces son condiciones técnicas y condiciones de mercado lo que permite que haya un cambio de ese tipo de reservas, subrayó.
En el escenario más optimista, una vez que estuvieran certificadas como reservas probadas –es decir 1P–, se tendría que realizar la extracción y luego pasar por un proceso de refinación, y entonces los productos obtenidos se convertirían en materia prima para la petroquímica.
Ejemplificó con el descubrimiento que la paraestatal hizo de cinco yacimientos de gas húmedo en el estado de Veracruz, en julio pasado, en su pozo Kunah 1, ubicado a 125 kilómetros al noreste del puerto de Veracruz.
En este caso, se estima que la disponibilidad del combustible sería de entre 300 y 400 millones de barriles equivalentes. «En esta identificación, donde se habla de las reservas, está en un rango de 1.5 a 2 billones de pies cúbicos de gas. Lo hacemos distinto porque, más o menos, en el yacimiento se calcula el 10% de crudo y el resto de gas, por eso hay estas dos mediciones», explicó Armenta.
Pero aun en este escenario en que fuera viable la explotación de dichas reservas, la académica externó dudas de que la industria petroquímica se vea beneficiada, debido a la falta de inversión de pemex en la refinación.
«Sería irresponsable decir que este hallazgo va a repercutir en tal cantidad de valor producido para la industria, por ejemplo del plástico, donde dicha industria tiene un porcentaje muy alto de insumos importados, precisamente porque pemex ha dejado de producir materia prima.
Respecto de la «industria privada, hace bastante tiempo que la mayoría de sus insumos es importada. Entonces no se traslada directamente, porque, sobre todo la industria privada siempre va a estar comparando costos contra la garantía de suministro», explicó la académica.
Acotó que el descubrimiento en sí mismo es bueno, porque hay la identificación de recursos de los cuales antes no se tenía noticias y la probabilidad de acceder a ellos.
La experta en macroeconomía consideró que el país está dejando de generar una corriente de valor muy importante, al olvidar la producción de derivados de los hidrocarburos.
«Lamentablemente nos hemos confiado –me refiero a nivel nacional– en la exportación de crudos, cuando francamente el mayor valor agregado no está ahí; el mayor impacto que puede tener la industria energética, pues está precisamente en las partes finales de la cadena».
Eso no significa –dijo– que el Estado deba producir todos los petroquímicos, «sino que pemex sí podría dar su capacidad, su presencia. Sí podría avanzar dentro de las cadenas de valor hacia la exportación, incluso, ya no sólo para el mercado interno de productos de mayor valor agregado que el crudo».
