Problemas en planeación y ejecución desplomaron la productividad, detecta la CNH
Industria petrolera, perjudicada por prácticas gerenciales de Pemex
La caída en reservas y producción no se debe a escasez de recursos financieros ni petrolero
La comisión cuestiona la viabilidad de Chicontepec, donde se invirtieron $65 mil millones
Israel Rodríguez / Periódico La Jornada
El deterioro constante de la industria petrolera mexicana no obedece a la escasez de recursos financieros ni petroleros, sino a problemas de planeación, gestión, ejecución y a prácticas gerenciales en Petróleos Mexicanos (Pemex), aseguró la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El Primer informe de labores del órgano regulador de la industria petrolera nacional, surgido de la reforma energética aprobada por el Congreso a finales de 2008, destaca que mientras las reservas de hidrocarburos y los niveles de producción continúan disminuyendo, el presupuesto de inversión asignado a Pemex Exploración y Producción (PEP) ha ido en constante aumento de 15 por ciento anual en los últimos 10 años.
Informó que las inversiones en exploración y explotación alcanzaron un récord histórico, al pasar de 29 mil millones de pesos en 1990 a 233 mil millones en 2009. Así, el desplome en la producción y el crecimiento del presupuesto en inversión que se asigna a PEP se traduce en un incremento sostenido en los costos por barril de descubrimiento y desarrollo de campos en el país.
De 2001 a 2010 las reservas probadas de petróleo crudo equivalente se han desplomado de 33 mil a 14 mil millones de barriles, es decir, una caída de 57 por ciento, mientras la producción de crudo ha retrocedido del punto máximo alcanzado en 2004, de 3 millones 400 mil barriles diarios, a 2 millones 584 mil barriles en lo que va de 2010, lo que significa una reducción de 26 por ciento, por lo que se advierte la necesidad de reenfocar el horizonte de planeación hacia largo plazo.
Por ello, “la explicación del deterioro de la industria no está ni en la disponibilidad de los recursos petroleros ni en la disponibilidad de recursos financieros”, aclara.
Refiere que la caída que se observa en la plataforma de producción y en el nivel de reservas “obedece a un reto en materia de planeación y de ejecución, que no se ha podido superar”, pese a que ha estado presente desde hace más de una década.
En materia de planeación y ejecución se debe definir y transparentar la metodología para conformar un portafolio de inversión a largo plazo en materia de exploración y producción. “A la fecha existe poca claridad en la metodología que emplea PEP para definir la composición de su cartera de inversión”, observa.
La CNH, presidida por Juan Carlos Zepeda Molina, reconoce que pese a contar con un equipo reducido de 41 personas y un presupuesto anual de 5.9 millones de dólares, recursos sustantivamente menores en comparación con otras agencias reguladoras con responsabilidades similares (Noruega, Estados Unidos, Colombia, Nigeria, Bolivia y Brasil), las cuales tienen 367 empleados en promedio y 114.3 millones de dólares de presupuesto anual, en la comisión se vive “un ánimo profundo de compromiso con el país”.
Es necesario, afirmó la comisión de hidrocarburos, “mejorar el mecanismo de rendición de cuentas a nivel de proyecto de inversión o activo”. Cada proyecto o activo debe ser capaz no sólo de acreditar su viabilidad técnica, sino de generar su propio fondeo en el mercado de deuda, sin contar con la garantía explícita o implícita del gobierno.
“Sólo de esta forma Pemex podrá transitar hacia una mayor autonomía presupuestaria, y por tanto hacia prácticas empresariales que la pongan a la altura de otras empresas petroleras estatales”, definió.
Recordó que en años recientes Pemex incorporó la metodología valor económico agregado (EVA, por sus siglas en inglés), propicia para lograr el control del proyecto. Sin embargo, “esta metodología no ha sido aplicada con el rigor requerido a nivel proyecto. Generalmente Pemex reporta el EVA a nivel global o a un nivel que agrupa diversos proyectos, por lo que resta toda efectividad a este indicador”.
El documento de 70 páginas hace un severo cuestionamiento sobre la viabilidad del proyecto Chicontepec, en el que el actual gobierno ha fincado sus esperanzas de aumentar la producción. El análisis muestra que la inversión que se asigna no genera valor económico ni a corto ni a largo plazos, y arroja flujos negativos antes de impuestos, a pesar de que se encuentra en fase de explotación.
A este proyecto se le han invertido más de 65 mil millones de pesos y apenas hace una aportación de 43 mil barriles diarios durante 2010, lo que representa una producción acumulada hasta ahora de sólo 0.14 por ciento del volumen original en el sitio, y sus reservas probadas son inferiores a 0.5 por ciento del volumen original.
Este proyecto, en el que trabajan trasnacionales como Halliburton y Schlumberger con contratos multimillonarios, presenta un programa incipiente de recuperación secundaria, y sólo cuenta con una prueba piloto de inyección de agua. Además se desconoce el subsuelo, por lo que se presenta repetición de un mismo diseño de perforación, operación y proceso de explotación que no son acordes con las necesidades. Según prácticas internacionales, en lugar de haberse hecho contratos con empresas privadas se debería haber creado una empresa subsidiaria para la exploración de Chicontepec.
Adicionalmente “presenta insuficiente aplicación de las geociencias, por lo que las localizaciones de los pozos no son necesariamente óptimas”. A la fecha se han realizado 2 mil 220 reparaciones a pozos, sin que se haya logrado la producción esperada por reparación.
Con base en las estimaciones de PEP, Chicontepec generaría flujos positivos después de impuestos a partir de 2012, y lograría recuperar su inversión a valor presente en 2016.
Sin embargo, sus proyecciones asumen curvas de producción que no se han materializado, por lo que la CNH, con base en las productividades y curvas de producción observadas, y de mantenerse éstas sin cambio, estimó que se obtendría flujo de efectivo positivo apenas en 2015 y la recuperación de la inversión no se alcanzaría hasta 2030.
Pese a estos resultados insatisfactorios, PEP estima que Chicontepec será el que requerirá la mayor cantidad de recursos financieros de toda su cartera de proyectos.
Un elemento central, añade la CNH, es la necesidad de acelerar el desarrollo de campos, principalmente en aguas someras. Sin embargo, “los campos en aguas someras que actualmente están produciendo fueron desarrollados en promedio en ocho años”, mientras “la práctica internacional es menor a dos años”.
Otro de los proyectos que pretende impulsar el gobierno federal es la incursión hacia aguas profundas, pero la CNH estima que una producción en aguas profundas equivalente a 200 mil barriles diarios se podría alcanzar hasta 2025. Advierte que la incertidumbre asociada a los proyectos de aguas profundas es significativamente superior a los de aguas someras, por lo que sugiere reducir la dependencia a mediano plazo de estos proyectos.
Industria petrolera, perjudicada por prácticas gerenciales de Pemex
La caída en reservas y producción no se debe a escasez de recursos financieros ni petrolero
La comisión cuestiona la viabilidad de Chicontepec, donde se invirtieron $65 mil millones
Israel Rodríguez / Periódico La Jornada
El deterioro constante de la industria petrolera mexicana no obedece a la escasez de recursos financieros ni petroleros, sino a problemas de planeación, gestión, ejecución y a prácticas gerenciales en Petróleos Mexicanos (Pemex), aseguró la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El Primer informe de labores del órgano regulador de la industria petrolera nacional, surgido de la reforma energética aprobada por el Congreso a finales de 2008, destaca que mientras las reservas de hidrocarburos y los niveles de producción continúan disminuyendo, el presupuesto de inversión asignado a Pemex Exploración y Producción (PEP) ha ido en constante aumento de 15 por ciento anual en los últimos 10 años.
Informó que las inversiones en exploración y explotación alcanzaron un récord histórico, al pasar de 29 mil millones de pesos en 1990 a 233 mil millones en 2009. Así, el desplome en la producción y el crecimiento del presupuesto en inversión que se asigna a PEP se traduce en un incremento sostenido en los costos por barril de descubrimiento y desarrollo de campos en el país.
De 2001 a 2010 las reservas probadas de petróleo crudo equivalente se han desplomado de 33 mil a 14 mil millones de barriles, es decir, una caída de 57 por ciento, mientras la producción de crudo ha retrocedido del punto máximo alcanzado en 2004, de 3 millones 400 mil barriles diarios, a 2 millones 584 mil barriles en lo que va de 2010, lo que significa una reducción de 26 por ciento, por lo que se advierte la necesidad de reenfocar el horizonte de planeación hacia largo plazo.
Por ello, “la explicación del deterioro de la industria no está ni en la disponibilidad de los recursos petroleros ni en la disponibilidad de recursos financieros”, aclara.
Refiere que la caída que se observa en la plataforma de producción y en el nivel de reservas “obedece a un reto en materia de planeación y de ejecución, que no se ha podido superar”, pese a que ha estado presente desde hace más de una década.
En materia de planeación y ejecución se debe definir y transparentar la metodología para conformar un portafolio de inversión a largo plazo en materia de exploración y producción. “A la fecha existe poca claridad en la metodología que emplea PEP para definir la composición de su cartera de inversión”, observa.
La CNH, presidida por Juan Carlos Zepeda Molina, reconoce que pese a contar con un equipo reducido de 41 personas y un presupuesto anual de 5.9 millones de dólares, recursos sustantivamente menores en comparación con otras agencias reguladoras con responsabilidades similares (Noruega, Estados Unidos, Colombia, Nigeria, Bolivia y Brasil), las cuales tienen 367 empleados en promedio y 114.3 millones de dólares de presupuesto anual, en la comisión se vive “un ánimo profundo de compromiso con el país”.
Es necesario, afirmó la comisión de hidrocarburos, “mejorar el mecanismo de rendición de cuentas a nivel de proyecto de inversión o activo”. Cada proyecto o activo debe ser capaz no sólo de acreditar su viabilidad técnica, sino de generar su propio fondeo en el mercado de deuda, sin contar con la garantía explícita o implícita del gobierno.
“Sólo de esta forma Pemex podrá transitar hacia una mayor autonomía presupuestaria, y por tanto hacia prácticas empresariales que la pongan a la altura de otras empresas petroleras estatales”, definió.
Recordó que en años recientes Pemex incorporó la metodología valor económico agregado (EVA, por sus siglas en inglés), propicia para lograr el control del proyecto. Sin embargo, “esta metodología no ha sido aplicada con el rigor requerido a nivel proyecto. Generalmente Pemex reporta el EVA a nivel global o a un nivel que agrupa diversos proyectos, por lo que resta toda efectividad a este indicador”.
El documento de 70 páginas hace un severo cuestionamiento sobre la viabilidad del proyecto Chicontepec, en el que el actual gobierno ha fincado sus esperanzas de aumentar la producción. El análisis muestra que la inversión que se asigna no genera valor económico ni a corto ni a largo plazos, y arroja flujos negativos antes de impuestos, a pesar de que se encuentra en fase de explotación.
A este proyecto se le han invertido más de 65 mil millones de pesos y apenas hace una aportación de 43 mil barriles diarios durante 2010, lo que representa una producción acumulada hasta ahora de sólo 0.14 por ciento del volumen original en el sitio, y sus reservas probadas son inferiores a 0.5 por ciento del volumen original.
Este proyecto, en el que trabajan trasnacionales como Halliburton y Schlumberger con contratos multimillonarios, presenta un programa incipiente de recuperación secundaria, y sólo cuenta con una prueba piloto de inyección de agua. Además se desconoce el subsuelo, por lo que se presenta repetición de un mismo diseño de perforación, operación y proceso de explotación que no son acordes con las necesidades. Según prácticas internacionales, en lugar de haberse hecho contratos con empresas privadas se debería haber creado una empresa subsidiaria para la exploración de Chicontepec.
Adicionalmente “presenta insuficiente aplicación de las geociencias, por lo que las localizaciones de los pozos no son necesariamente óptimas”. A la fecha se han realizado 2 mil 220 reparaciones a pozos, sin que se haya logrado la producción esperada por reparación.
Con base en las estimaciones de PEP, Chicontepec generaría flujos positivos después de impuestos a partir de 2012, y lograría recuperar su inversión a valor presente en 2016.
Sin embargo, sus proyecciones asumen curvas de producción que no se han materializado, por lo que la CNH, con base en las productividades y curvas de producción observadas, y de mantenerse éstas sin cambio, estimó que se obtendría flujo de efectivo positivo apenas en 2015 y la recuperación de la inversión no se alcanzaría hasta 2030.
Pese a estos resultados insatisfactorios, PEP estima que Chicontepec será el que requerirá la mayor cantidad de recursos financieros de toda su cartera de proyectos.
Un elemento central, añade la CNH, es la necesidad de acelerar el desarrollo de campos, principalmente en aguas someras. Sin embargo, “los campos en aguas someras que actualmente están produciendo fueron desarrollados en promedio en ocho años”, mientras “la práctica internacional es menor a dos años”.
Otro de los proyectos que pretende impulsar el gobierno federal es la incursión hacia aguas profundas, pero la CNH estima que una producción en aguas profundas equivalente a 200 mil barriles diarios se podría alcanzar hasta 2025. Advierte que la incertidumbre asociada a los proyectos de aguas profundas es significativamente superior a los de aguas someras, por lo que sugiere reducir la dependencia a mediano plazo de estos proyectos.
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