Por Patricio González Quintanilla
PRIMERA PARTE...
Petróleo.
De persistir la tendencia actual en la que no se reponen las reservas probadas con la celeridad necesaria para compensar la extracción de crudo, se prevé una disminución constante en la producción total de petróleo en México.
Con menos de 15 billones de barriles de reservas probadas a finales de 2009, éstas son suficientes para solo 9-10 años de explotación. En un principio, al bajar el contenido de petróleo ligero o “Istmo” en la mezcla mexicana. Disminuyen paulatinamente las exportaciones y los ingresos de las mismas, tendencia iniciada en el año 2009.
Por otra parte y dado que el mayor volumen del petróleo extraído es tipo pesado “Maya”, con una capacidad de refinación muy limitada al interior del país, se augura una mayor importación de gasolinas para los próximos diez años, aun y cuando se incremente la producción de gasolinas y diesel en la refinería Lázaro Cárdenas e iniciara operaciones la nueva refinería de Tula en 5 ò 6 años más.
Con un consumo interno estimado de 2.5 millones de barriles hacia el año 2030, se pronostica una importación neta de petróleo crudo en el país a partir del 2025, cuyo volumen dependerá de la producción local de nuevos yacimientos; de la capacidad de extracción de reservas remanentes y en el comportamiento de campos terrestres con mayor nivel de dificultad de extracción, como es el caso del campo de Chicontepec en Veracruz.
Los recursos prospectivos de México se estiman en 35 billones de barriles (bb), concentrados como sigue: En las aguas del Golfo de México 19 bb; en las cuencas litorales del Golfo Norte 4 bb y la cuenca del Golfo Sur 12 bb.
Los más importantes yacimientos actuales son el complejo K-M-Z con 850 mbd, el complejo Cantarell con 700 mbd y la Cuenca Sur (Tabasco, Campeche, Chiapas) con 950 mbd en conjunto.
Para mantener una explotación diaria de 2.5 mbd, México necesita reponer sus reservas probadas en casi un billón de barriles por año. A finales de 2009, Pemex anunció que sus reservas probadas de petróleo crudo equivalente en poco menos de 15 bb Esto alcanzará para sólo 13 ò 14 años más.
Respecto a la exploración de nuevos recursos posibles, llama la atención que Pemex no informe sobre las prospecciones en el área de mayor extensión de la plataforma continental del país, situada frente a las costas de Yucatàn.
Tampoco se menciona nada respecto a la posibilidad de explorar las costas occidentales de la península de Baja California, donde existen zonas extensas de plataforma continental en la región central frente a Guerrero Negro y frente a Bahia Magdalena.
En este caso de emergencia nacional, deben de considerarse todas las opciones posibles y delegar las argumentaciones de grupos ambientalistas a un segundo plano. Esta posibilidad de nueva explotación esta por suceder en el estado de California, Estados Unidos, donde serán abiertos nuevos campos de perforación a todo lo largo de la costa estatal centro-sur.
Actualmente, el Estado de California produce 600,000 bpd en el área costa-afuera de la planicie de San Joaquín, frente a Santa Mónica, donde operan entre 15 y 20 plataformas, con refinerías ubicadas al sur del puerto de San Pedro, que también procesan el petróleo crudo proveniente de Alaska.
Las reservas probables en dicho estado, conforme a la Comisión Estatal de Energía –CEC- se estiman en mas de 10 billones de barriles de petróleo y 15 trillones de pies cúbicos de gas natural, con grandes probabilidades de incrementarse conforme se autoricen nuevas prospecciones, tanto por el estado como por las reservas federales.
Más de la mitad de estas reservas se encuentran en el sur del estado, por lo cual se evalúa actualmente su explotación en una franja litoral que va desde la actual zona petrolera de San Joaquín hasta el límite de la frontera con México.
¿Quiere Pemex mayores evidencias?
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