RESUMEN. No se dispone de la información geológica ni de estadísticas confiables sobre la exploración realizada en los últimos años para responder a la pregunta sobre el grado de agotamiento de los hidrocarburos en México. Solo se cuenta con piezas del rompecabezas. Se examinan algunos indicios que parecen mostrar que algunas regiones están agotadas, en tanto otras, como el Golfo de México, aún presentan un potencial importante de hidrocarburos. Se sostiene que el ritmo de extracción y de las exportaciones es insostenible, apenas podría prolongarse si se descubren, en el Golfo de México profundo, varios yacimientos gigantes, pero, continuar la política de extraer crudo solo para exportarlo, sin valor agregado, es un atentado a los intereses nacionales.

Calderón asegura que el petróleo se está acabando y que “ya no puede ayudarnos, como antes, a sostener los presupuestos de escuelas y hospitales”.

¿El petróleo se está acabando? los hidrocarburos son recursos no renovables y desde que se inició la extracción empezó a disminuir la dotación geológica de México. La cuestión es: ¿en qué grado de agotamiento se encuentra?

Teóricamente es posible medir el porcentaje del agotamiento de un campo, una cuenca o un país. Sería necesario contar con las distintas estimaciones disponibles de la dotación geológica (en el caso de México); una segunda estimación necesaria sería la relativa al volumen que, de esa dotación, podría ser extraído con la tecnología disponible. Quizá sería conveniente, como lo sugieren estudios del Departamento de Energía de los Estados Unidos, establecer distintos escenarios (alto, medio, bajo, optimista, pesimista, etc.) Esas cifras permitirían aproximaciones a un monto de recuperación final, para ser comparado con los volúmenes de lo que ya hemos extraído (la producción acumulada).

Grupos muy amplios de la población, no solo en los medios académicos, políticos y sindicales, están ávidos de respuestas: ¿la explotación ha alcanzado ya el 50% de nuestros recursos?, es decir ¿México se ha agregado a la lista de los países post peak oil, como afirman muchos colegas?, ¿acaso ya dilapidamos un 80% o más y estamos muy cerca de convertirnos en importadores?

En este mismo año de 2010, a más tardar en los primeros meses del próximo, tendremos las primaras perforaciones de Pemex, en tirantes de agua de casi 3000 metros en el área de grandes estructuras llamada “Cinturón Perdido”, al Norte del Golfo de México, contigua a la frontera mexicana con los Estados Unidos. Sus resultados podrían dar un vuelco a la situación actual, si esas perforaciones llegan a descubrir varios yacimientos gigantes. Recordemos que al Norte del paralelo 26°, es decir en los bloques de los Estados Unidos, ya se descubrió por lo menos un nuevo complejo gigante (500 millones de barriles de crudo), el indicio más sólido es el dato de que las instalaciones en construcción en el complejo Great White, tienen una capacidad de 100 mil barriles diarios de producción de crudo, que serán enviados al puerto de Houston, Tx, como han descrito todas las publicaciones petroleras.

En estas circunstancias, no sería correcto adelantar cifras sobre el potencial mexicano en el Golfo, en este momento, cuando estamos en vísperas de conocer los resultados de las perforaciones de Pemex en esa área fronteriza, con tantas perspectivas. Aún si las primeras perforaciones mexicanas fracasaran, tendríamos que esperar a resultados más representativos, recordemos que los Estados Unidos han tenido, en esas mismas formaciones geológicas, más de dos docenas de hoyos secos.

Mientras no se perfore, toda la información sobre la existencia de hidrocarburos es indirecta. En búsqueda de respuestas a nuestras grandes dudas pueden obtenerse inferencias, utilizando información sobre las recientes actividades de perforación y campos descubiertos. Comenzaremos por algunas regiones que parecen confirmar que, como dice Calderón, el petróleo se está acabando.

La cuenca Tampico-Misantla es una de las más grandes del país y también figura entre las primeras en las que se perforaron pozos comerciales desde el siglo XIX. Comprende desde las márgenes del río Pánuco hasta la región montañosa de Misantla y desde el litoral de Tamaulipas y Veracruz hasta la Sierra Madre Oriental. Hemos revisado exhaustivamente la lista de campos descubiertos y encontramos que hace treinta años que no se ha descubierto un nuevo campo en esa extensa superficie.

(Chicontepec, que abordaremos más adelante, no es un proyecto de exploración sino de desarrollo de campos difíciles, descubiertos hace décadas).

En esa misma cuenca, Tampico-Misantla, las posibilidades de encontrar más petróleo se ubican en sus extensiones marinas. Hasta el 2000 solo existía un campo: el Arenque. Ahora tenemos que reconocer que los estudios realizados tanto por instituciones de los Estados Unidos (US Geological Survey), como por Pemex, investigaciones que aseguran un alto potencial, han fallado, hasta ahora. Contrariando las que, han resultado expectativas exageradas los únicos campos marinos que se han descubierto frente a las costas de Tamaulipas y Norte de Veracruz, en los últimos diez años, son “Lobina” en 2003 y “Mejillón” en 2005.

Otros recientes pozos exploradores perforados han fracasado, lo mismo ocurrió en la búsqueda de las extensiones costa afuera de Burgos. Repetimos, los primeros pozos exploratorios frente a Tamaulipas y Norte de Veracruz, han resultado hoyos secos, es el caso de los pozos “Mercurio” en Burgos costa afuera y “Nu” al norte de Tampico. Lo mismo ha ocurrido con algunos nuevos pozos en Lankahuasa, tanto en someras como en profundas.

Desde luego existe otra vía para elevar el potencial en esa cuenca: la rehabilitación de campos viejos o marginales.

En el pasado se cerraron miles de pozos por diversas razones, su declinación natural por perdida de energía y lo oneroso de aplicar algún método para recuperarla, como bombeo de algún tipo; sobre todo en el sureste se cerraron por problemas como la invasión de agua o problemas mecánicos. En Tabasco conocimos un caso en que la sarta quedó atrapada y el pozo simplemente fue abandonado. Se trataba de una política dispendiosa, irritante, cuya única explicación era que Pemex contaba con Cantarell y otros campos de petróleo barato.

Pero reentrar a un pozo abandonado requiere un análisis de cada pozo con las herramientas y técnicas más actualizadas, para definir 1) se cierra definitivamente (se denomina taponar o “matar” el pozo) o se estudian las causas por las que se cerró y sus problemas, ese diagnóstico preliminar también debe considerar el estado mecánico del pozo; con base en las informaciones, se diseñan las medidas que permitirían volver a ponerlo en producción. Debe tenerse en cuenta que, la operación puede fracasar.

Por otro lado, la SHCP antes de autorizar los presupuestos, exige que se le presente un estudio de la producción esperada de cada intervención, se detallen los costos y se demuestre que las inversiones que se realizarán, van a recuperarse, el tiempo y los porcentajes de beneficios, por cada peso invertido. Esos estudios son llamados “documentar” la propuesta. En la Región Norte, Pemex ha conseguido éxitos importantes, probablemente los más destacados son los proyectos “Poza Rica” que comprende al campo del mismo nombre, y el llamado “Tres Hermanos”, que, igual que el anterior, comprende varios campos. Tenemos que confesar que, después de meses de revisión de los escasos documentos disponibles y de algunas entrevistas, aún no podemos saber ni siquiera el alcance del proyecto, es decir cuántos y cuáles campos comprende, menos los resultados obtenidos. Pero no cabe duda que por el número de equipos que pueden verse operando y los años que el proyecto se ha prolongado, es un éxito (Desde luego principalmente para las grandes compañías y para los altos directivos de la empresa y el gobierno, ¿los humildes trabajadores qué pueden esperar?, solo algo de empleo para no tener que emigrar a los Estados Unidos.

Apoyados en el éxito de Tres Hermanos, proyecto que comenzó en el sexenio pasado, la Coordinación de Diseño de Explotación del Activo Integral Poza Rica Altamira inició, en 2006, un proyecto para el análisis de pozos candidatos a ser rehabilitados en ese activo. Como ya se dijo el primer paso es llamado “documentar” las propuestas para clasificar los pozos con oportunidades de intervención y separarlos de los pozos programados para taponamiento definitivo.

El personal del Activo quedó desbordado por la magnitud de la tarea: el número de pozos a estudiar ascendía a 2,300 [dos mil 300] pozos cerrados, clasificados como pozos temporalmente cerrados sin oportunidad y cerrados con oportunidad.

El Activo Poza Rica Altamira apenas pudo estudiar alrededor de 70 pozos de los cuales se ha reentrado en alrededor de 25 pozos.

Los resultados obtenidos a la fecha son: una producción acumulada de más de 400,000 barriles de aceite.

La producción inicial promedio por pozo ha sido de 122 barriles diarios y se ha obtenido un porcentaje de éxito arriba del 50%, con lo que se ha demostrado que la reactivación de un porcentaje importante de pozos cerrados en esa Región puede ser viable y la metodología aplicada ayuda a reducir las incertidumbres asociadas al riesgo de la intervención. Actualmente se cuenta con una cartera de 150 pozos en lista de espera para ser intervenidos.

También en esa Región Norte, Pemex diseñó un nuevo tipo de contrato llamado “Contrato de Servicios Integrados” para la rehabilitación de 400 pozos en lo que llama: el Sector Ébano - Pánuco - Cacalilao, del Activo Integral Poza Rica Altamira. La licitación fue ganada por el Grupo Diavaz, el cual “promovió una Alianza Tecnológica y Financiera con la Empresa Estatal SINOPEC de la República Popular China”.

El falló se realizó el 13 de junio de 2007 y el contrato adjudicando tiene un monto de mil 538 millones 569 mil 986 pesos, con un plazo de dos mil 191 días naturales, contados a partir del 2 de julio de 2007. Las empresas mantienen en completo secreto los resultados de sus actividades. Es una ironía que los “camaradas” ahora estén asociados con la burguesía, para “sobre explotar” trabajadores mexicanos.

El pico de producción en la Región Norte se alcanzó en tiempo de las compañías extranjeras, que lograron poco más de medio millón de barriles diarios en los años posteriores a la Primera Guerra Mundial. Pemex ha publicado en diversas ocasiones proyecciones que plantean volver a alcanzar ese pico y aún más. No las repetimos porque tenemos fuertes dudas respecto a su confiabilidad; es decir el potencial que podría esperarse es un problema del que solo se dispone de datos incompletos y muy probablemente inflados por razones políticas. Tanto Maclovio Yáñez, como Alfredo Eduardo Guzmán Baldizán, ambos sub directores de la Región Sur, en el tiempo de su desempeño, aspiraron a la dirección general de Pemex, lo que los condujo a exagerar resultados de sus actividades.

Estando pendientes de realizarse los estudios que hemos descrito para obtener evaluaciones de lo que es posible recuperar, campo por campo, cualquier intento de expedir certificados de defunción o declarar desahuciada, a la cuenca Tampico-Misantla, nos parece prematura, incluso irresponsable.

Chiapas es otro caso en el que parece haberse agotado el petróleo. En los nueve años examinados sólo se descubrieron dos nuevos campos: “Malva” en 2003 y “Teotleco” en 2007. El primero lo ubicamos al Norte de Ocosingo, relativamente cerca del “Caracol” llamado “Roberto Barrios”, es muy pequeño: fue reportado con apenas cinco millones de barriles de aceite, y sin reservas ni probables, ni posibles; el segundo campo se ubica en el municipio de Reforma (el área de los grandes gigantes Cactus y Sitio Grande), es el primer campo descubierto, en esa área, desde los ochentas. El Teotleco parece ser prometedor, se realizó una segunda perforación en 2009, veremos que nos dice la información oficial este próximo 18 de marzo.

La historia reciente del petróleo en Chiapas puede resumirse del siguiente modo: de los días del inicio de la rebelión zapatista a la fecha la producción ha caído aproximadamente un tercio: de 60 a 40 mil barriles y se han cerrado uno de cada tres pozos que operaban en la primera fecha. Actualmente Chiapas produce un 20% más que Chicontepec.

Sin embargo todavía hay estudios y actividades pendientes de realizarse en los proyectos llamados San Manuel y Sierra de Chiapas, en municipios como Sunuapa, Tila y Simojovel al Norte de esa entidad. Si todavía no culminan programas de exploración tanto en territorio de Chiapas, como en Guatemala (Chevron, Texaco están explorando y perforando en Petén, los resultados que ellos obtengan pueden decidir a Pemex a regresar a Marqués de Comillas y otras áreas a lo largo del Usumacinta), de ahí que todavía no puede declararse cerrado el capítulo chiapaneco.

La producción de crudo está cayendo, las exportaciones se están reduciendo y los ingresos del gobierno presentan un enorme “boquete fiscal”, como le llaman. La prensa internacional ha realizado una tremenda presión, sobre Pemex, buscando apurar lo que llaman “la segunda generación de reformas”, es decir abrir más espacios a la inversión privada y suprimir (o darle la vuelta) al 27 Constitucional. Entre sus planteamientos hubo uno muy chistoso: “Pemex como el Titanic se hunde y los directivos se entretienen arreglando las sillas en la cubierta”.

Desde luego no somos defensores de la burocracia de Pemex, pero el planteamiento de los extranjeros era falso e injusto.

En este último periodo, de 2001-2009, se está realizando la más intensa actividad petrolera. Nunca en la historia de México la exploración se ha desplegado por tantas regiones del país, nunca en la historia de la industria se han perforado tantos pozos. No necesitamos insistir en que lo que el pueblo quisiera es reactivación no en la rama extractiva sino en transformación industrial, lo que se necesita es más refinación y más petroquímicas, que podrían permitir más empleo. Pero ese es otro asunto.

El punto es que lo que se impulsa es la exploración y producción: en este país se está descubriendo un nuevo campo cada quince días.

El cuadro número uno a continuación ofrece las cifras del número total de campos de hidrocarburos descubiertos entre 2001-2009 en México. Es un intento de presentar un panorama que cualquier persona puede verificar consultando la Memoria de Labores de Pemex. Entre 2001-2009 se han descubierto 233 campos.

Pero ¿por qué entonces la producción está cayendo? La revisión estadística encontró que el 68% de los nuevos campos descubiertos son de gas seco, apenas el 32% son campos que tienen aceite. Podemos adelantar una conclusión, en el último decenio, de cada tres campos o yacimientos descubiertos en México, dos son exclusivamente de gas ubicados en las cuencas de gas seco de Burgos, Sabinas, Veracruz y Macuspana. Cualquier repaso de la estadística mostrará que la producción de gas ha alcanzado los niveles más altos en la historia de México.

Pero aunque sin duda hay una nueva política sobre el gas natural, en las esferas donde se toman las decisiones, lo que importa es el aceite.

El aceite es el producto más codiciado, porque puede transformarse en dólares más rápidamente y además requiere inversiones menores. El gas es una industria distinta. La realidad es que en numerosos campos y pozos, por la falta de inversiones en equipos de separación, almacenamiento y transporte, todavía se quema o ventea el gas natural, como si fuera un estorbo. Ya dimos el caso del campo Malva en Chiapas, cualquiera que viaje a Chicontepec puede observar la enorme cantidad de mecheros con el gas quemándose.

CUADRO 1. NUMERO DE CAMPOS Y RESERVA DE CRUDO DESCUBIERTA, 2001-2010

AÑO	TOTAL CAMPOS y nuevos yacimientos	CAMPOS CON CRUDO	CAMPOS solo de GAS	CAMPOS DE CRUDO En GOLFO de MEXICO	CAMPOS O yacimientos con CRUDO en TIERRA	RESERVA PROBADA de CRUDO Millones barriles	RESERVA 2P de CRUDO Millones barriles
2001	12	1	11	X	1
2002	26	5	21	1	4	44	107
2003	41	15	26	9	6	76	247
2004	35	12	23	10	2	121	219
2005	37	14	23	12	2	53	151
2006	28	8	20	5	3	66	158
SUMA sexenio	179	54	125	36	18	359	878
2007	24	8	16	3	5	130	469
2008	19	10	9	7	3	245	728
2009	11	5	6	1	4	¿?	¿?
TOTAL	233	78	155	48	30	735	2 075

Fuente: Elaborado con datos de Pemex Exploración y Producción.

Dividiendo el número de campos de crudo 2001 a 2008 (excluimos los descubrimientos de 2009, de los que, en el momento de concluir estas páginas no se dispone de cifras completas), entre los 735 millones de barriles resulta un promedio por campo de 10 millones de barriles como reserva probada.

Por otro lado, el indicador llamado: “reservas-producción” que mide cuántos años podría sostenerse la producción, al ritmo de extracción del año anterior, es de menos de nueve años.

Una visión menos sombría la ofrecen datos de la Auditoria Superior de la Federación (ASP), que, en su último informe publica un cuadro elaborado en Pemex Exploración y Producción titulado “Campos nuevos para la restitución de crudo y gas”. Lo transcribimos a continuación simplemente reordenando a partir de los campos con mayores volúmenes de crudo.

CUADRO 2. NUEVOS PROYECTOS PARA ELEVAR LA PRODUCCION
DE CRUDO EN MEXICO.

Fuente: PEP, “Campos nuevos para la restitución de crudo y gas” citado por la Auditoría Superior de la Federación de la Cámara de Diputados en Informe del resultado de la fiscalización superior de la Cuenta Pública 2008.


Lo primero que salta a la vista es que de solo 17 campos se espera recuperar más de mil millones de barriles de aceite (el equivalente a dos campos gigantes). Aunque algunos campos como Ayin se descubrieron desde los años 90, parecería que hay una contradicción entre la información de la ASF y la de Pemex, de que el total de 78 campos solo tienen reservas probadas de poco más de 700 millones de barriles.

La ASF matiza el panorama tan sombrío de PEP. En el cuadro anterior, los cinco primeros campos en la lista, entran en la clasificación internacional de “importantes”, es decir campos con más de 100 millones de barriles. Pero solo es un matiz, en realidad no modifica las proyecciones de una caída gradual de la producción de crudos. Lo único que podría modificar esa situación serían varios gigantes en el Golfo de México profundo.

Ayatsil es un posible campo gigante. Ayatsil fue descubierto en 2006 y reportado sin reservas probadas ni reservas probables. En 2007, PEP lo reportó nuevamente como yacimiento descubierto aún sin reservas probadas ni 2P sin embargo elevó la cifra de reservas 3P a más de 100 millones de barriles de aceite.

En 2008 se perforó el nuevo pozo “Ayatsil delimitador 1 y por primera vez se le asignaron reservas probadas al campo en un volumen importante: 88.6 millones de barriles de aceite y 407 millones de crudo equivalente como reservas 3P.

Un dato definitivo se obtuvo hace un año: en febrero de 2009 Pemex concluyó la perforación del pozo “Tekel-1”, que confirmó la extensión de la estructura, agregó reservas por otros 100 millones y apoyó estimaciones oficiales sobre un potencial de más de 500 millones de barriles y la posibilidad de alcanzar producciones de 150 mil barriles diarias para finales del sexenio. La interesante noticia fue difundida en el extranjero por el todavía Director de Pemex, Reyes Heroles. Cuando se difundieron los anuncios sobre Ayatsil la prensa internacional dijo que al fin Pemex daba señales de vida y repitió la evaluación de más de 500 millones de barriles.

Los dos ejemplos ilustran que, aunque el petróleo se está acabando, la geología de México todavía puede ofrecer unos varios miles de millones de barriles.

Abundaremos sobre otro grupo de campos que han sido reportados sin reserva probada y algunos incluso sin reserva probable. No figuran en las estadísticas, están digamos “descalificados”, su omisión refuerza los planteamientos de Calderón, de que el petróleo se está acabando.

Conforme se fueron agotando las oportunidades en aguas muy someras, Pemex avanzó gradualmente hacía tirantes más profundos que los tradicionales, los nuevos campos que enumeraremos están ubicados en más de 100 metros de profundidad de agua: Baksha, Pohp, Numan, Kayab y Tson.

A la fecha Pemex no tiene en explotación un solo campo petrolero en más de 100 metros de profundidad de agua. Es el límite tecnológico de la explotación marina en México. Quizá por ello casi todos estos campos fueron reportados sin reservas probadas y algunos sin reservas probables. En ese conjunto solo dos tienen reservas probadas.

Una segunda característica es que son de crudo extra pesado. La sola información de los bajos grados API suscita burlas e ironías especialmente entre los analistas extranjeros.

CUADRO 3. CAMPOS DE RMNE Y RESERVA DE CRUDO DESCUBIERTA,
2001-2010

Fuente: Elaborado con datos de Pemex Exploración y Producción.

Desde hace dos o tres años se han presentado varios estudios para la explotación de esos extrapesados. Una propuesta fue presentada en el Congreso de Petróleo en Monterrey, de 2008, se trataba de la técnica llamada “emulsión inversa”, consiste en mezclar el crudo con agua y emplearlo como combustible en termoeléctricas; otra solución podría ser la mezcla en una nueva FPSO, un barco dotado de instalaciones de proceso, mezcla y embarque para exportación. La propuesta la formuló, desde luego en el extranjero, Reyes Heroles, tan afecto a involucrarse en “gestoría” (¿”coyotaje”?), para obtener comisiones.

Finalmente creemos que se desarrollará una propuesta IMP y Pemex que básicamente consiste en el empleo de bombas multifásicas para impulsar el crudo y aprovechar la cercanía de infraestructura (tubería de transporte y plataformas de proceso) en Ku Zaap Maloob.

El croquis a continuación ilustra el concepto de desarrollo.

En la siguiente página la figura uno, con la propuesta de Pemex y el IMP para el desarrollo de los campos de extrapesados en la Región Marina Noreste.

Figura 1- Propuesta para el desarrollo de los primeros campos de crudo extrapesado
y en tirantes de más de 100 metros de agua

Véase que en el croquis anterior aparece el viejo campo Tunich. Este fue descubierto desde 1978, es decir hace treinta años. ¿Cuál es la razón de que permaneció tres décadas virgen?

Fue perforado en un tirante de 135 metros de profundidad y por sus características era un campo aislado, construir infraestructura de transporte y de proceso de separación de hidrocarburos para un solo campo es antieconómico. Hoy Pemex ya cuenta con un conjunto de campos, que le permiten distribuir los costos. El croquis puede ser leído como la propuesta de un nuevo complejo (un complejo petrolero se define como un conjunto de campos que comparten las instalaciones de proceso y transporte en superficie).

Fuente: Elaborado con datos de Pemex Exploración y Producción.

El caso que hemos descrito exhibe que las cifras de reservas probada y probable están siendo manipuladas; el petróleo se está acabando pero el poco que queda, aunque desde luego son volúmenes sin comparación con Cantarell, son un suculento negocio para las compañías contratistas y los dólares un apetitoso bocadillo para los gobernadores y otros voraces miembros de la clase política.

Cada vez es más difícil encontrar petróleo crudo, aceite, en México. Los escasos descubrimientos se han realizado en tirantes más profundos que los tradicionales, el crudo es muy pesado. La ausencia de proyectos mejores es la única explicación del regreso a Chicontepec. Es un proyecto muy pobre pero al parecer continuará.

El proyecto Chicontepec en realidad se inició desde el sexenio de Salinas. Cuando Smith International (recientemente comprada por Slumberger) realizó las primeras perforaciones horizontales y demostraron que se podía elevar la producción de unas cuantas cubetas a 100, 200, 300 barriles por pozo. Los resultados de Smith International, desde comienzo de los noventa, definieron el destino de Chicontepec. A la fecha campos como Agua Fría, Coapechapa y Tajín, ya pueden presumir una producción acumulada de 30 millones de barriles.

El documento de la Auditoría Superior de la Federación al que hemos hecho referencia, dedicó varias páginas a Chicontepec, destacaremos tres aspectos: la explotación de Chicontepec ha tenido beneficios extremadamente limitados: apenas dos centavos y medio por cada peso invertido. Como la inversión ha sido de más de 33 mil millones de pesos, los beneficios ascienden a más de 845 millones de pesos. Un segundo aspecto del documento de la ASF, es que revela que Pemex no recibió completo el presupuesto asignado para el proyecto Chicontepec, en algunos años apenas recibió la mitad de lo presupuestado. La ASF incluye este dato como uno de los factores del incumplimiento de las metas y, finalmente, se pensaba que como resultado de las críticas de la CNH, Pemex sufriría disminución de su presupuesto, las cifras parecen apuntar a que, por el contrario en 2010 Pemex recibirá aumento respecto a 2008.

Transcribiremos completo un trozo de la ASF:

“Con la finalidad de conocer el beneficio...para el Estado que han representado las inversiones en los proyectos en el Activo Aceite Terciario del Golfo, se analizó la tabla de rentabilidad del 2002-2008, y se constató que la inversión que se reporta en dicho periodo asciende a 33 810 980.0 miles de pesos; y los ingresos obtenidos por la comercialización del petróleo y gas fueron de 34 657 540.0 miles de pesos, con una producción acumulada en dicho periodo de 66 880.6 mbp, por lo que el beneficio por cada peso invertido fue de 2.5 centavos, antes de impuestos...”

Si se realizan las multiplicaciones correspondientes (0.025 por los más de 33 mil 800 millones invertidos) se encontrará que el beneficio asciende a 845 millones (ochocientos cuarenta y cinco millones). Algunos les parece muy poco, para tener referencias y comparar señalemos que Tabasco, la entidad más sacrificada por el petróleo y el segundo estado en volumen producido, recibió en 2009 para sus municipios con actividad petrolera solo 76 millones de pesos. Desde luego la ASF deja perfectamente claro que los mayores beneficios los obtienen las compañías contratistas.

En realidad es necesario un verdadero estudio costo-beneficio que muestre factores como los empleos creados y quizá otras formas de derrama de recursos en la región, como son la construcción de una planta de proceso del gas, en Coatzintla y una segunda planta también de proceso de gas en Poza Rica. Esta planta está muy atrasada y su inauguración será hasta el año que viene o en 2012, según medios periodísticos. Sobre los empleos conviene señalar que la sección 30 del STPRM ha peleando por plazas para sus afiliados y ha logrado que personal sindicalizado opere algunos equipos. En la revisión del año pasado logró que el 50% de los equipos que perforarán este año de 2010 en Chicontepec, sean operados con personal sindicalizado. Estimo que serán unas 40 tripulaciones las que estarán a cargo de personal afiliado a la 30. En el FTE somos sindicalistas. No estamos contra los sindicatos. Luchamos contra las componendas secretas con los patrones y contra los privilegios para los dirigentes, pero estamos por que se mantenga la organización, y el empleo. El PAN y los neoliberales intentan destruir toda forma de organización del pueblo y de los trabajadores. En algunos espacios, como en Veracruz, el STPRM haciendo tremendas concesiones, como permitir que la mayor parte de los trabajadores queden desprotegidos en manos de subcontratistas, ha logrado un muy limitado fortalecimiento.

Entre los logros de Pemex, así sean muy modestos, también deben mencionarse al grupo de campos mexicanos bajo la sal. El primer anuncio sobre ellos se formuló desde el gobierno de Zedillo, el entonces Coordinador de Exploración, Pablo Cruz Helú lo presentó en Houston, Texas con el nombre de “Proyecto Cuichapa Profundo”. En el sexenio de Fox se realizó la primera perforación en el Istmo, que resultó, según Pemex un fracaso: el pozo Guince en el Istmo de Tehuantepec fue reportado como suspendido por “accidente mecánico”. Realizamos varias visitas al sitio y encontramos que ningún trabajador de las secciones petroleras de la región, aceptaba las explicaciones de Pemex. Nos narraron que lo que ocurrió fue un incendio en la pera, que no justificaba la suspensión de las actividades. Como ocurre cuando las explicaciones oficiales son insuficientes, han surgido teorías de que hay gato encerrado.

Finalmente las perforaciones exitosas y los descubrimientos de Nelash, Tiumut, Gurumal y algunos pozos en Sen (que son entre otros los primeros campos mexicanos bajo cuerpos salinos) muestran un resultado más bien contradictorio, algunos son tan pobres que podemos calificarlos de frutos amargos de las nuevas tecnologías, otros muestran un importante potencial.

Hacemos notar que “Gurumal”, cerca de Agua Dulce, Veracruz, es un campo que Pemex todavía no reporta, pero estamos convencidos que se trata de un descubrimiento, en caso de una equivocación lo retiraremos de la lista, corrigiendo autocríticamente.

El nuevo petróleo post Cantarell, aunque escaso, permite afirmar que el petróleo no estará agotado en los próximos nueve años.

Si las inminentes perforaciones en el área llamada “Perdido” en Golfo de México profundo, resultan exitosas, la nueva producción, se destinará a mantener y, si el potencial lo permite, a elevar las exportaciones, según lo anuncia la Secretaría de Energía en su reciente documento sobre la estrategia al 2025. En cualquier caso los nuevos campos serían de crudo más difícil y caro.

Como ya hay indicios, la disputa por la renta petrolera será más enconada.

Desde finales de 2009 y en el presupuesto de egresos de 2010, algunas entidades empezaron a sufrir recortes presupuestales, destacadamente, entre ellas, algunos de los principales estados petroleros, como Tabasco. Como consecuencia se recortaron programas asistencialistas y han estallado motines en las calles de Villahermosa. Este tipo de conflictos se agudizarán conforme la producción siga cayendo. Recientes zafarranchos provocados por las inundaciones en el Valle de México, tuvieron como respuesta los tanques antimotines. El gobernador mexiquense culpó a “los agitadores” de las protestas en Chalco. (Es el regreso del viejo discurso de hace medio siglo, durante el gobierno de Díaz Ordaz). El proceso de militarización, ya muy avanzado, se acentuará.

Exploración mediante sísmica 3D en el Golfo de México

Trabajos en el complejo petrolero Cantarell