La Auditoría Superior de la Federación (ASF) advirtió que “si Petróleos Mexicanos no fortalece las actividades de exploración y producción de petróleo crudo”, se pondrá “en riesgo el abasto oportuno y suficiente de los derivados del petróleo, que son útiles para el parque vehicular y de transporte, para los sectores agrícola e industria, lo que afectaría a la población en general”. El organismo fiscalizador determinó que “los niveles de incorporación de reservas”, producto de la actividad exploratoria, en decadencia en los últimos 11 años, “no se han reflejado en volúmenes que permitieran tener una reposición de los barriles producidos” y citó que “el nivel de producción y el volumen de exportaciones de crudo son los menores desde 1990”. Por Daniel Sánchez CAMPECHE, Cam. 24 de febrero del 2015.- La Auditoría Superior de la Federación (ASF) advirtió que “si Petróleos Mexicanos no fortalece las actividades de exploración y producción de petróleo crudo”, se pondrá “en riesgo el abasto oportuno y suficiente de los derivados del petróleo, que son útiles para el parque vehicular y de transporte, para los sectores agrícola e industria, lo que afectaría a la población en general”. El organismo fiscalizador determinó que “los niveles de incorporación de reservas”, producto de la actividad exploratoria, en decadencia en los últimos 11 años, “no se han reflejado en volúmenes que permitieran tener una reposición de los barriles producidos” y citó que “el nivel de producción y el volumen de exportaciones de crudo son los menores desde 1990”. La ASF señaló que el fortalecimiento de la exploración debe ser “principalmente en los yacimientos de shale oil y aguas profundas, en los que se encuentra la mayor parte de los recursos prospectivos del hidrocarburo”, para “lograr una reposición de reservas probadas superior al 100 por ciento, que permita un aumento sostenido de la producción en el mediano plazo y, por ende, suministrar de manera oportuna, con la calidad requerida y volumen suficiente de petróleo crudo al Sistema Nacional de Refinación para su procesamiento, con la finalidad de asegurar el abasto de gasolinas, diesel y turbosina, y con ello contribuir a resolver el problema del déficit en la satisfacción de la demanda nacional de petrolíferos”. En la auditoría de desempeño, realizada a Pemex Exploración y Producción (PEP), dentro de la Cuenta Pública del 2013, la Auditoría manifestó que “en el periodo 2004-2013, se verificó que las reservas totales descubiertas de petróleo crudo aumentaron 30.7 por ciento; sin embargo, mostraron dos comportamientos, de 2004 a 2008, las reservas se incrementaron en 101.5 por ciento, al pasar de 543.9 a mil 95.5 millones de barriles”. “Esta situación se explicó por los descubrimientos en campos terrestres, como en aguas someras, principalmente en los activos Abkatun-Pol Chuc, Poza Rica–Altamira, Bellota-Jujo, Samaria-Luna, y campos de aceite extrapesado del Activo Ku-Maloob-Zaap”, agregó. “De 2009 a 2013, la incorporación de reservas totales disminuyó 29.5 por ciento, al pasar de mil 8.1 a 711.1 millones de barriles. El organismo explicó que a partir de 2009, el descubrimiento de reservas presentó una declinación porque cambió la estrategia exploratoria, pues los recursos se dirigieron hacia la exploración en aguas profundas, donde los campos descubiertos no habían incorporado reservas, ya que hasta el momento el campo Lakach (descubierto en 2006) era el único proyecto que tenía autorizados los recursos de inversión para su desarrollo, condición necesaria para documentar reservas de cualquier campo petrolero, de acuerdo con los lineamientos de la Securities and Exchange Commission (SEC)”, apuntó. Mencionó que otro factor que impactó en la disminución de la incorporación de reservas de petróleo crudo fue el decremento en la perforación y terminación de pozos exploratorios, los cuales disminuyeron 61.9 por ciento y 63.1 por ciento en el periodo 2004-2013. También afirmó que “de 2004 a 2013, se observó que la producción total de petróleo crudo disminuyó 25.4 por ciento, al pasar de tres millones 382 mil 900 barriles diarios a dos millones 522 mil 200; como consecuencia de la declinación natural de Cantarell; y el cierre de pozos por fenómenos meteorológicos adversos”. El dictamen de la ASF Ante este panorama, la Auditoría Superior de la Federación dictaminó que con los resultados de la auditoría, se considera que “en términos generales, PEP no logró una razonable satisfacción del abastecimiento de petróleo crudo, porque de 2009 a 2013, las reservas incorporadas disminuyeron 29.5 por ciento, así como la restitución de reservas totales y probadas de petróleo crudo; lo que impactó en la reducción de la producción en 25.4 por ciento”. “La calidad del petróleo crudo entregado al Sistema Nacional de Refinación no fue el adecuado. Los costos de descubrimiento y desarrollo fueron competitivos, ya que PEP registró un costo de 15.6 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, por lo que estuvo por debajo en 6.0 por ciento respecto de la empresa que alcanzó el costo más bajo, que fue de 16.6 dólares por barril de petróleo crudo equivalente”, indicó. “La ASF considera que la atención de las recomendaciones referentes a proponer a su Órgano de Gobierno estrategias y programas de acciones para incrementar la incorporación de reservas, restituir el 100.0 por ciento de las reservas totales y probadas, y por ende incrementar la producción de petróleo crudo, permitirá a PEP abastecer en su totalidad el volumen y la calidad del hidrocarburo que requiera el Sistema Nacional de Refinación, a fin de incrementar la participación en la satisfacción de la demanda de petrolíferos con producción nacional”, reiteró. Subrayó que “con la ejecución de la auditoría, se determinó que, en 2013, PEP incorporó un volumen de reservas totales por descubrimientos de petróleo crudo de 711.1 millones de barriles, de las cuales el 9.5 por ciento (67.6 millones de barriles) correspondieron a reservas probadas del hidrocarburo. A partir de 2009, la incorporación de reservas disminuyó 29.5 por ciento”. “Asimismo, se verificó que, en 2013, PEP produjo dos millones 522mil 200 barriles diarios, resultado con el que cumplió en 98.9 por ciento de lo programado; sin embargo, no se incrementó la producción, la cual se redujo 25.4 por ciento respecto de 2004. En 2013, se restituyó el 77.2 por ciento de las reservas totales y el 71.6 por ciento de probadas, resultados inferiores en 22.8 y 28.4 por ciento, respecto de la meta de restituir el 100.0 por ciento”, comparó. “En 2011, PEP alcanzó la mayor tasa de restitución de reservas totales de 108.6 por ciento, a partir de ese año, la tasa declinó 31.4 puntos porcentuales. De 2008 a 2013, la tasa de restitución de reservas probadas disminuyó 47.6 puntos porcentuales, de 119.2 a 71.6 por ciento. En este contexto, se verificó que las reservas totales de petróleo crudo alcanzarán para los próximos 31.9 años y las reservas probadas para 10.7 años, sin considerar la incorporación de reservas de los próximos años”, abundó. “En 2013, PEP distribuyó dos millones 419 mil 500 barriles diarios de los dos millones 502 mil 400 programados, lo que significó un cumplimiento de 96.7 por ciento. De la distribución total, el 50.8 por ciento fue para refinerías y el 49.2 por ciento a terminales de exportación. No obstante, en el periodo 2004 a 2013, la distribución total de petróleo crudo se redujo en 25.1 por ciento, al pasar de tres millones 228 mil 900 a dos millones 419 mil 500 barriles diarios; el enviado al Sistema Nacional de Refinación (SNR) disminuyó en 9.3 por ciento, por lo que el organismo no aseguró el abastecimiento de petróleo crudo que demanda el país, con el fin de que el SNR cuente el volumen de petróleo crudo que requiere y así poder satisfacer la demanda de petrolíferos”, puntualizó. Sin producción aún en aguas profundas La ASF añadió que en cuanto al tema de operar con eficiencia en exploración, se determinó que en 2013, la adquisición sísmica bidimensional y tridimensional permitió dar mayor certidumbre a la estimación del volumen de recursos prospectivos, lo cual se reflejó en el aumento de 4.3 por ciento de estos recursos. Asimismo, con la perforación y terminación de dos pozos exploratorios en yacimientos de aguas profundas, PEP incorporó un volumen de 358 millones de barriles de petróleo crudo, resultado que representó el 50.3 por ciento del volumen total de reservas incorporadas en 2013. “Respecto de la exploración en yacimientos de shale oil, en 2013, se perforó un pozo exploratorio, que incorporó 5.3 millones de barriles de reservas de petróleo crudo, lo que representó el 0.7 por ciento de las reservas totales incorporadas. Sin embargo, no fue sino hasta 2013 cuando se obtuvo una producción de petróleo crudo de yacimientos de shale oil, de 37 mil 900 barriles diarios, cuya participación fue de 1.5 por ciento respecto de la producción total, y aún no hay producción derivada de yacimientos en aguas profundas”, citó. “Referente al éxito exploratorio comercial, en 2013 PEP se ajustó al rango programado del indicador, al obtener un resultado de 50.0 por ciento, y en el periodo 2004-2013, el indicador registró un aumento de 22.5, al pasar de 40.8 a 50.0 por ciento. “En relación con la eficiencia operativa en producción, PEP implementó estrategias de recuperación, con las cuales en 2013 obtuvo un factor de recuperación de petróleo crudo de 15.6 por ciento, y en el periodo 2004 a 2013, el factor de recuperación aumentó 35.7 por ciento, al pasar de 11.5 a 15.6 por ciento. “En cuanto a la calidad, se verificó que, en 2013 PEP incumplió en la calidad del crudo enviado al Sistema Nacional de Refinación (SNR) al registrar valores inferiores para el contenido mínimo de gravedad API; se superó el contenido máximo de presión de vapor, y el contenido máximo de sal permitido en el contrato de compra venta suscrito entre PEP y Pemex Refinación, lo que afectó la infraestructura del SNR. “En el periodo 2011-2013, PEP obtuvo un costo de descubrimiento y desarrollo de 15.6 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, cifra superior en 8.3 por ciento respecto de la meta establecida, que fue de 14.4 dólares por barril de petróleo crudo equivalente, debido a que el volumen de reservas probadas desarrolladas de tres mil 519 millones 400 mil barriles de petróleo crudo equivalente estuvo por debajo en 11.4 por ciento de lo programado, que era de tres mil 973 millones”, finalizó.