- Reporta pérdidas por 190 mil mdp en el cuarto trimestre de 2024
Durante el cuarto trimestre de 2024 Petróleos Mexicanos (Pemex) registró una pérdida neta de 190 mil millones de pesos, en contraste con una utilidad neta de 5 mil millones de pesos (mdp) de un año antes reporto la petrolera, mientras que los analistas advierten disminución adicional en la producción para 2025 y 2026 con lo que seguirá acumulando, perdidas.
Ernesto Madrid
De acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) durante 2024 la extracción de petróleo (sin condensados) promedió 1.56 millones de barriles diarios (mdbd), una reducción de 5.4% respecto al año anterior, 53.8% por debajo del pico de producción máxima observado durante 2004, de 3.38 mdbd y un mínimo desde 1979.
De igual forma, durante 2024 la producción de gas natural promedió 4,586 millones de pies cúbicos diarios (mdpcd), una caída de 8.2% respecto del año anterior, 35% por debajo de su nivel máximo alcanzado durante 2009, de 7,030 mdpcd y el más bajo desde 2004.
Sin duda, lo datos son delicado, pero a lo anterior se suma que, en el reporte entregado a la Bolsa Mexicana de Valores, Pemex detalló que los factores principales que influyeron en ese resultado fueron aumentos en el costo de ventas, deterioro de activos fijos, otros gastos, costos por instrumentos financieros derivados y una pérdida cambiaria.
No obstante, para los analistas de Citibanamex, hay otros factores que influyen en las pérdidas de Pemex y su falta de producción como lo es, el agotamiento de los campos maduros y la falta de reposición ya que, muchos de los campos petroleros más productivos ya alcanzaron su punto máximo de producción y están en declive, como el de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, que en el momento máximo de producción (2003-2010) alcanzaron más de 2.8 y 0.8 millones de barriles diarios (mdbd) respectivamente y los nuevos descubrimientos como Ixtal-Manik y Tierra Blanca aún no alcanzan a compensar la caída de producción.
Además, existen otras opciones como Chicontepec, que, pese a tener potencial, resulta de difícil acceso por ser un campo en aguas someras con reservas en lutitas o esquisto y exige, técnicas especializadas y costosas de extracción como la fracturación hidráulica (fracking).
Lo lamentable es que, la administración pasada presentó una iniciativa para prohibir el uso de fracking porque involucra un considerable impacto ambiental asociado al uso intensivo de agua, generación de residuos y riesgo de contaminación de acuíferos, además de que, la iniciativa no ha sido votada, pero si fuese autorizada, volvería inviable, el uso de estos recursos.
Y mientras la empresa ‘productiva’ del estado argumenta que “estos incrementos -de pérdidas- fueron parcialmente compensados por mayores ventas, incremento en otros ingresos y una disminución en impuestos y derechos”, los analistas señalan falta de inversión y caída en los precios internacionales del petróleo que siguen incidiendo en las mermas de la petrolera.
“La menor inversión en exploración y desarrollo de nuevos yacimientos ha limitado la capacidad de compensar la caída en la producción de los campos existentes. Si bien la administración actual se ha mostrado más abierta a la asociación con privados (farmouts) el cambio de la política energética del sexenio anterior que priorizó la dominancia del sector público redujo la participación del sector privado en la exploración y producción”, precisa Citibanamex.
Sin duda, la industria petrolera enfrenta desafíos técnicos y logísticos, en parte, a la obsolescencia y falta de mantenimiento de su infraestructura que, si bien ha venido incrementando, de 2018 a 2024 el promedio de la capacidad utilizada, en las seis refinerías del país fue de apenas 43%; Salina Cruz, la refinería con mayor capacidad de producción (330 millones de barriles diarios -mbd-) proceso durante 2024 en promedio 194 mbd Cadereyta, con una capacidad máxima de 275 mbd promedio 144 mbd y la Olmeca (Dos Bocas) promedio 21.5 mbd lo anterior deja ver que, en las condiciones actuales de eficiencia, la refinación no es rentable.
Y si bien es cierto que, la administración actual presentó el Plan de Trabajo 2025-2030 que propone una meta de producción de petróleo de 1.8mdbd durante este sexenio, así como ubicar la producción de gas, en 5 mil mpcd, es de advertir que esta administración que parece un poco más abierta a la participación de privados, (bajo esquemas mixtos), la reforma constitucional energética de octubre de 2024 constituye un retroceso en la búsqueda de un aumento eficiente de la producción de petróleo y gas, lo cual, estaba adecuadamente considerado en la reforma de 2013.
En la iniciativa de leyes secundarias presentadas el 31 de enero de 2025, actualmente en proceso de ser aprobadas en el Congreso en línea con el cambio constitucional, se subordina al sector privado y, dependerá de la reglamentación y en general de la implementación de las políticas públicas el que se evite una caída más pronunciada de la producción total del país en los siguientes años.
Así es que, solo un marco jurídico claro y predecible a largo plazo será una condición necesaria para que el sector privado compense las fuertes restricciones presupuestales del sector público por lo que Citibanamex, sigue anticipando la producción de petróleo promedio para 2025 y 2026 (sin condensados) en 1.5 y 1.4 mdbd, respectivamente con la consecuencia de seguir acumulando pérdidas.
@JErnestoMadrid
