El primer semestre de 2017 fue un mal periodo para la industria petrolera. Prácticamente todos los indicadores operativos de Petróleos Mexicanos (Pemex) registraron números a la baja, desde la producción de petróleo y gas, así como los volúmenes enviados a las refinerías y las exportaciones. Las cifras proporcionadas por la empresa muestran de inicio que los niveles de extracción de petróleo crudo cayeron 8.5%.

Esto significa, de acuerdo con los reportes operativos de la filial Pemex Exploración y Producción (PEP), encargada de buscar y extraer hidrocarburos de campos en tierra y mar, que México dejó de producir aproximadamente 188 mil barriles diarios entre el 1 de enero y 30 de junio de 2017.

Ese volumen es equivalente a todo el petróleo que procesa en este momento la refinería de Salina Cruz, Oaxaca, lo que habría permitido producir cerca de 67 mil barriles diarios de gasolinas y 39 mil barriles de diesel.

Desde el primer trimestre, Pemex venía registrando una caída en la plataforma de producción de aceite debido a la declinación natural de campos productores de crudo ligero como Chuhuk, Ixtal, Chuc, Kuil y Onel del activo Abkatún-Pol-Chuc de la Región Marina Suroeste, así como de Tsimín del activo Litoral de Tabasco y Artesa del activo Macuspana-Muspac, de la Región Suroeste y Sur.

Además, otros yacimientos están invadidos de agua (activos como Samaria- Luna, Bellota-Jujo, Macuspana- Muspac y Litoral de Tabasco).

En el caso de la producción de gas, las cifras registradas en el primer semestre evidencian que la plataforma cayó 11.1%, lo que significa que México dejó de extraer alrededor de 671 millones de pies cúbicos por día.

Con ese volumen de gas, Pemex pudo haber suministrado la mitad de las necesidades de la industria nacional, estimada en mil 375 millones de pies cúbicos (dato disponible a 2015).

En este caso, de acuerdo con la información oficial, la caída de la plataforma de producción también está asociada a la declinación natural en los activos Samaria-Luna, Macuspana- Muspac, Bellota-Jujo, Veracruz y Burgos y Región Norte y al incremento en el flujo fraccional de agua de los activos Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco.

La caída en la producción de petróleo crudo tuvo un impacto importante en los embarques que PEP realiza al Sistema Nacional de Refinación, integrado por los complejos de Salina Cruz, Minatitlán, Madero, Cadereyta, Tula y Salamanca. A estas refinerías, Pemex envió durante el primer semestre un volumen de petróleo crudo de 932 mil barriles diarios, 125 mil menos que en 2016.

Impacta producción de gasolinas

Esta reducción en el petróleo enviado para su procesamiento, significa que el sistema tuvo crudo para trabajar apenas a 60% de su capacidad, considerando que su espacio es de un millón 600 mil barriles por día, según el director de Pemex Transformación Industrial, Carlos Murrieta Cummings, lo cual también ha impactado a la baja la producción de gasolinas.

En los primeros cinco meses del año, la producción de gasolinas en sus tipos Magna y Premium se situó en 318.4 mil barriles diarios, casi 64 mil barriles menos que en el periodo enero- mayo de 2016.

En diésel, la producción se redujo 22.4% en los primeros cinco meses. El único indicador operativo que resultó favorable para el país, en términos de ingresos y no de volumen, fue la exportación de petróleo crudo.

México envió al exterior un volumen promedio de un millón 58 mil barriles diarios entre enero y junio, 76 mil menos en comparación con el mismo periodo del año pasado.

Sin embargo, el monto de divisas obtenido fue mayor en mil 871 millones de dólares, derivado del alza en los precios de la mezcla de exportación de petróleo crudo mexicano, que subió de 30.98 a 42.71 dólares por barril.

Al cierre del primer semestre, el mercado de exportación de aceite le dejó a México aproximadamente 6 mil 989 millones de dólares.