Análisis técnico sobre el punto en que producir crudo en campos maduros puede costar más que importar, por declinación, agua, energía, mantenimiento y fricción logística, con enfoque en riesgo operativo y toma de decisiones.
La discusión sobre costos en petróleo suele quedarse en un terreno cómodo: “optimización”, “sinergias”, “disciplina operativa”. Pero en los campos maduros la operación no se mueve por voluntad, se mueve por física. Cuando el yacimiento pierde presión, cuando el corte de agua sube y cuando cada intervención exige más energía y más mantenimiento, el costo real por barril deja de ser un tema contable y se vuelve una sentencia técnica.
En el primer texto de la serie explicamos por qué no todo barril paga y por qué el negocio real no se mide en anuncios, sino en caja. En el segundo, pusimos el dedo en la llaga: el cumplimiento es condición necesaria, pero no garantiza sobrevivir cuando la declinación y los costos avanzan al mismo tiempo. Este tercer artículo amarra ambas ideas en una comparación que incomoda: hay momentos en los que extraer en casa resulta más caro que traer crudo de fuera, y no por ideología, sino porque el subsuelo y la infraestructura envejecida cobran su factura.
La paradoja es que esta realidad suele esconderse detrás de promedios. En el reporte de resultados de Pemex, por ejemplo, el costo de ventas agrupa componentes que no son menores: depreciación y amortización, gastos de operación, impuestos y derechos a la extracción, conservación y mantenimiento, gastos de exploración, entre otros. No es un detalle metodológico, es el corazón del problema: el costo real está compuesto por piezas que crecen cuando el activo envejece y la producción cae.
Importar crudo no es simplemente comprar un barril en el exterior. Es pagar un paquete completo: precio de referencia, diferencial por calidad, flete, seguros, terminales, almacenamiento, pérdidas operativas, tiempos, riesgo cambiario. Producir crudo local tampoco es “costo de levantamiento” aislado. Es energía para levantamiento artificial, químicos, manejo de agua, integridad mecánica, paros no programados, reparaciones, refacciones, logística interna y derechos.
Lo que cambia el equilibrio no es un solo rubro, sino la combinación de tres fuerzas.
La primera es la declinación. La Agencia Internacional de Energía estima una tasa global promedio de declinación observada post pico de 5.6 por ciento anual para petróleo convencional. Esa es la media global. En campos maduros con retos de presión y agua, la realidad puede ser más severa, y la caída de producción se vuelve un impuesto invisible sobre el costo por barril.
La segunda es la fricción operativa del envejecimiento. Cada año de madurez aumenta la probabilidad de falla, el mantenimiento correctivo desplaza al preventivo y el sistema pierde holgura. La misma organización que logra cumplir, que es auditada y que sostiene estándares, enfrenta un hecho duro: cumplir no detiene el desgaste físico. Solo lo administra.
La tercera es el precio, no como cifra diaria, sino como entorno. Pemex reportó para 2024 un precio promedio anual de la Mezcla Mexicana de Exportación de alrededor de 70 dólares por barril, con un cuarto trimestre cercano a 64 dólares por barril. Ese rango es importante porque obliga a que los proyectos compitan en escenarios moderados, no en los picos de mercado.
Cuando estas fuerzas se alinean, aparece un punto de inflexión: el barril importado, aun con logística, puede llegar con un costo total competitivo frente a un barril nacional producido en condiciones de alta declinación y alta carga operativa.
En la conversación pública se habla de “costos”, pero rara vez se explica qué variable los empuja con más crudeza. En campos maduros, la respuesta suele ser el agua. A medida que sube el corte de agua, crece el volumen total de fluidos a levantar, separar, tratar, reinyectar o disponer. Se paga electricidad, químicos, capacidad de separación, equipo, bombas, corrosión, incrustaciones, fallas de sellos, tiempos muertos.
Esa dinámica tiene una consecuencia directa: el costo marginal por barril de aceite sube incluso si el equipo humano hace bien su trabajo. La eficiencia ya no compensa la termodinámica.
Por eso, cuando se escucha que “se puede bajar el costo por barril con disciplina”, conviene hacer una pregunta incómoda: disciplina respecto a qué variable. Porque hay una parte del costo que no responde a disciplina, responde a presión de yacimiento, permeabilidad efectiva y trayectoria de declinación.
Y hay un dato que confirma el contexto: Reuters ha reportado caídas de producción atribuidas a agotamiento de campos maduros, demoras en terminación de pozos y menores rendimientos, en un entorno donde los gastos operativos y financieros también presionan resultados.
Aun cuando el barril sea barato en el yacimiento, moverlo y estabilizarlo en la cadena física cuesta. Terminales, almacenamiento, manejo y tarifas existen. Pemex publica tarifas máximas de almacenamiento y servicios logísticos, un recordatorio útil: la cadena logística no es un detalle, es una estructura de costos con precios y reglas.
Esto importa porque la comparación “extraer vs importar” no se resuelve solo en el punto de producción, sino en la entrega efectiva del barril y su calidad utilizable en el sistema. En un país donde la logística y la confiabilidad de infraestructura también tienen historia, el costo real es el del barril entregado, no el del barril producido.
Hay un tipo de costo que casi nunca se presume porque no luce: el costo del riesgo. Paros por falla, derrames, pérdida de producción por un equipo crítico, una intervención diferida que se vuelve emergencia, un evento de integridad que obliga a gastar de golpe lo que se “ahorró” meses atrás.
Este riesgo se amplifica cuando el activo está en fase terminal económica. En esa fase, cada decisión de recorte es tentadora, y cada recorte sube la probabilidad de un evento que cuesta mucho más que el ahorro.
De ahí el título de este artículo: cuando la física no perdona, el costo no se negocia. Se acumula.
La diferencia entre un activo que sobrevive y uno que se vuelve un barril caro no suele ser una gran idea, sino un sistema de decisión. RegulaOps juega en ese terreno: convertir cumplimiento, operación y costos en un mapa de riesgo accionable. No para “cumplir más”, sino para entender cuánto cuesta cumplir en cada activo, cuándo ese costo se vuelve estructuralmente insostenible y qué señales operativas anticipan el punto de quiebre.
En un portafolio maduro, la pregunta correcta no es si se puede producir. La pregunta correcta es si conviene producir, y por cuánto tiempo, antes de que el sistema pague una factura más cara que el barril importado.
México puede necesitar producción nacional por razones estratégicas, pero el sistema petrolero no se sostiene con necesidad, se sostiene con viabilidad. La física, la declinación y la logística separan al petróleo que resiste del petróleo que se justifica.
En los próximos artículos de Petróleo Sistema vamos a entrar a quirófano: cómo se identifica el punto de inflexión económico de un campo, cómo se modelan escenarios de declinación con costos crecientes y qué señales operativas delatan cuando el barril local ya compite en desventaja frente al barril importado.
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