Investigación avanzada sobre cómo la declinación natural y el aumento de costos amenazan la viabilidad de campos petroleros en México, incluso cuando cumplen regulación.
En el primer artículo de esta serie —“El petróleo que sí paga y el que solo se anuncia”— expusimos una distinción incómoda: no todo barril es negocio. Ahora el problema se vuelve más profundo.
Hay campos que cumplen.
Cumplen en seguridad.
Cumplen en regulación.
Cumplen en reportes.
Y aun así, mueren financieramente.
Este segundo análisis de la serie Petróleo Sistema aborda el punto donde la narrativa regulatoria y la realidad geológica se cruzan con brutalidad: la declinación natural de los campos y el crecimiento estructural de los costos.
Cumplir es condición necesaria. Pero ya no es suficiente.
Todo campo petrolero declina. No es opinión, es física del yacimiento.
En campos maduros mexicanos, las tasas de declinación anual pueden oscilar entre 8% y 25%, dependiendo del tipo de reservorio, manejo de presión y estrategia de recuperación secundaria o terciaria.
El problema es que la declinación tiene dos efectos simultáneos:
Reduce el volumen vendible.
Incrementa el costo por barril producido.
Cuando el volumen cae, los costos fijos se distribuyen entre menos barriles. El lifting cost sube incluso si la operación es eficiente.
Aquí aparece la primera fractura del modelo: el campo puede cumplir regulatoriamente, pero su estructura económica comienza a erosionarse.
El cumplimiento regulatorio en petróleo no es estático. Evoluciona. Se endurece. Se supervisa con mayor profundidad.
En campos maduros, cumplir implica:
Integridad mecánica reforzada.
Monitoreo ambiental más frecuente.
Gestión de emisiones.
Auditorías técnicas.
Actualización de estudios de riesgo.
Cada una de estas obligaciones tiene impacto directo en OPEX y CAPEX.
El error común es presupuestarlas como gasto marginal. En realidad, en activos con baja productividad, pueden representar la diferencia entre flujo positivo y flujo negativo.
Cumplir no quiebra al activo.
Pero acelera la presión sobre su margen.
Existe una falsa sensación de seguridad en activos que “están en regla”.
Directivos y autoridades suelen asumir que si el campo cumple, el proyecto está sano. Pero el verdadero indicador no es el checklist regulatorio, sino la resiliencia económica frente a tres variables simultáneas:
Declinación natural.
Incremento de costos operativos.
Volatilidad del precio internacional.
Un campo disciplinado pero con tasa interna de retorno deteriorándose es un activo en fase terminal económica, aunque siga produciendo.
Y aquí aparece el riesgo sistémico: portafolios completos pueden estar conformados por activos cumplidores… pero financieramente frágiles.
En escenarios de precio moderado, el margen unitario se estrecha.
Si el costo total por barril (incluyendo cumplimiento, mantenimiento correctivo creciente y costos financieros) se aproxima al precio neto recibido, el campo entra en zona crítica.
En esa etapa:
Se difieren inversiones.
Se pospone mantenimiento no urgente.
Se optimiza flujo de caja de corto plazo.
Se deteriora la integridad futura.
El resultado no es inmediato, pero es acumulativo.
Cumplir mantiene la licencia social y regulatoria.
No garantiza la supervivencia financiera.
El sector petrolero mexicano enfrenta un fenómeno estructural: envejecimiento de activos productivos.
Campos maduros sostienen gran parte del volumen, pero cada año exigen mayor inversión para sostener producción decreciente. Es un equilibrio frágil.
Si el capital disponible se destina a proyectos políticamente visibles pero económicamente inciertos —como analizamos en el artículo anterior— los activos maduros quedan en mantenimiento defensivo.
El sistema completo se vuelve vulnerable.
La pregunta estratégica ya no es si el campo cumple.
La pregunta correcta es:
¿Debe seguir operando bajo las condiciones actuales?
Cerrar un campo no es fracaso técnico. Puede ser decisión financiera racional. Pero sostener un campo inviable por razones políticas o narrativas erosiona capital que podría asignarse a activos realmente rentables.
Aquí es donde herramientas como RegulaOps adquieren relevancia estructural: modelar simultáneamente declinación, cumplimiento regulatorio y escenarios de precio permite anticipar el punto de ruptura económica antes de que se convierta en crisis operativa.
Sobrevive el petróleo que:
Tiene curva de declinación entendida.
Puede absorber costos regulatorios crecientes.
Resiste escenarios de precio conservadores.
Mantiene integridad técnica sin subsidios encubiertos.
El resto seguirá cumpliendo… hasta que deje de ser económicamente defendible.
Y cuando eso ocurra, el problema ya no será regulatorio.
Será financiero.
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