La decisión presidencial de imponer un techo a la producción petrolera –con el argumento de defender el recurso como un bien soberano– se convertirá en un lastre para Pemex, afirman analistas del sector energético, pues hará retirarse a los inversionistas privados que fueron autorizados a participar en la industria de los hidrocarburos en administraciones anteriores.
El proyecto que impulsa el gobierno del presidente Andrés Manuel López Obrador para Pemex ha impuesto para el mercado petrolero nacional un techo en la producción del hidrocarburo que obligará a los jugadores privados a decidir si seguirán invirtiendo o si mantendrán en un nivel mínimo los contratos otorgados en los gobiernos anteriores.
Analistas del sector de energía advierten que la estrategia del gobierno de López Obrador podría resultar en un búmeran para Pemex, cuya estructura de costos e ingresos sufriría un nuevo descalabro.
En el 83 aniversario de la expropiación petrolera, López Obrador dio a conocer su “Decálogo para rescatar la industria de los hidrocarburos” y aseguró que el único dueño del petróleo es el pueblo de México, por lo que los beneficios le pertenecen. Así, marcó la ruta para defender el mercado de Pemex frente a la participación de empresas privadas.
George Baker, analista del sector petrolero en Baker & Associates, asegura en entrevista que aunque en julio pasado, durante la visita de López Obrador a Washington, trascendió que ya se habían resuelto las diferencias con Pemex para el control del pozo petrolero Zama, considerado el octavo más importante del país, la empresa estadunidense Talos Energy, que participó en el descubrimiento del yacimiento, aún espera una definición por parte del gobierno mexicano.
“Ya tienen dos años en conflicto con Talos Energy y sus socios sobre la producción del campo Zama, un pozo que Pemex iba a compartir con estos inversionistas que confiaron en la Ronda 1, durante el gobierno de Peña Nieto”, dice Baker, al precisar que el diferendo se centra en quién administrará este campo. “Pero no ha pasado nada y en Houston se pregunta qué ha pasado con este campo que podría generar más de 600 millones de barriles y consolidar la producción del pozo más importante descubierto en 20 años”.
Aunque el plan inicial del gobierno federal y de Pemex era producir mas de 2.6 millones de barriles diarios entre Pemex y empresas privadas, el nuevo escenario, anunciado por López Obrador, es el de una producción límite de 2 millones de barriles diarios al cierre de 2021, con lo cual la exportación de crudo oscilaría entre 25% y 30% de esa producción.
“No sacaremos del subsuelo más de 2 millones de barriles diarios; para ejemplificar, en nuestro gobierno extraeremos aproximadamente la mitad del petróleo que se explotó en todo el sexenio de Fox”, adivirtió el mandatario durante el evento conmemorativo de la expropiación petrolera, en el puerto de Coatzacoalcos.
Y aunque el presidente aseguró que se respetarán los contratos otorgados durante la reforma energética de Enrique Peña Nieto, advirtió que ya no se entregarán nuevas concesiones para la explotación del petróleo y que se protegerá a Pemex para mantener su participación actual en el mercado de las gasolinas, el diésel y otros derivados del petróleo.
Para el doctor Ramses Pech, de la consultoría Caraiva y Asociados, el decálogo es el anuncio de que en materia de producción y exploración de crudo, las inversiones en Pemex sólo se destinarán al mantenimiento de la plataforma, por lo que no habría incremento de inversiones, incluidas aquellas que la todavía empresa productiva del Estado tendría que realizar en asociación con empresas privadas.
“Esto indica a los privados que deberán evaluar si continúan invirtiendo o mantienen en un nivel mínimo los contratos con Pemex ante la estrategia del gobierno federal de fijar un techo menor para la producción y reducir las exportaciones”, dice el especialista. Pech asegura que el siguiente anuncio sería, por lo tanto, la readecuación, ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos, de las inversiones privadas en campos y en asociación con Pemex.
Nuevos yacimientos
En agosto pasado, en su Memorándum de 16 puntos para defender la industria de la energía, López Obrador marcó el rumbo de la reforma energética y no descartaba la asociación con inversionistas privados en extracción de petróleo, refinación y generación eléctrica, siempre que se tratara de acciones complementarias y que no afectaran el interés nacional. Pero el jueves 18 el mandatario dio un golpe de timón y en su decálogo ya no hizo mención a la colaboración con empresas petroleras privadas.
En un reporte entregado en enero pasado a inversionistas de los mercados de valores, la Dirección de Finanzas de Pemex aseguró que, después de seis años de la reforma en el sector de hidrocarburos, la empresa productiva del Estado es la responsable de 98.8% de la producción del crudo en el país.
Agregó, además, que la producción de Pemex en nuevos desarrollos y campos petroleros es 6.6 veces más grande que la reportada por las empresas privadas. Además, aseguró que en 19 meses Pemex había invertido 144 mil millones de pesos, mientras que en seis años las empresas privadas sólo habían invertido 21 mil 200 millones de pesos.
El decálogo presidencial reitera que aun cuando se han descubierto tres importantes yacimientos –como el General Francisco J. Múgica, en el municipio de Centro, Tabasco–, la extracción de petróleo se destinará a la refinación y no se continuará la tendencia a exportar crudo y comprar gasolinas; es decir, toda la materia prima será procesada en el país.
El objetivo, según este decálogo, es reponer 100% las reservas probadas de petróleo para no afectar “la herencia de las nuevas generaciones”, según el mandatario.
El complejo Francisco J. Múgica, en el cual se perforan 65 pozos con una producción incremental de 138 mil barriles de petróleo y mil 349 millones de pies cúbicos estándar por día de gas, sólo servirán, según Pech, para llegar a la meta de 2 millones de barriles. A partir de ese nivel de producción, pronostica el analista, el gobierno de López Obrador dejaría de producir para sólo mantener y abastecer la demanda doméstica.
Además de mantener contenida la participación de los jugadores privados en el sector petrolero, con este techo a la producción, el gobierno federal buscaría proteger el mercado de Pemex ante la falta de recursos para seguir invirtiendo. La empresa productiva del estado enfrenta problemas hasta para cumplir con el pago de sus vencimientos de deuda. En 2021 la amortización de la deuda de Pemex, por 6 mil 412 millones de dólares, será absorbida por el gobierno federal.
“En el caso de no haber recursos para mayor producción y participación de Pemex, el gobierno tenía la posibilidad de realizar farm-outs –asociaciones entre privados y el gobierno, compartiendo riesgos– para poder acelerar la producción en superficie”, dice Pech, pero refiere que este escenario ha cambiado a partir de los anuncios del jueves 18.
Ahora, al frenar las exportaciones y poner un techo a la producción para lograr un incremento en las reservas para “las futuras generaciones”, Pemex tendrá que reconfigurarse. Para empezar, debería liquidar ya PMI Comercio Internacional, la empresa privada que operaba el negocio de las exportaciones y que, como publicó Proceso en febrero de 2019, cobraba una comisión por cada barril de crudo colado en mercados internacionales.
A través de contratos de servicios de compra-venta con Pemex Exploración y Producción (PEP), se fijaron las comisiones y las fechas de revisión. Por cada cargamento de exportación de petróleo crudo, PMI cobraba a Pemex al menos 250 mil dólares. El margen de ganancia era de 75 mil dólares diarios sólo por la mediación en las operaciones de comercio internacional de Pemex.
Anualmente la ganancia de PMI era de al menos 27 millones de dólares, sólo por esta intermediación en exportaciones.
Así, las ventas de cada barril de petróleo representaron para las cuentas bancarias del Grupo PMI Comercio Internacional ganancias millonarias manejadas por completo en contabilidades privadas y sin rendir cuentas de los manejos financieros de decenas de compañías constituidas en países con regímenes fiscales laxos, como Islas Caimán y Holanda, Irlanda y Suiza. PMI, por lo tanto, sólo deberá operar la importación de combustibles reduciendo su personal y demanda de recursos.
Lo más grave sería, sin embargo, que PEP, al no contar con clientes en otros mercados, tendría que vender más barato el crudo para su único cliente. PEP tendría, bajo ese supuesto, que cubrir sus costos operativos y buscar cómo obtener ganancias al confinar la producción petrolera al mercado doméstico. Aun más, la infraestructura para refinar gasolinas también debería estar lista para cumplir la ecuación de reducir las importaciones de gasolinas. “Esto dependerá de que las seis refinerías –analizando cuál será su nueva vida útil– pueden llegar a 85% de eficiencia operativa y que la refinería de Dos Bocas se encuentre lista para poder ser autosuficientes”, explica Pech.
Además, ante la OPEP, si se cumple este propósito de López Obrador, será necesario sustituir el volumen de la producción de México en medio de un incremento de demanda de petróleo entre 2021 y 2026, según la Agencia Internacional de Energía (AIE). Después de 2026 se espera, además, que se inicie la transformación del mercado de la energía.
Motivos ideológicos
Pablo Zárate, de la consultoría FTI Consulting, indica que la información dada a conocer por el presidente sobre la producción de petróleo y sus implicaciones para la inversión ya no impacta en el ánimo de los inversionistas, porque se ha perdido la conexión entre la importancia de nuevos descubrimientos, su ejecución y los beneficios para Pemex.
Hoy los inversionistas en bonos de la petrolera saben, por ejemplo, que el gobierno federal respalda a Pemex, aunque el negocio no ofrezca rendimientos. Acaso, menciona, se espera el reporte anual (20-F) ante la Comisión de Valores de Estados Unidos, dada la exigencia y transparencia que el regulador estadunidense impone a los emisores de títulos de deuda en ese mercado.
Los inversionistas saben que Pemex produce más de lo que debería, la decisión de López Obrador de poner un tope a la producción se observa más como un acto ideológico que una determinación vinculada con la gestión y administración corporativa dirigidas a beneficiar las finanzas de Pemex.
Incluso, agrega Zárate, las áreas de análisis de corredurías y bancos de inversión han dejado a un lado la discusión de si Pemex –considerada entre las empresas petroleras más endeudadas del mundo– se encuentra en quiebra técnica o no. “Esa discusión no lleva a ningún lado, cuando el gobierno federal está detrás destinando recursos a proyectos que muchos analistas observan sin sentido en medio de la transformación del mercado.
Severo López Mestre, abogado especialista en el mercado de la energía, refiere sobre el reporte de la AIE que México, además, debería estar preparado, como lo hacen las principales economías del mundo, para la transformación y la caída en el consumo de gasolina, el crecimiento de la industria petroquímica y el inevitable incremento en la participación de mercado de los autos eléctricos.
La gobernanza que se otorgó a Pemex al convertirla en una empresa productiva del Estado se está desperdiciando en un momento en el que grandes petroleras, como Exxon –a pesar de que se han aferrado al pasado–, están tomando decisiones clave para su futuro.
A 83 años de la expropiación petrolera y a seis de la reforma constitucional que permitió la participación privada en la extracción de hidrocarburos, Pemex debería plantearse –como otros gigantes petroleros– la redefinición de sus inversiones y de sus portafolios de negocios frente a la transformación en el mediano plazo del mercado y el consumo confirmados por la AIE.
Para el mercado petrolero se inició la cuenta regresiva. Si bien se espera en el corto plazo la recuperación en la demanda e incrementos en los precios de los hidrocarburos, en cinco años los principales mercados del mundo prevén una caída en el consumo de gasolina y redefinición de los negocios de los grandes corporativos petroleros.
La AIE advirtió el jueves 18 que, aunque por ahora el mundo continuará usando hidrocarburos, lo que permitirá que la demanda aumente de 90 millones en 2019 a 104 millones de barriles diarios, luego de 2026 los productores de petróleo enfrentarán una caída constante y definitiva en la demanda de gasolina y la decisión de muchos gobiernos de transitar a prácticas industriales y comerciales con menor impacto climático.
El anuncio de la AIE, sobre todo el referente a que la demanda de gasolinas nunca volverá a registrar los niveles prepandemia alcanzados en 2019, provocó que los precios del crudo entraran a un nuevo periodo de volatilidad extrema, agudizados por las noticias de nuevos confinamientos en Europa. El jueves 18 los precios del petróleo para el barril WTI, con entrega en abril, cayeron 7.12%, a niveles de 60 dólares, mientras el petróleo tipo Brent del Mar del Norte en contratos para mayo retrocedió 6.94% y se ubicó en 63.28 dólares.
López Obrador también aseguró que ahora sí se invertirá en infraestructura para recuperar el gas natural que se desperdicia en las instalaciones de Pemex:
“Destinaremos más presupuesto para la exploración y perforación de gas y se invertirá en equipos e instalaciones para evitar la quema irracional de este energético”, dijo el mandatario. Los analistas, sin embargo, estiman que aún no se cumple la meta de contar con almacenamiento eficiente para el gas natural ni con el reglamento para realizar inversiones para obtener gas esquisto o shale gas.
“A lo largo del periodo neoliberal se optó por desaprovechar este insumo extraído de los yacimientos nacionales y por comprarlo en el extranjero; todo ello, para alimentar los negocios que estas compras representaban para políticos y directivos influyentes de empresas particulares, nacionales y extranjeras”, aseguró López Obrador sobre el gas natural, cuyos yacimientos se encuentran en áreas no convencionales, como las de Tampico o Misantla. Pemex, por lo pronto, ya solicitó a la Secretaría de Energía 15 nuevas asignaciones exploratorias en esta zona, donde 80% del gas es shale. Es momento de tomar decisiones sobre este tema, considera López Mestre.
