México continuará importando combustibles cada vez más caros
La declinación natural de los yacimientos no es totalmente responsable de las importaciones de combustibles: la política pública que debilitó las refinerías indujo el consumo de gasolinas extranjeras, vulneró el aparato productivo de México, disminuyó el empleo y lesionó gravemente la economía en regiones petroleras
La crisis petrolera internacional ha
terminado: las principales publicaciones, las agencias especializadas y
algunas empresas coinciden en que los precios se han recuperado y se
encuentran en un nuevo curso “firmemente alcista”.
Esta subida no alcanza al nivel del
primer semestre de 2014, pero es suficiente para que la mayoría de los
productores puedan alcanzar la rentabilidad (véase en Contralínea, “Tres años de crisis del mercado petrolero mundial”, https://www.contralinea.com.mx/archivo-revista/2017/05/12/tres-anos-de-crisis-del-mercado-petrolero-mundial/)
Desde luego la tendencia era manifiesta
desde 2017, pero como para exhibir que siempre estamos rezagados y que,
la verdad, actuamos como profetas del pasado, uno de los boletines que
recibimos dice: “Los precios se han fortalecido más rápido de lo que
habíamos anticipado y estamos actualizando nuestro pronóstico…”(“Prices have strengthened faster than we had anticipated and we have upgraded our forecast…”)
La Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP) y sus aliados rusos consideran que sus esfuerzos para
recortar su propia producción han sido aprovechados por los productores
de gas shale (“la banda de los fraqueadores”, los
llaman algunos) y, en consecuencia, ya iniciaron negociaciones para
nuevos incrementos a la oferta, con lo que vendrán nuevos ajustes, en
esta espiral ahora ascendente.
Estragos del desplome de precios
Cuatro años de precios bajos hicieron
estragos: en Estados Unidos, decenas de empresas cayeron en bancarrota.
Un gran bufete de Dallas, Texas, especializado en este tipo de
problemas, estima que, de 2014 a la fecha, al menos 134 empresas en la
rama de las lutitas se han declarado en quiebra (Alex Nussbaum, “For some wounded US, drillers, the oil rout never ended”,
Bloomberg, 27 de marzo de 2018). Algunas de las pequeñas empresas que
iniciaron este incierto negocio han sido desplazadas y, en algunas
cuencas, las grandes petroleras emergen de la crisis como las nuevas
dominantes.
Ello se observa, por ejemplo, en la
Cuenca “Permian”, en Texas, donde ExxonMobil es ahora la principal
perforadora: 30 de los 400 equipos que están operando son del gigante;
sin embargo, debemos ponderar que más del 90 por ciento de los taladros
todavía se distribuyen en una masa de medianas compañías, entre las que
abundan las de pequeños rancheros.
Estados Unidos sale fortalecido de la
crisis mundial de precios, pero definitivamente se ha reconvertido en un
inesperado desenlace: ahora, parte del petróleo de la Eagle Ford de
Texas se destina a la India; un porcentaje del aceite del Pérmico que se
extrae en el enorme desierto desde Midland hasta Pecos, también en
Texas, se envía a Corea; desde luego, una tajada de león la toman los
chinos.
Pero, ¿por qué Estados Unidos ahora exporta petróleo crudo? Parte del fenómeno obedece a cuellos de botella
en refinación y transporte. Naturalmente, Estados Unidos ha iniciado la
construcción de nueva infraestructura: no se trata de una nueva oleada
de refinerías y petroquímicas, pero por lo menos parecen anuncios firmes
la edificación de una nueva muy grande refinería cerca de Houston y
otra pequeña planta, en Dakota del Norte. En esa entidad, ubicada en la
frontera de ese país con Canadá, sería la segunda planta de refino
construida a partir de la revolución del shale oil.
La crisis de 2014-2018 –curioso que el
periodo coincida con el de la Primera Guerra Mundial del siglo pasado–
pasará a la historia de Estados Unidos como el momento en que se acentúo
el desempleo y la pobreza que, todos sabemos, son procesos que ya
estaban en desarrollo, que surgieron con la caída de ramas enteras de la
manufactura y la intensificación de competencia que acompaña a la
globalización.
Estos procesos también crearon las
condiciones para que llegara al poder el grupo de Donald Trump, cuya
Presidencia ha levantado todas las restricciones, moratorias o
impedimentos a la producción petrolera en Estados Unidos; entre ellos,
el gran viraje autorizando a exportar petróleo crudo. Así, tenemos ahora
la situación –increíble hace unos años– de que, a fines de mayo, en las
costas texanas del Golfo de México se encontraron alineados una decena
de superpetroleros, cada uno de ellos con capacidad de transportar 2
millones de barriles de crudo, esperando ser cargados con petróleo gringo que será procesado en diversos países asiáticos.
Transcribo un fragmento:
“Se espera que el volumen del petróleo crudo estadunidense que llegue a Asia alcance un nuevo máximo en julio debido a que las refinerías asiáticas buscaron suministros de arbitraje para reemplazar el crudo de Oriente Medio luego de que subieran los precios del Golfo Pérsico.El crudo estadunidense que llegó a Asia alcanzó un máximo histórico de cerca de 25 millones de barriles en mayo; los buquestanque descargaron en China, Corea del Sur, Singapur, India y Malasia… está previsto que repunte en julio después de que los futuros del crudo estadunidense cayeron al mayor descuento en 3 años frente al Brent, de 8.06 dólares el barril, esta semana”.
Las líneas anteriores se refieren al
gran mercado asiático, en el que ahora, ante la disminución (en términos
relativos) del consumo chino, asciende el de la India, en curso a
convertirse en el consumidor número uno del mundo.
Copiosa propaganda: Europa “inundada” con petróleo estadunidense
No está claro el volumen del excedente y el comercio gringo
de hidrocarburos y derivados. En conjunto, sumando los envíos a Europa y
Asia, podría ascender a 3 millones de barriles diarios, pero la prensa
rodea estas ventas de una propaganda estruendosa: “el petróleo de
Estados Unidos inunda a Europa”, cabeceaba más o menos una nota
periodística (“US Oil Floods Europe”. Se afirma, además, que los aceites
gringos están compitiendo con los del Mar del Norte, los de la costa africana y el Caspio; se dice que ahora, en el viejo continente
son “populares” los crudos ligeros y dulces de Louisiana, así como el
petróleo de la Eagle Ford y Bakken (véase la nota completa en “Trump’s Revenge: US Oil Floods Europe, Hurting OPEC and Russia”, https://www.rigzone.com/news/wire/trumps_revenge_us_oil_floods_europe_hurting_opec_and_russia-23-apr-2018-154354-article//?all=HG2).
Las verdaderas dimensiones pueden
estimarse cuando examinamos las cifras: los envíos de crudo de Estados
Unidos a Europa comenzaron a finales de 2017 y alcanzaron un récord de
14.7 millones de barriles mensuales en abril de 2018, y se
preveía que llegaran a unos 13.9 millones de barriles, también
mensuales, en mayo de este mismo año. Las cifras no permiten afirmar que
Estados Unidos sean ya un nuevo país exportador porque produce 10.5
millones, pero la carga a su aparato de refinación es de aproximadamente
17 millones de barriles diarios, por lo que aun requieren comprar de
distintos países la diferencia.
2017: México, la mayor caída entre los países no OPEP
Veamos ahora la situación de nuestro
país: vamos a cumplir 15 años de continuada caída. En el sexenio actual
del presidente Enrique Peña, cada año en promedio anual, la extracción
mexicana descendió 100 mil barriles diarios, insistimos como promedio
anual.
El último reporte de la Agencia
Internacional de Energía, con sede en París, Francia, advierte que el
desplome se está acelerando, pues de abril de 2017 a abril de 2018 la
caída en México ha aumentado y alcanza los 175 mil barriles diarios:
“La crisis económica ha llevado a la producción venezolana a su nivel más bajo en años, mientras que la declinación natural en México redujo la producción en 175 mil barriles por día en abril, un 8 por ciento anual, la mayor caída para cualquier productor no perteneciente a la OPEP” (véase la nota de Amanda Cooper, “IEA Warns Global Oil Demand May Suffer As Crude Nears $80”, https://www.rigzone.com/news/wire/iea_warns_global_oil_demand_may_suffer_as_crude_nears_80-16-may-2018-154627-article//?all=HG2).
Debemos precisar que la caída de México
–no sólo de los 175 mil barriles diarios de abril 2017-abril 2018, sino
de todo el periodo en que se ha prolongado la “revolución del shale oil/gas”–
no solamente se explica por la “declinación natural”, como señala dicha
nota, sino que en una gran parte obedece a desplazamientos del aceite
mexicano por la sobreproducción en Estados Unidos.
Esto es que los hidrocarburos de México
fueron expulsados de su propio mercado, por sus más altos costos de
producción, pero también, sin combate, el gobierno del licenciado Peña
Nieto cedió el mercado mexicano a los productores de shale,
debilitando la operación de las refinerías, induciendo el consumo de
gasolinas y otros mecanismos que, en conjunto, vulneraron el aparato
productivo del país, disminuyeron el empleo de nuestros connacionales y
lesionaron gravemente la economía de algunas regiones petroleras.
La herencia que recibirá el nuevo gobierno
El nuevo gobierno de México, sea del
partido Movimiento de Regeneración Nacional u otro distinto, recibirá un
sector petrolero con ciertas inercias y hasta dinámicas propias;
seguramente, en el transcurso de los 6 años se presentarán cambios o
modificaciones: benéficas, si el nuevo presidente es Andrés Manuel López
Obrador, pero no en el corto plazo. Debemos evitar crear expectativas
falsas que en 2 o 3 años quedarían al descubierto.
Para examinar lo que puede esperarse
para 2019 y los años inmediatos, tal vez lo primero que hay que revisar
son los proyectos del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos (Pemex) y
los compromisos de los contratistas privados, como resultado de las ocho
licitaciones de la reforma energética, mismos que principalmente están
contenidos no tanto en los contratos firmados sino más concretamente en
los permisos de perforación que han sido solicitados a la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH). Las preguntas son: ¿qué proyectos están
avanzando? ¿Qué nuevos proyectos podrían iniciar?
Enumerando a partir de los volúmenes de
producción esperada, tiene que decirse que el más importante es el
proyecto Ek Balam de Pemex, resultado de una migración a contrato de
producción compartida. Tengo la impresión que la prensa nacional le ha
dado muy poca difusión, a pesar de que, si todo sale bien, los primeros
resultados se presentarían en el próximo sexenio: probablemente al
comenzar el año 2020 tendríamos nueva producción que, en el pico,
alcanzaría casi 100 mil barriles.
Para lograr ese objetivo, Pemex estima
una inversión de 6 mil 600 millones de dólares, que equivale a poco
menos de la tercera parte de su actual presupuesto anual.
Proyectos de los contratistas
Entre los contratistas privados sólo
encontramos uno que puede iniciar producción en el corto plazo: el
consorcio llamado Hokchi Energy, por el nombre del campo que ganó en la
segunda licitación de la Ronda 1. En este consorcio, aunque sólo
aparecen abiertamente dos argentinas, participan múltiples empresas,
entre ellas British Petroleum (véase el libro de Víctor Rodríguez
Padilla, Ronda Cero. Ronda Uno, despojo del patrimonio, entrega del petróleo y pérdida de la renta petrolera).
Como es sabido, en abril de este 2018 la
CNH aprobó la declaración de “comercialidad” de este campo, presentada
por los contratistas después de haber perforado y realizado pruebas
exitosas de producción en cinco pozos de su único campo, identificado
con el mismo nombre de Hokchi.
Los contratistas argentinos esperan que
en el pico obtengan 29 mil barriles diarios y, con pozos horizontales e
inyección de agua para un mejor barrido del aceite, logren mantener una
producción de 15 mil barriles al día para 2040. Como los nuevos
operadores podrán recibir la recuperación de sus costos (misma que
podría llegar hasta el 60 por ciento del valor de la producción, según
lo estableció la Secretaría de Hacienda y Crédito Público), los ingresos
del gobierno se verán notablemente achicados, aunque su porcentaje de
las utilidades sea del 70 por ciento.
Ahora las órdenes llegan desde Roma: no hay prisa
Desde el punto de vista de volúmenes de
producción esperada, el más importante de los bloques de los
contratistas privados es el número uno de la Ronda 2, muy cerca de la
costa de Tabasco, entre Coatzacoalcos y Paraíso, donde se ubican tres
campos descubiertos por Pemex, los tres con reservas probadas –Amoca,
Miztón y Tecoalli–, fueron ganados por los italianos de ENI, ofreciendo
al gobierno lo que tal vez fue el mayor porcentaje de utilidad operativa
en todas las licitaciones petroleras del presidente Peña Nieto, 83.75
por ciento.
Los italianos han perforado cinco pozos
delimitadores, todos los cuales confirmaron las extensiones de las
formaciones productoras, de ahí que todos esperábamos la declaratoria de
comercialidad y el plan de desarrollo, pero desde Roma llegó la
noticia; primero, de que quería vender sus activos en México y luego de
que estaba buscando socio para desarrollar esos tres campos. Ello, tal
vez porque han tenido problemas con Amoca, quizá porque es aceite
pesado; luego se supo que Miztón número 101 resultó “no comercial” y, lo
último, que los mexicanos sabemos de “nuestro” petróleo es que Catar
está interesado en participar en la explotación; como sea, parece que no
hay prisa para llevar nueva producción a las refinerías mexicanas y
algo de dinero a la Tesorería del nuevo gobierno.
Inesperado proceso de unificación
Otro de los “grandes éxitos” de la
reforma de Peña Nieto fue el descubrimiento de Zama-1, por Sierra Oil,
la empresa relacionada con los familiares de Carlos Salinas de Gortari,
en el bloque siete en la muy estudiada licitación uno de la Ronda 1.
Desde 2017 se anticipaba que el
yacimiento podría extenderse al bloque vecino, asignado a Pemex. Para
noviembre del año pasado, la revista Offshore anunció que se
habían iniciado “pláticas” con Pemex sobre la explotación unificada de
Zama. Más tarde, desde Londres, la compañía operadora Premier Oil
reconoció oficialmente la situación (“Zama extends into a neighboring block operated by
Pemex”) y que se requería un convenio de unificación antes de poder
declarar “comercialidad”. La evaluación comprende las estimaciones de
hasta dónde se extiende el yacimiento a uno u otro lado de los bloques.
Finalmente, después de que se tomaron
más de 1 año de discusiones previas a la negociación, hace unos días, el
16 mayo, desde Londres informan que Premier Oil planea perforar varios
pozos consecutivos y un llamado “said track” (un pozo
paralelo perforado desde el agujero principal) para confirmar los
contactos agua-aceite que definen límites del depósito y refuerzan los
datos ofrecidos por los registros sísmicos. Estas actividades se
realizarían en el último trimestre de este 2018.
Se informa que Pemex también está
buscando una plataforma para perforar su propio pozo, al que ya denomina
Asab-1 para, con sus propios métodos, probar la extensión que le
corresponde del descubrimiento Zama, de tal manera que hasta finales de
2019 o 2020 la refinería de Minatitlán podrá contar con ese petróleo.
Aguas profundas
En este sector todavía no se inicia
ninguna perforación. Tendremos que esperar hasta mediados de la próxima
década para conocer si se descubren nuevos campos; con una excepción: el
proyecto Trion, que Pemex desarrollará en asociación con los
australianos frente a Tamaulipas. Se esperan resultados de la primera
perforación que comenzará en octubre de este año; si son positivos, en 6
o 7 años más tendremos nuevo petróleo llegando a las costas de
Tamaulipas.
Algunos esperan nuevo petróleo en formaciones shales, ¿producción de lutitas
en México?, es un tema complicado que con mis alumnos y tesistas
examinamos prácticamente todos los días. ¿Algún empresario va a intentar
iniciarla hoy, cuando los texanos no acaban de salir de la guerra de precios?
Creo que lo último que los productores de shale
desean es más competencia: el mercado sigue saturado, los precios muy
abatidos, especialmente del gas metano, además quiero adelantar que
nuevos estudios concluyen que los acuíferos en la región desértica de
nuestra frontera terrestre con Estados Unidos son insuficientes para
desplegar un ritmo de frackings similar al de las zonas
contiguas con el vecino país; es decir, hay limitaciones físicas que
obligan a diferir esos proyectos, pero abordaremos el asunto en otra
ocasión.
Podemos concluir que todo indica que el
próximo gobierno dispondrá de menos petróleo y menos dinero, por lo que
debemos insistir en las propuestas de que la manera de atenuar nuestra
vulnerabilidad como importadores netos es disminuir la demanda,
comenzando por un conjunto de políticas viables y cotidianas para ir
disminuyendo el derroche de combustibles fósiles. Al respecto, se debe
ir eliminando el absurdo transporte de comida chatarra en doble
remolques, desplegando un combate al comercio de ese tipo de alimentos,
así como el de refrescos embotellados. También, iniciar la
rehabilitación de los ferrocarriles y la construcción de otras líneas
para integrar los mercados regionales, entre muchas otras medidas.
Fabio Barbosa
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