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Tomás de la Rosa

Con la esperanza de que en febrero se reanuden las entradas del capital privado para la extracción de petróleo en México, el presidente Andrés Manuel López Obrador volvió a cerrar la puerta.

Empresarios e inversionistas ven con preocupación el rumbo que tomará el país por la incertidumbre financiera de Petróleos Mexicanos (Pemex) que en los próximos años puede arrastrar al país.

También les sorprendió que el Presidente renuncie a sentar las bases para recaudar alrededor cinco mil 226 millones de dólares anuales en los próximos 20 años y sin invertir un sólo peso y prefiera gastar impuestos por 15 mil 500 millones de dólares en programas sociales.

Para el consultor privado y exfuncionario de Energía, Gonzalo Monroy, el modelo a seguir es regresar al monopolio a Pemex.

“Dicen que están rescatando a Pemex, pero para regresarlo al monopolio. Se cancelaron las rondas, no habrá más asociaciones de privados con Pemex. Creen que Pemex va a poder hacer todo, pero no puede. El 24 (de enero) confirmaremos que su producción en el primer año de López Obrador será de 7 a 8% menor respecto a 2018”, comentó a ejecentral el director de la consultora especializada en el sector energético GMEC, Gonzalo Monroy.

›La semana pasada, con el argumento de que “fracasó” la Reforma Energética que, después de 77 años, en 2015 permitió que las tres primeras empresas extranjeras entrarán al negocio petrolero mexicano, el gobierno federal dijo que quedaba cancelada la esperanza de reactivar la licitación de las rondas petroleras (detenidas desde diciembre de 2018).

“¿Cómo vamos a convocar a nuevas rondas? No tiene sentido. Esto no es un asunto político o ideológico, es juicio práctico. ¿Para qué quieren contratos si no invierten?”, dijo López Obrador en su conferencia matutina del 8 de enero.

Esa declaración se da en momentos que inversionistas nacionales e internacionales esperaban que en febrero, como lo había señalado el jefe de la Oficina de la Presidencia, Alfonso Romo, las fechas para nuevos contratos de licencia y producción compartida a licitarse en las rondas petroleras, migraciones de asignaciones a contratos y las asociaciones estratégicas con Pemex a través de los llamados farmouts.

El propio Banco de México (Banxico) y las calificadoras como Moody’s y Standard & Poor’s (S&P) ya venían señalando su preocupación de la situación de la petrolera.

Por ejemplo, aquel 8 de enero, S&P señaló que “la perspectiva negativa de las calificaciones soberanas indica que existe una probabilidad de al menos una en tres (33%) de que las bajemos (la calificación) en el próximo año. También refleja el riesgo de mensajes contradictorios en algunas de las principales políticas del gobierno, como en el sector energético y en los proyectos que dependen del financiamiento público, lo que junto con la percepción de una mayor discrecionalidad en la implementación de políticas, podría seguir erosionando la confianza del sector privado y disminuir las expectativas de crecimiento de México”.

Texas produce más que México

Con el boom de la inversión privada, la llamada Cuenca Pérmica, ubicada entre Texas y Nuevo México, se ha convertido en el mayor campo petrolífero del mundo, el cual supera al campo Ghawar, propiedad de la más grande petrolera del planeta, Saudí Aramco, en Arabia Saudita.

Con una producción de cuatro mil 742 millones de barriles diarios, la Cuenca Pérmica produce 283% más que todo Pemex. Ese complejo no convencional texano también produce 17 mil 77 millones de pies cúbicos de gas por día.

Todo esto a través de la técnica de estimulación hidráulica (fracking). Con esto y todos los métodos de extracción, Estados Unidos al cierre del año pasado produjo 12 mil 730 millones de barriles diarios de petróleo.

Esa producción representó que por cada barril extraído en México, en la Unión Americana se tuvo 7.3 barriles, es decir una diferencia de 628 por ciento. Esa diferencia fue considerablemente superior al 506% registrado en 2018, según cálculos realizados por ejecentral.

En México, aunque las leyes lo permiten, sólo por el discurso del gobierno federal (titular del Poder Ejecutivo y de la Secretaría de Energía, que encabeza Rocío Nahle), el fracking está prohibido.

En declaraciones pasadas, el también experto en la industria petrolera, Ramsés Pech, ha comentado que la técnica de la estimulación hidráulica ya avanzó y que incluso las leyes ambientales en México ya la consideran.

En Estados Unidos, dice Pech, 71% de la producción proviene de la superficie terrestre, de los campos denominados de shale oil, en las cuales con estimulación hidráulica se perforan mensualmente entre mil 200 y mil 400 pozos con una inversión de entre 70 mil y 80 mil millones al año.

Para tener una magnitud de lo que significa esa inversión anual, representa entre el 5.7% y 6.5% del PIB de México.

Lo anterior, lo sabe la SHCP. De los Criterios Generales de Política Económica (la base para la elaboración del paquete económico) 2020 se desprende que por cada 100 millones de barriles de extracción de crudo, los ingresos petroleros aumentan en alrededor de 32 mil 600 millones de pesos (aproximadamente el equivalente a 1.2% del PIB).

CASTIGO. México sufrirá este año un recorte a su calificación de deuda soberana debido al poco crecimiento económico, pronosticó Bank of America Securities.

Golpe a las arcas nacionales

Según la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), de reactivar las rondas de licitaciones, el gobierno federal podría recaudar 104 mil 524 millones de dólares en el periodo 2020-2040 por contraprestaciones de las empresas privadas al Estado.

›Estos recursos que equivaldrían en promedio anual a cinco mil 226 millones de dólares a las arcas de la nación sería sin la “necesidad de que el gobierno invierta en exploración y extracción”.

Esa estimación es importante porque, según Pech, después de 2040 el valor de la producción petrolera “podría valer la mitad” del monto actual. Por eso se deben explotar yacimientos que dejen un alto valor a México”.

Esos recursos contrastan con 300 mil millones de pesos (unos 15 mil 500 millones de dólares) que, dijo el Presidente, desembolsó en 2019 en programas sociales.

Otro contraste es que se dejan de recaudar contraprestaciones petroleras y el Congreso autorizó a Pemex emitir más de mil 750 millones de dólares en nueva deuda. Con una deuda a septiembre de 2019 de 99 mil 627 millones de dólares, la empresa pagó diariamente 20.6 millones de dólares de intereses.

Dados los avances tecnológicos, el requerimiento de inversión en campos no convencionales ha disminuido considerablemente. Por ejemplo, en el yacimiento petrolífero Vaca Muerta, ubicado a unos 900 kilómetros al poniente de la capital de Argentina, la inversión para perforar un pie (30.48 centímetros) en los pozos para extraer shale oil (petróleo de esquisto o gas de lutita o shale gas) disminuyó 54% de 2015 a marzo de 2018 a mil 390 dólares, por lo cual un pozo requiere de una inversión de entre 9.0 y 14.0 millones de dólares.

Datos de la Secretaría de Energía de Argentina señalan que en cinco años, en Vaca Muerta habrá más de dos mil 800 pozos de shale oil y más de mil 600 para gas de lutita.

La inversión necesaria será de 54 mil millones de dólares, recursos que además tienen un efecto multiplicador en la economía. Es tal el potencial de ese complejo, que el Estado (a través de Ferrocarriles Argentinos) firmó un convenio con un consorcio privado para que invierta 780 millones de dólares para la construcción de un ferrocarril para el transporte de insumos desde Buenos Aires.

5 mil 226 millones de dólares anuales podría recaudar el gobierno mexicano si se reactivaran las rondas de licitaciones para Pemex.

México, entre los grandes del shale

Ese mismo dinamismo en el sector energético podría estar ocurriendo en México. Datos de la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés) de Estados Unidos, señalan que “la base de los recursos no convencionales de México se encuentra entre las más grandes del mundo (…) los recursos de shale oil técnicamente recuperables son potencialmente mayores que las reservas convencionales probadas del país y están estimados en 13.1 billones de de barriles de petróleo y 545 billones de pies cúbicos de gas natural”.

Sin embargo, como dice Monroy, los grupos que oponen al shale, son quienes apoyaron al Presidente a ganar las elecciones de 2018. “Es producto de la ignorancia y de una agenda que mantiene el status quo de México para que siga importando gas natural del fracking de Estados Unidos, que se siga comprando carbón en Coahuila”.

El analista opina que el discurso de los opositores al fracking es emocional. “Van con un agricultor, por ejemplo, en Puebla y dicen: ‘Oye, esos privados te van a quitar la tierra’. Es una narrativa bastante fértil. En Coahuila dicen ‘¿Cómo le vamos a dar agua a esa industria, sí primero la necesita el consumidor o el agricultor’. En Veracruz hablan sobre temas de salud, cuando tenemos a un Pemex quemando gas natural a lo bestia”, comentó Monroy.

En suma, los expertos dicen que México tiene que virar al shale y aprender de Colombia y Argentina, pero sobre todo de Estados Unidos, que después de sufrir bloqueos de la OPEP para suministrar crudo en los 70, hoy el número uno en el mundo en producción de hidrocarburos.

Si México se mantiene sin incrementar sus reservas y el gobierno federal se ve limitado a seguir inyectando recursos, consideran los analistas, en algunos años se tendrá que importar petróleo. También podría desatar una crisis económica por la pérdida del grado de inversión de México. 

Dicen que están rescatando a Pemex, pero para regresarlo al monopolio. Se cancelaron las rondas y no habrá más asociaciones de privados con Pemex. Creen que Pemex va a poder hacer todo, pero no puede. El 24 (de enero) confirmaremos que su producción en el primer año de López Obrador será de 7 a 8% menor respecto a 2018. Gonzalo Monroy, consultor y exfuncionario de la Secretaría de Energía.

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