Los planes del gobierno de Andrés Manuel López Obrador para el sector energético pueden resumirse en una frase: recuperar la independencia energética del país. Los ejes para cumplirlo se concentran en los recursos del subsuelo: más producción de petróleo crudo, una nueva refinería y rehabilitar las seis existentes. Incluso prometió reducir las exportaciones petroleras a Estados Unidos, que representan 2% del PIB.
En el camino, ha paralizado las rondas petroleras y se niega a utilizar la fractura hidráulica (fracking) para explotar los recursos no convencionales al norte del país, mejor conocidos como shale.
Pero el hermetismo de los colaboradores de López Obrador en los detalles de sus planes energéticos ha generado alertas en Fitch y Moody’s, las calificadoras de riesgo crediticio más importantes.
“Se ve muy, muy complicado que lo puedan lograr [el plan de más producción de crudo y revivir la refinación]”, dice el director general de la consultoría GMEC, Gonzalo Monroy.
Las promesas
En las elecciones del 2 de julio, el tsunami lopezobradorista convirtió a su organización, Morena, en mayoría en el Congreso, y eso le permitirá avanzar sin obstáculos legislativos hacia la consecución de sus planes energéticos.
El primer objetivo de López Obrador es aumentar la producción petrolera a 2.5 millones de barriles de crudo diarios, con una inversión adicional a la destinada a ese rubro de 75,000 millones de pesos (mdp), y motivado por el hecho de que hace 14 años la producción era de 3.4 millones de unidades por día.
Su segunda prioridad persigue reconfigurar las seis refinerías existentes, que se encuentran operando por debajo de 40% de su capacidad; el país consume 800,000 barriles en productos refinados, pero sólo produce una cuarta parte de eso y se importa casi 70%, sobre todo de Estados Unidos. El presidente electo destinará 40,000 mdp a este fin.
El tercer objetivo es la construcción de una nueva refinería a partir de 2019, en Dos Bocas, Tabasco, con una inversión de 160,000 mdp en los siguientes tres años.
En materia de hidrocarburos, el político tabasqueño también ha señalado que dejará de exportar crudo al extranjero para procesarlo en México.
Producción petrolera
De acuerdo con Monroy, la cartera de proyectos de la subsidiaria Pemex Exploración y Producción carece de potencial de crecimiento. Por ejemplo, si se incrementa la inyección de hidrógeno en Ku-Maloob-Zaap, el mayor activo de Pemex, sin dañar el campo, el analista estima que se podría aumentar la producción en 100,000 barriles, asumiendo que el gobierno sería responsable de la aceleración sin repetir los errores cometidos en el mega-yacimiento de Cantarell.
En el caso de los campos maduros, de donde partiría el plan del equipo de López Obrador, podría aumentarse la producción en otros 100,000 barriles durante los siguientes dos años. “Le estaríamos exprimiendo a las piedras. Detrás de eso, ya no hay nada”, expresa Monroy.
El analista recuerda que Pemex sufrió una experiencia desastrosa en su aventura de exploración en la zona de Chicontepec, con más de 7,000 millones de dólares (mdd) invertidos para alcanzar una producción de apenas 62,000 barriles de crudo diarios.
El potencial máximo de producción que estima Monroy, si no se presentan contratiempos y considerando los siete yacimientos presentados por Pemex en octubre de 2018, estaría entre los 250,000 y 300,000 barriles diarios hacia 2024. “La mitad de lo que había prometido Andrés Manuel [López Obrador]”, destaca.
Pero si el nuevo gobierno considera la participación de operadores que ganaron la primera ronda de subastas, con Eni y Talos en fase de desarrollo, Monroy calcula que éstos podrían aportar 150,000 barriles adicionales, lo que agregaría 400,000 barriles aproximadamente a la producción nacional.
Carlos Ramos, socio del despacho Hogan Lovells, considera que se deberá incrementar la producción, pues hay nuevos descubrimientos y de los campos maduros se está obteniendo más. “Pero no se va a dar en 24 meses”; seis años es una meta más viable.
Nueva refinería
Mientras las refinerías ya pasan por un proceso de reconfiguración para poder procesar más crudo pesado, pues las actuales fueron diseñadas para refinar crudo ligero, López Obrador ha concentrado todas sus energías en la construcción de una nueva refinería.
Ramos no cree que se pueda construir una refinería en tres años, dada la avalancha de procedimientos necesarios, desde estudios de mecánica de suelos y contención de posibles daños ambientales, hasta ingeniería básica y de detalle. Tan sólo la licitación del proyecto tomaría al menos un año, por lo que el analista espera que la refinería tarde en estar lista de seis a ocho años.
Es un plan bastante ambicioso en un tiempo acelerado y corto. Puede haber factores que afecten esa meta, comenta Héctor Rocha, Energy Partner & Deputy Leader de la consultora EY.
Aguas profundas
En el sexenio de Enrique Peña Nieto, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) realizó dos rondas para licitar zonas en aguas profundas del Golfo de México, en las que se comprometieron inversiones privadas por más de 93,000 mdd, a ejercerse durante la vida de los campos. Participaron gigantes como Shell, ExxonMobil, Chevron, BP y Statoil, entre otros.
La historia petrolera de México está concentrada en aguas someras y, en menor medida, en campos terrestres, por la facilidad de los campos descubiertos, como Cantarell y Ku-Maloop-Zaap.
Mientras tanto, la industria internacional avanzó en la explotación de zonas con mayor riesgo y requerimientos tecnológicos, como son los yacimientos en aguas profundas, los cuales México abandonó ante la abundancia de recursos menos complejos de extraer.
“No tenemos producción de aguas profundas. Aunque hay descubrimientos, hacer la producción es un campo sobre el cual Pemex no tiene experiencia. El riesgo operativo y financiero significaría, básicamente, abrir las puertas para otro Chicontepec, en el esquema de que Pemex hiciera todo completamente solo”, advierte el director general de GMEC.
Ramos considera que, al tratarse de proyectos de muy largo plazo, que promedian 10 años para su desarrollo, el próximo gobierno debería dejarlos trabajar, pues, si los privados no logran encontrar petróleo, “ya sabemos dónde no perforar”.
¿Más rondas?
La reforma energética de 2013 abrió un mercado cerrado durante 75 años, la cual derivó en nueve subastas petroleras donde se adjudicaron 107 contratos con más de 70 empresas privadas, que han comprometido más de 160,000 mdd en inversiones.
El gobierno tenía proyectadas dos rondas más para este sexenio: la 3.2 y 3.3, que fueron postergadas para febrero de 2019, cuando el tsunami obradorista arrasó en el proceso electoral.
La fase 3.3 es una de las más polémicas, pues contiene recursos shale, particularmente de gas, que requieren tecnología de fracking para su extracción, técnica que ha sido rechazada por el presidente electo.
Los recursos mexicanos son equiparables a cuatro veces la producción histórica de gas y aceite del mega-yacimiento Cantarell. Sólo la Cuenca de Burgos podría tener 55% más recursos que EagleFord en Texas, equivalente a 40 años de las importaciones anuales de gas natural, dijo Pedro Joaquín Coldwell el primero de marzo de 2018.
Para extraer shale, la industria ha recurrido al fracking, una técnica de fractura horizontal del subsuelo que inyecta arena, agua y químicos para obtener el hidrocarburo. La polémica está en los riesgos asociados a la contaminación del subsuelo, mantos acuíferos, alta demanda de agua y sismos derivados del proceso.
“Los yacimientos no convencionales tienen diferencias geológicas con Estados Unidos, pero no encontraría una razón para pensar que México no está listo, aunque hay una resistencia social-ambiental pues, si no se hace correctamente (como con cualquier pozo convencional), puedes tener impactos importantes”, comenta Rocha.
Aunque Sener ha insistido en que se trata de una oportunidad mucho mayor a la que representó Cantarell, el nuevo gobierno ha priorizado lo que Monroy llama “una ceguera por el petróleo”, y ha dicho que los procesos licitatorios se reactivarán después de que los privados comiencen a presentar resultados.
“Parece que no quieren abrir debates por razones ideológicas y políticas, más que ver la factibilidad técnica y económica de las tecnológicas como fracking o renovables, convencionales. Ese crisol es la forma más certera de no cumplir con lo que pretendes lograr: un país más equitativo y con mayor riqueza. Pero, cuando se anteponen esos matices políticos, terminan dándose balazos en el pie”, concluye Monroy.
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El propósito de elevar la producción de crudo a 2.5 mbd en el mediano paso y de refinar petróleo para dejar de importar gasolinas es visto por especialistas como una opción poco viable.
Los planes del gobierno de Andrés Manuel López Obrador para el sector energético pueden resumirse en una frase: recuperar la independencia energética del país. Los ejes para cumplirlo se concentran en los recursos del subsuelo: más producción de petróleo crudo, una nueva refinería y rehabilitar las seis existentes. Incluso prometió reducir las exportaciones petroleras a Estados Unidos, que representan 2% del PIB.
En el camino, ha paralizado las rondas petroleras y se niega a utilizar la fractura hidráulica (fracking) para explotar los recursos no convencionales al norte del país, mejor conocidos como shale.
Pero el hermetismo de los colaboradores de López Obrador en los detalles de sus planes energéticos ha generado alertas en Fitch y Moody’s, las calificadoras de riesgo crediticio más importantes.
“Se ve muy, muy complicado que lo puedan lograr [el plan de más producción de crudo y revivir la refinación]”, dice el director general de la consultoría GMEC, Gonzalo Monroy.
Las promesas
En las elecciones del 2 de julio, el tsunami lopezobradorista convirtió a su organización, Morena, en mayoría en el Congreso, y eso le permitirá avanzar sin obstáculos legislativos hacia la consecución de sus planes energéticos.
El primer objetivo de López Obrador es aumentar la producción petrolera a 2.5 millones de barriles de crudo diarios, con una inversión adicional a la destinada a ese rubro de 75,000 millones de pesos (mdp), y motivado por el hecho de que hace 14 años la producción era de 3.4 millones de unidades por día.
Su segunda prioridad persigue reconfigurar las seis refinerías existentes, que se encuentran operando por debajo de 40% de su capacidad; el país consume 800,000 barriles en productos refinados, pero sólo produce una cuarta parte de eso y se importa casi 70%, sobre todo de Estados Unidos. El presidente electo destinará 40,000 mdp a este fin.
El tercer objetivo es la construcción de una nueva refinería a partir de 2019, en Dos Bocas, Tabasco, con una inversión de 160,000 mdp en los siguientes tres años.
En materia de hidrocarburos, el político tabasqueño también ha señalado que dejará de exportar crudo al extranjero para procesarlo en México.
Producción petrolera
De acuerdo con Monroy, la cartera de proyectos de la subsidiaria Pemex Exploración y Producción carece de potencial de crecimiento. Por ejemplo, si se incrementa la inyección de hidrógeno en Ku-Maloob-Zaap, el mayor activo de Pemex, sin dañar el campo, el analista estima que se podría aumentar la producción en 100,000 barriles, asumiendo que el gobierno sería responsable de la aceleración sin repetir los errores cometidos en el mega-yacimiento de Cantarell.
En el caso de los campos maduros, de donde partiría el plan del equipo de López Obrador, podría aumentarse la producción en otros 100,000 barriles durante los siguientes dos años. “Le estaríamos exprimiendo a las piedras. Detrás de eso, ya no hay nada”, expresa Monroy.
El analista recuerda que Pemex sufrió una experiencia desastrosa en su aventura de exploración en la zona de Chicontepec, con más de 7,000 millones de dólares (mdd) invertidos para alcanzar una producción de apenas 62,000 barriles de crudo diarios.
El potencial máximo de producción que estima Monroy, si no se presentan contratiempos y considerando los siete yacimientos presentados por Pemex en octubre de 2018, estaría entre los 250,000 y 300,000 barriles diarios hacia 2024. “La mitad de lo que había prometido Andrés Manuel [López Obrador]”, destaca.
Pero si el nuevo gobierno considera la participación de operadores que ganaron la primera ronda de subastas, con Eni y Talos en fase de desarrollo, Monroy calcula que éstos podrían aportar 150,000 barriles adicionales, lo que agregaría 400,000 barriles aproximadamente a la producción nacional.
Carlos Ramos, socio del despacho Hogan Lovells, considera que se deberá incrementar la producción, pues hay nuevos descubrimientos y de los campos maduros se está obteniendo más. “Pero no se va a dar en 24 meses”; seis años es una meta más viable.
Nueva refinería
Mientras las refinerías ya pasan por un proceso de reconfiguración para poder procesar más crudo pesado, pues las actuales fueron diseñadas para refinar crudo ligero, López Obrador ha concentrado todas sus energías en la construcción de una nueva refinería.
Ramos no cree que se pueda construir una refinería en tres años, dada la avalancha de procedimientos necesarios, desde estudios de mecánica de suelos y contención de posibles daños ambientales, hasta ingeniería básica y de detalle. Tan sólo la licitación del proyecto tomaría al menos un año, por lo que el analista espera que la refinería tarde en estar lista de seis a ocho años.
Es un plan bastante ambicioso en un tiempo acelerado y corto. Puede haber factores que afecten esa meta, comenta Héctor Rocha, Energy Partner & Deputy Leader de la consultora EY.
Aguas profundas
En el sexenio de Enrique Peña Nieto, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) realizó dos rondas para licitar zonas en aguas profundas del Golfo de México, en las que se comprometieron inversiones privadas por más de 93,000 mdd, a ejercerse durante la vida de los campos. Participaron gigantes como Shell, ExxonMobil, Chevron, BP y Statoil, entre otros.
La historia petrolera de México está concentrada en aguas someras y, en menor medida, en campos terrestres, por la facilidad de los campos descubiertos, como Cantarell y Ku-Maloop-Zaap.
Mientras tanto, la industria internacional avanzó en la explotación de zonas con mayor riesgo y requerimientos tecnológicos, como son los yacimientos en aguas profundas, los cuales México abandonó ante la abundancia de recursos menos complejos de extraer.
“No tenemos producción de aguas profundas. Aunque hay descubrimientos, hacer la producción es un campo sobre el cual Pemex no tiene experiencia. El riesgo operativo y financiero significaría, básicamente, abrir las puertas para otro Chicontepec, en el esquema de que Pemex hiciera todo completamente solo”, advierte el director general de GMEC.
Ramos considera que, al tratarse de proyectos de muy largo plazo, que promedian 10 años para su desarrollo, el próximo gobierno debería dejarlos trabajar, pues, si los privados no logran encontrar petróleo, “ya sabemos dónde no perforar”.
¿Más rondas?
La reforma energética de 2013 abrió un mercado cerrado durante 75 años, la cual derivó en nueve subastas petroleras donde se adjudicaron 107 contratos con más de 70 empresas privadas, que han comprometido más de 160,000 mdd en inversiones.
El gobierno tenía proyectadas dos rondas más para este sexenio: la 3.2 y 3.3, que fueron postergadas para febrero de 2019, cuando el tsunami obradorista arrasó en el proceso electoral.
La fase 3.3 es una de las más polémicas, pues contiene recursos shale, particularmente de gas, que requieren tecnología de fracking para su extracción, técnica que ha sido rechazada por el presidente electo.
Los recursos mexicanos son equiparables a cuatro veces la producción histórica de gas y aceite del mega-yacimiento Cantarell. Sólo la Cuenca de Burgos podría tener 55% más recursos que EagleFord en Texas, equivalente a 40 años de las importaciones anuales de gas natural, dijo Pedro Joaquín Coldwell el primero de marzo de 2018.
Para extraer shale, la industria ha recurrido al fracking, una técnica de fractura horizontal del subsuelo que inyecta arena, agua y químicos para obtener el hidrocarburo. La polémica está en los riesgos asociados a la contaminación del subsuelo, mantos acuíferos, alta demanda de agua y sismos derivados del proceso.
“Los yacimientos no convencionales tienen diferencias geológicas con Estados Unidos, pero no encontraría una razón para pensar que México no está listo, aunque hay una resistencia social-ambiental pues, si no se hace correctamente (como con cualquier pozo convencional), puedes tener impactos importantes”, comenta Rocha.
Aunque Sener ha insistido en que se trata de una oportunidad mucho mayor a la que representó Cantarell, el nuevo gobierno ha priorizado lo que Monroy llama “una ceguera por el petróleo”, y ha dicho que los procesos licitatorios se reactivarán después de que los privados comiencen a presentar resultados.
“Parece que no quieren abrir debates por razones ideológicas y políticas, más que ver la factibilidad técnica y económica de las tecnológicas como fracking o renovables, convencionales. Ese crisol es la forma más certera de no cumplir con lo que pretendes lograr: un país más equitativo y con mayor riqueza. Pero, cuando se anteponen esos matices políticos, terminan dándose balazos en el pie”, concluye Monroy.
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