Mientras el gobierno se felicita por este cambio, en el mundo se califica de irreal el pronóstico de que aumentará la producción petrolera en el corto plazo.

 

Por Marco Appel / Bruselas

 

La apertura energética de México no ha pasado inadvertida en el mundo, pero petroleras e inversionistas no parecen compartir el entusiasmo oficial.

La reforma es de relevancia global. Antes se proyectaba que el declive de la producción petrolera seguiría en los próximos cinco años y que eso traería problemas presupuestales por la dependencia del dinero petrolero, dice Joerg Huser, director para Latinoamérica de la Agencia Internacional de la Energía (AIE), un órgano de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE).

Ahora, el reto más importante es su correcta instrumentación y el fortalecimiento de las instituciones del Estado para que garanticen la competencia y la transparencia en el sector, dice Aldo Flores, secretario general del Foro Internacional de la Energía (IEF, por sus siglas inglesas).

“Toda oportunidad conlleva riesgos, aquí se trata de minimizar los riesgos y aprovechar el potencial de la reforma”, agrega Flores, ex director de Asuntos Internacionales de la Secretaría de Energía en el gobierno de Felipe Calderón.

La Agencia de Información Energética de Estados Unidos había advertido que sin una apertura al capital privado, la producción de crudo caería a un ritmo de 60,000 barriles diarios para 2020 y México pasaría a ser un importador de petróleo. Irónicamente, estudios oficiales estiman un potencial de reservas nacionales del orden de 50,000 millones de barriles, de los cuales 30,000 millones se hallarían en aguas profundas , para cuya extracción Pemex no dispone de tecnología.

Con abundantes recursos, una elevada demanda y un marco positivo para las inversiones, México se posicionaría como un mercado atractivo, y a pesar de que sus efectos comerciales y económicos se sentirán después de 2016, las compañías que se movilicen más rápido serán las primeras en recoger frutos, considera The Boston Consulting Group y Energea, en un informe de abril último.

La reforma energética mexicana “llega en un momento propicio”, coincide la AIE en un reporte del mercado petrolero publicado hace dos meses. De los 42 que concentran 98% de la producción mundial, 30 ya pasaron sus picos de producción o ésta no aumenta. Pero la AIE observa otros factores: el uso en Estados Unidos de nuevas tecnologías de extracción de hidrocarburos de esquisto o tipo shale (mezclados en sedimentos de rocas de lutita) ha conseguido abrir vastas reservas de energéticos, como el complejo Eagle Ford en Texas y en aguas profundas del Golfo de México.

Pero aún en ese hipotético caso, México enfrentaría un problema: Estados Unidos no compraría su producción adicional (especialmente petróleo ligero), y el país tendría que buscar otros mercados de exportación.

Además, México no está aislado y se disputa las inversiones con Brasil y Angola, que tienen más atractivo, señala Shweta Upadhyaya, analista de The Oxford Institute for Energy Studies y coautora del reporte Esperando la ola mexicana: desafíos a las reformas energéticas y al aumento de la producción petrolera. Y a diferencia de esos países, México no posee en aguas profundas reservas de la mejor categoría, 1P (probadas y con “certeza razonable” de ser extraídas) y 2P (suma de reservas probadas y probables).

Otra desventaja de México es la falta de infraestructura, dice Upadhyaya, por lo que son “irreales” los pronósticos de Pemex sobre el flujo de capital privado al sector (3% del PIB para 2017, según gasto de capital o Capex).

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The Oxford Institute es un centro de investigación especializado y al que aportan donaciones casi todas las grandes petroleras, como Shell, Chevron, Exxon Mobil, BP, ConocoPhillips, Petrobras, Total. En su Junta de Gobierno hay representantes de la noruega Statoil, de Kuwait Petroleum Corporation, de la opep y de la canadiense Suncar Energy. También forma parte Adrián Lajous, director de Pemex en el gobierno de Ernesto Zedillo, y hasta enero de 2013 Juan José Suárez Coppel, quien tuvo el mismo cargo en el gobierno de Felipe Calderón.

Dos meses después de publicado su crítico reporte, Upadhyaya sostiene su evaluación: México ofrece oportunidades significativas a la inversión extranjera, pero está pendiente ver si atrae su interés, así que las expectativas oficiales hay que tomarlas “con una pizca de sal” porque se basan en el escenario más optimista.

Algo que inhibe a los inversionistas para venir a México es la deteriorada infraestructura energética, tanto para transportar y almacenar hidrocarburos (midstream) como para refinarlos (downstream). Se requieren miles de millones de dólares para modernizarla y el gobierno no cederá la propiedad, algo que no se aborda en la reforma, señala Upadhyaya.

Un 40% de los oleoductos trabajan a su máxima capacidad y las vetustas refinerías operan a 71% de su límite, contra un promedio de 83% en los países de la OCDE. Lo mejor sería cerrarlas e importar productos refinados de Estados Unidos, pero eso es políticamente inviable, señala Upadhyaya.

Para la analista tampoco son realistas las expectativas de Pemex de un aumento de la producción de 0.7 millones de barriles diarios (mbd) de aquí a 2018 y de una producción ese año de 3 mbd (frente a los 2.5 millones actuales). Argumenta que son escasos los nuevos yacimientos y que Pemex, que no tendrá competencia pozos en aguas someras, no ganará mucho en eficiencia.

Upadhyaya compara a México con Estados Unidos, donde existe un régimen legal y fiscal estable, infraestructura más desarrollada y mayor conocimiento geológico de los mantos. En ese país pasan de tres a siete años entre el otorgamiento de una licencia en el Golfo de México y el descubrimiento de crudo. En México, la primera ronda de licitaciones será a mediados de 2015 y se estima que las exploraciones inicien a finales de 2016. Para Upadhyaya, cualquier impacto de las reformas sobre el suministro petrolero global tendrá lugar después de 2020, durante el próximo gobierno.

La aie considera que la producción permanecerá sin grandes cambios hasta 2017, y que a partir de 2018 las reformas tendrán efecto en la producción. Estima que el abasto de petróleo aumentará 50,000 barriles diarios en 2018, y 100,000 al año siguiente.

Estas predicciones de la aie no coinciden con las oficiales, que estiman que la producción petrolera de México pasará de los 2.84 mbd que tenía el año pasado a 2.92 millones en 2019. Hay varios campos que Pemex mantiene en fase de exploración y que espera comenzar a explotar en 2017, como los de Campeche Oriente, Chalabil, Uchukil, Comalcalco y Cuichapa. Para la aie, la producción de México podría continuar a la alza después de 2019, pero solo si cumple una condición: que la reforma ofrezca “una aplicación de capital y tecnología” comparable a la de los grandes productores de la OCDE (Estados Unidos, Canadá, Noruega y Reino Unido).

Hay desconfianza en México en esa materia. Mientras que en Estados Unidos y en otras naciones sus órganos de control son robustos, en México los órganos reguladores están a prueba. La agencia se refiere a la Secretaría de Energía (Sener, que identificará las áreas de exploración y producción y revisará el diseño técnico de los contratos) y a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), creada en 2008 para vigilar la exploración y extracción, administrar los contratos y licitaciones y ocuparse de la información técnica.

“Pemex y unas cuantas compañías subcontratistas han sido las únicas supervisadas por la autoridad hasta la fecha”, dicen los analistas de la AIE. El Oxford Institute cuestiona que las reformas no especifiquen cómo funcionará el sistema regulador, lo que abona a la incertidumbre de los inversionistas.

“Ese escepticismo se pondrá a prueba en los hechos”, advierte Flores, del IEF: “Si el gobierno mexicano se asegura que los controles institucionales funcionan, que exista una competencia virtuosa, no haya corrupción en el proceso, que las reglas de transparencia sean claras, se proteja el medio ambiente y los derechos laborales y se promueva la integración de cadenas productivas, ello generará confianza”.

El ex funcionario dice que también falta ver qué sucederá luego de la Ronda Uno y las múltiples licitaciones asociadas. “Entonces tendremos una idea más clara de cuál es la opinión de las empresas (…) Por el tipo de alianzas que establezca Pemex y el grado de interés con el que acudan las empresas, vamos a ir descubriendo el alcance de la reforma”.

La misma incertidumbre percibe Huser, de la AIE: “Las compañías tendrán que evaluar cada proyecto por sus propias condiciones. Se van a definir términos específicos para cada campo, cada joint-venture, cada proyecto. Es muy difícil juzgar a grandes rasgos si fue suficiente o no la apertura”, concluye.

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