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/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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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.
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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