EscucharMéxico inició la apertura de su industria petrolera con grandes fanfarrias. En un acto atiborrado, en el Museo Tecnológico en esta ciudad –realizado hace siete meses–, aparecían mapas en gigantescas pantallas, en los que se mostraban docenas de campos petrolíferos, por los cuales, por primera vez en 75 años, licitarían compañías privadas.
Debido a que el petróleo alcanzaba cerca de los $100 el barril en ese momento, las proyecciones eran ambiciosas. En los siguientes cuatro años, México atraería, cada año, más de $12.000 millones en inversiones. Para el 2018, las compañías privadas estarían bombeando medio millón de barriles nuevos de petróleo al día.
Ahora, los precios se han hundido a casi la mitad de ese nivel y hay ansiedad en la atmósfera. La cuestión es si las compañías privadas todavía estarán ansiosas por invertir. Los grandes actores han estado reduciendo sus planes de inversiones a medida que han caído los precios del petróleo.
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El Gobierno mexicano planeaba ofrecer subastas mensuales de contratos para 169 bloques, desde el golfo de México hasta los depósitos de gas de lutita en la frontera con Texas. | THE NEW YORK TIMES (ADRIANA ZEHBRAUSKAS)
Para alentar a los inversionistas a licitar, el Gobierno mexicano ha hecho atractivos los términos contractuales. También contempla retrasar algunas subastas hasta que mejore el entorno de los precios.
La reforma energética es el núcleo de los esfuerzos del presidente Enrique Peña Nieto para echar a andar la economía tras décadas de un crecimiento anémico. La esperanza es que las compañías privadas inviertan mucho en el desarrollo de nuevos campos petrolíferos y gaseros, lo que generará empleos y acrecentará las arcas gubernamentales.
“El gobierno de Peña Nieto puso todos los huevos en la canasta de la reforma energética”, dijo Luis Miguel Labardini, un consultor en Marcos y Asociados. “Si lo arruina todo, este gobierno está condenado”.
Atraer dinero privado ha adquirido nueva urgencia, a medida que los precios bajos del petróleo han acelerado el deterioro de la compañía petrolera paraestatal, Pemex.
Al exprimirla con el cobro de impuestos elevados y restringirla con el control gubernamental, Pemex gasta “y pide prestado” más cada año para bombear menos y menos petróleo.
Su producción diaria ha descendido a menos de 2,4 millones de barriles, un millón menos que hace una década.
Para sumarse a los infortunios de Pemex, el Gobierno recortó su presupuesto en alrededor de $4.000 millones. La medida obstaculiza el impulso de la empresa para rehacerse como un productor competitivo en aguas profundas. El director general de Pemex, Emilio Lozoya, dijo que retrasarían parte de sus planes de exploración independiente en el golfo de México y buscarían socios acaudalados.
Lozoya argumenta que es posible solucionar los problemas de la compañía. “Pemex estaría en una situación de verdadera emergencia si la reforma energética no nos hubiera dado los instrumentos que ahora tenemos para usar dinero de terceras partes para llevar a cabo nuestros proyectos de inversión”, dijo.
Pemex ha empezado a recortar conforme se ha debilitado su posición financiera. Se pospuso la modernización de tres refinerías, largamente retrasada. La empresa no renovó el contrato de unos 10.000 trabajadores empleados por medio de compañías subcontratadas. También hizo que el sindicato estuviera de acuerdo en reducciones por unos $650 millones en las prestaciones y los beneficios, y que aceptara planes de retiro anticipado para los empleados de más edad y dejar vacantes los puestos.
Incluso, Pemex está planeando lo impensable: despidos entre su fuerza laboral de unos 150.000 trabajadores, incluidos miembros de su sindicato políticamente poderoso. “Tendría que haber una reducción”, dijo el secretario de energía, Pedro Joaquín Coldwell.
El Gobierno esperaba moverse rápidamente para abrir sus campos petrolíferos a la inversión privada, planeaba ofrecer subastas mensuales de contratos para 169 bloques, desde el golfo de México hasta los depósitos de gas de lutita en la frontera con Texas. Empero, la recopilación de toda la información para los inversionistas y la elaboración de contratos atractivos han resultado más complicadas de lo esperado.
Funcionarios de energía admiten que mucho es lo que depende de la primera subasta en julio, cuando el Gobierno otorgue un paquete de 14 bloques de exploración de bajo costo en aguas poco profundas. “Políticamente, el éxito de la primera subasta es la más alta prioridad”, notó Coldwell. “Es la referencia nacional e internacional”.
Sin embargo, el bajo precio del petróleo podría retrasar los planes de las licitaciones para costosos campos de esquisto y de petróleo que son más complejos.
“Estamos conscientes de que ciertas zonas no serán tan interesantes como lo fueron cuando el barril estaba en más de $100”, dijo Lourdes Melgar, la subsecretaria de hidrocarburos de México. “No queremos regalar zonas debido a la situación actual”.
Conforme las compañías petroleras deciden dónde gastar sus disminuidos presupuestos de inversión, México tiene una ventaja, argumentó ella. “Esta es una zona petrolífera altamente productiva”, dijo Melgar. “Hablamos de una zona en la que sabemos que hay recursos, tanto convencionales como no convencionales, y donde tenemos mucha diversidad. No se está hablando de un área límite”.
También entran en juego factores políticos. Como una democracia que limita con Estados Unidos, México “solo está en un mundo diferente”, en comparación con productores de petróleo como Irak y Nigeria, notó Carlos Pascual, exenviado de energía del Departamento de Estado de Estados Unidos y actual vicepresidente sénior en IHS, una consultoría.
A diferencia de sus competidores latinoamericanos, Venezuela y Argentina, que cambian constantemente las reglas de las licitaciones, las de México son estables y transparentes, dijo Jorge Piñón, un analista en energía en la Universidad de Texas, en Austin.
No obstante, los precios bajos obligaron al gobierno mexicano a hacer cambios en las propuestas iniciales de contratos. Las nuevas reglas para el primer paquete de exploración y un segundo grupo de bloques de producción en aguas poco profundas que se otorgarán en septiembre, flexibilizan los requisitos mínimos de inversión. Asimismo, suavizan las restricciones sobre los tipos de compañías y sociedades a las que se permite licitar. Quizá lo más importante sea que los inversionistas privados se quedarán con un porcentaje mayor de las ganancias conforme se incrementen los rendimientos, ya sea porque repunten los precios del petróleo o porque el campo sea más productivo de lo esperado. Las ganancias se dividen con el gobierno.
“Estamos en un escenario del mercado diferente”, comentó Juan Carlos Zepeda, el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, el regulador encargado de llevar a cabo las subastas. Si bien es posible que no avancen las licitaciones para los campos de lutita, Zepeda tiene confianza en que sí se realizará la de la producción en aguas profundas.
Las reservas potenciales de México se encuentran en el golfo de México, en una región del cinturón de pliegues, conocida como Perdido, donde Estados Unidos ha tenido éxito en la producción en sus aguas profundas, justo al norte. Tienen que pasar ocho años de trabajos en aguas profundas para producir el primer barril de petróleo, explicó, así es que las compañías ven el precio a largo plazo cuando sopesan sus gastos. “Cuando analizas esos proyectos”, dijo, “el precio actual no es muy relevante”.
