edición: 2613 , Martes, 11 diciembre 2018
10/03/2010
OBSERVATORIO LATINOAMERICANO

PEMEX enciende la luz roja y le hace sitio a nuevos puentes con las multinacionales

Está en quiebra técnica, sus deudas superan sus activos, no alcanza ni un 10% de las previsiones de Chicontepec, del que depende el 40% de sus reservas y deja pasar en el Golfo a Petrobrás y Repsol
Necesita invertir 172.000 millones de dólares en diez años, pero ha pospuesto la emisión de bonos hasta 2011; ganó el doble que Exxon en 2009, pero inyectó al Estado el equivalente a su beneficio
Ana Zarzuela

Le adelantan todos los relojes y se le agotan los cronómetros que la reforma de 2008 le dejó en tiempo muerto: los de la operación, los del perfil financiero y los de la autosuficiencia energética. Ni en el Palacio de los Pinos ni en la Secretaría de Energía lo esconden ya. Al gigante petrolero mexicano y su directiva se les ha acabado la calma con el Ejecutivo, no sólo porque ahora que se ultima la Estrategia Energética Nacional hasta 2020, por primera vez la empresa paraestatal transita por las aguas de la quiebra técnica, reporta un patrimonio negativo de 18.300 millones de pesos y  ya sabe que ni todos sus activos pueden cubrir su deuda de más de 43.000 millones de dólares (un billón de pesos). Su propio director, Suárez Coppel, le ha puesto fecha: ni las pérdidas netas de 46.000 millones de pesos (3.492 millones de dólares) al cierre del año, ni la rebaja de la producción en un 5,3% anual pueden frenar más la “reinvención”, “PEMEX requiere éxitos pronto”. Sin cambios y sin nuevos descubrimientos, dejará a México sin petróleo propio en siete años. Ni el mercado de recursos finales, ni el declinar de la producción -un 200% en Cantarell en cuatro años-, ni el fracaso de Chicontepec –una producción del 10% a pesar de 4.000 millones de dólares de inversión- se lo ponen fácil. Por eso en los despachos de PEMEX se buscan ya cambios de piel para la paraestatal.

El Consejo y los técnicos de la petrolera sintonizan con los analistas, le beben los vientos a contratos de exploración y producción con multinacionales y buscan horadar la cerrazón opositora a los ‘contratos de riesgo’, ya había dos acuerdos incentivados previstos para Chicontepec y unas aguas profundas de las que depende el 56% de sus recursos. A la puerta, con Petrobrás en cabeza, las grandes energéticas buscan sitio en la nueva Petróleos de México. Hasta ahora, la repesca de los contratos de meros servicios y la venta de equipos al gigante mexicano -un mercado de más de 100.000 millones en diez años- no le ha dado resultado a Pemex. Sólo Statoil Hydro apunta a romper la baraja del desinterés de los contratos por servicios de PEMEX,  aunque no oculta que lo que busca son las los yacimientos transfronterizos que México comparte con EE UU.

El círculo de las zozobras de Petróleos de México se encadena al presidente Calderón, requiere un 30% de inversión adicional en 2010 y 2011; sin mejoras operativas no llegará la confianza de los mercados ni las multinacionales; sin ellas, la emisión de bonos ciudadanos (850 millones de dólares esperados a finales de 2010) seguirá en la nevera en la que los acaba de dejar Suárez y con ella la inyección financiera para retomar las aguas profundas del Golfo de México. La reforma energética que cocina la ministra Kessel y su convicción de que sólo la inversión privada acelerarán el tratamiento para Petróleos de México aún no ha llegado a la mesa de la Asamblea Nacional, pero ya ha tenido que devolver a la nevera la propuesta, avalada por la directiva de PEMEX, de reformar su sistema de contratos para abrir la puerta a contratos de riesgo, más allá de los de servicios y empezar a recoger, de banco en banco, financiación para Chicontepec: a falta de nuevos contratos, para empezar, serán 600 millones del Banco de Cooperación Internacional de Japón. No ha sido otro que el presidente de Petrobrás el que amargaba la firma del Tratado Bilateral de Comercio y los nuevos acuerdos energéticos con México. Invertirán 2.500 millones de dólares para el complejo petroquímico Fénix, pero más allá las aguas de la cooperación son aún frías para los brasileños.

No es Halliburton la única que le advierte que necesitaría inversiones de 16.000 millones de dólares anuales para ponerse al día con la perforación de pozos. A la vista del suelo de su producción nacional PEMEX intenta acelerar el paso de sus ambiciones con la promesa de inversión de 16.899 millones de dólares en un año y la producción de 2,7 millones de barriles de crudo: nadie se atreve a ponerle fecha al retorno a los 3,4 millones de bpd que producía en 2004. Será sólo si consigue incorporar nuevos campos. Sus esperanzas operativas miran al Golfo de México y sus nuevos pozos; las de la financiación, al vecino del Norte y el mercado internacional, en el que espera refinanciar más de 10.500 millones de dólares en un año; las estratégicas sólo tienen ojos para Perdido. No le dejan muchas más opciones si no quiere salir por la puerta de atrás del club de los mayores exportadores de crudo del mundo. Ya Petrobrás le ha ganado la mano este trimestre en el liderazgo del volumen de ventas en la región. PEMEX se ocupa hoy de ocho pozos en aguas profundas del Golfo, pero no serán productivos al menos hasta 2012. Los cronómetros ajenos le palpitan al son de la batalla por el crudo del Golfo, que Cuba y EE UU han empezado ya. Si Pemex no sacude pronto sus aguas, lo harán por ella, sobre todo en la franja transfronteriza del Campo de  Perdido.

EL ‘HIDALGO’ PETROLERO NO RENTABILIZA SUS ‘VIEJAS JOYAS’

A Petróleos de México le sigue doliendo su piel paraestatal: el lastre de la deuda, el peso de las pretensiones de un gigante que sigue cargando a sus espaldas con el 40% del PIB, las olas del sector y el efecto cambiario de una empresa que opera en divisas. Su director, Juan José Suárez Coppel, se aplicó las recetas de la reforma energética de 2008, que por primera vez abría la puerta (al menos formal) a contratos incentivados con petroleras privadas. Ésas recetas que pretendían salvarla por la puerta de la eficiencia y la cooperación con otras multinacionales de sus males ya crónicos -descenso de las reservas, sus campos en declive, la rebaja de la producción y la imposibilidad de explorar y explotar aguas profundas-. Cambio su estructura administrativa, le hizo sitio a expertos externos en su Consejo, entreabrió la puerta a más contratos de servicios y ha conseguido incrementar y hasta aumentar por primera vez desde agosto de 2009 en 7.000 barriles diarios la producción de Cantarell, su principal pozo del país. Ha ganado más del doble que Exxon en 2009, pero al hidalgo añejo de los petróleos aztecas le ahoga aún la bandera de la ‘mexicanidad’: carga con el lastre de su ‘hidalguía’ azteca del Estado mexicano, que durante el último año fiscal le costaron más de 546.000 millones de pesos, 46.000 más de sus ingresos totales, a pesar de haber estrenado su nueva Ley Federal de Derechos. Hoy la empresa más fuerte del país, responsable del 40% de los ingresos del Estado, es una de las más endeudadas del continente. Sólo su boquete fiscal explica por qué las secretarías de Hacienda y Crédito Público y de Energía acaban de anunciar la eliminación gradual de subsidios a los precios de las gasolinas y el diésel.

México respira por las heridas de su gigante estatal. Cantarell ya sólo produce la cuarta parte que hace cinco años y Chicontepec es un pozo sin fondo para sus inversiones, con más de 20.000 millones de dólares en proyectos fallidos y una producción residual: a pesar de la inversión de 4.000 millones de dólares el que estaba llamado a ser su motor para recuperar la producción ha caído del 75% en 2007 al 42% en 2009,  31.000 barriles diarios, menos del 10% de la meta. PEMEX reedita las huellas del declive de su producción -un 25% desde 2005- y sus reservas, esas mismas que desde hace tres años le advierten al Palacio de los Pinos desde la directiva de la propia empresa, que, si nada cambia, el país -que ya importa un 15% de sus gasolinas y derivados- se puede quedar sin petróleo.

Aunque desde 2003 ha invertido más de 117.000 millones de dólares, las exportaciones de crudo han caído un 34% en los últimos doce meses y desde 2001 las reservas probadas de hidrocarburos se han reducido 42.6%, casi a la mitad, al pasar de 24. 900 a 14. 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Ya hace tres años que incumple las metas de producción de su Programa Operativo: si en 2007 la producción fue del 75% de la prevista, hoy no rebasa el 42%, muy lejos de los 3,3 millones del principio de los años 90. No cumple su meta de perforación de pozos -sólo 20 de 754 pozos perforados y terminados arrojaron nueva producción- y ni en el más optimista de los escenarios espera mejorar los 2 millones de barriles por día en una década, menos que hace treinta años.

CON LA VISTA PUESTA EN CHICONTEPEC

De nuevo, sus bazas se juegan en la mesa de Chicontepec, sin ella México no sólo no podrá alcanzar el 100% de restitución de las reservas nacionales y la meta de producción de 2,6 mbp de la actualidad, sino que antes de ocho años cumplirá los vaticinios de Fox:  dejará de ser un exportador petrolero. Pero las promesas del campo estrella de Petróleos de México cada vez se fían más lejos y con apuestas más cortas.  Es la propia Comisión Nacional la que le ha puesto apellido: “fracaso”. Al menos por ahora.

La ‘joya’ petrolera del mapa azteca, con el 39,9% de sus reservas y 17 millones de barriles, estaba llamada según los objetivos oficiales en tiempos de Vicente Fox a producir un millón de barriles diarios, ahora no llega a 35.000, cuando este año debía estar en 226.000 bpd: la Secretaría de Estado se conformaría con una producción de 550.000 barriles y no antes de 2017. PEMEX perforará otros 505 nuevos pozos en la cuenca este año, pero apuesta por laboratorios para volver a restablecer su estrategia. El año pasado, asignó paquetes de exploración a varias empresas, entre las que destacan Halliburton, Weatherford, Baker y GSM, sin embargo, firma Marcos y Asociados Labardini estima que los resultados de esta estrategia sólo se podrán ver a partir de 2011. Ni la complejidad geológica, ni el perfil de los pozos -de sólo 100 barriles diarios de producción y una declinación muy rápida- se lo han puesto fácil hasta ahora. Pero además el volumen incorporado y reclasificado de reservas es menor al programado, hay menos oportunidades para descubrir campos grandes, la producción real obtenida es menor a la estimada, y existe discontinuidad en los niveles presupuestales requeridos por los proyectos.

La prueba es que, después de haber invertido y perforado en una década más de 1.000 pozos, sólo 604 se encuentran en operación este año. A pesar de que en tres años invirtieron 52.000 millones de pesos (un tercio ya de todo lo que estaba programado hasta 2021) sólo contribuye al 1% de la producción nacional y produce 2,5 centavos de rentabilidad por peso invertido. Nada que no haya pasado en otros proyectos, pero nada que no amenace la sostenibilidad de los planes de PEMEX y que haya obligado ya a cambiar su bitácora. La refinería de Hidalgo, con una inversión de 10.000 millones de dólares no llegará como pronto antes de 2015. Y es el Propio Grupo Ingenieros PEMEX Constitución 1917 el que acaba de denunciar que Petróleos de México ha perdido 10.000 millones de dólares en 16 proyectos de exploración y explotación que no cumplieron con sus objetivos de producción y rentabilidad, desde la inyección de nitrógeno a Cantarell, a la extracción de gas en Verazcruz, pasando por los campos de Jujo-Tecominoacán. En el periodo 2001- 2009 se han descubierto 231 campos y yacimientos. Actualmente, hay varios sin explotar, entre ellos Kayab, Numan, Baksha, Tunich, Tson, o Pohp, pero sin reservas probadas, algunos incluso sin reservas probables (2P). Sin embargo Pemex ya se planea su explotación utilizando sistemas de bombeo que permitirían una considerable producción diaria (30.000 barriles diarios por campo) y una red de oleogasoductos.

Hoy, sólo el ranking por reservas favorece aún a Petróleos de Venezuela y deja a la brasileña en segundo lugar, por delante de Petróleos de México; pero Petrobrás le pisa los talones de la producción a PEMEX y, según los analistas independientes, hace meses que bordea la producción real de Pdvsa -no más de 2,3 millones de bdp- lejos de los 3,7 oficiales.  “No queremos ser meros proveedores de servicios, ni sólo una comisión fija, nuestro negocio es exploración e implica contratos de riesgo”, advertía el presidente de la petrolera brasileña. No cogerá por ahora la mano que le ha tendido el gigante azteca. En el Palacio de los Pinos y la mesa de Suárez Coppel buscan ya alternativas para flexibilizar la operación. Ésa es según sus ecuaciones la clave de sus expectativas. La que llevarán a la mesa del Congreso con el nuevo plan de negocio de la empresa a mediados de año, con nuevas fórmulas de flexibilidad contractual y un nuevo paquete de licitaciones.

LEJOS DEL ‘ORO NEGRO’ DEL  GOLFO

Con el fracaso de Chicontepec Pemex anuda su dependencia a las aguas profundas, ya depende de ellas un 76% de su producción, pero con cada zancada de sus expectativas, sólo estrecha el lazo de su impotencia: PEMEX ha perforado sólo cuatro pozos en aguas profundas este año. Mira de lejos el mantenimiento de los 1.200 pozos que ya tiene en el Golfo, pero no será hasta 2010, como pronto, que PEMEX vuelva a tocar de cerca las aguas de Altamira y Ébano. PEMEX juega sus dados en el espejo de sus vecinas del norte. Pero el cristal le devuelve la imagen de sus limitaciones de su ‘hidalgo añejo’ petrolero. Está abocada a zambullirse en unas aguas en las que se ha destapado la guerra del petróleo, en las que sabe que otros llegarán antes a Perdido. Le han encendido ya las luces rojas los ocho grandes descubrimientos de Anadarko, Murphy Oil, Chevron, BP., Repsol, Shell, Maersk y NFE en los límites marítimos estadounidenses, del otro lado del ‘espejo’ del Cinturón Plegado de Perdido.

México y los EEUU han logrado acuerdos en lo referente a la delimitación de la región occidental del Golfo, donde se encuentra ubicado el polígono occidental del Hoyo de la Dona, dos yacimientos con forma de polígonos: el occidental enfrente de las costas del mexicano estado de Tamaulipas y del estadounidense estado de Texas y el oriental que se encuentra entre la península de Yucatán y las costas de Nueva Orleáns, con una porción bajo el mar territorial de la República de Cuba. De sus 17.900 kilómetros cuadrados, México logró reconocimiento de su soberanía sobre un 61.78% del espacio  -10.629 kilómetros cuadrados- mientras que los EEUU obtuvieron el 38.22% -7.371 kilómetros cuadrados-, pero la delimitación, que llevaba años de disputas y negociaciones, fue objeto en el año 2000, durante los gobiernos de George W. Bush y Vicente Fox, de una moratoria en las negociaciones hasta el 2008. Hace unos meses se logró un acuerdo rápido y sumario que espera su consumación o su recambio bajo la mano de Obama.

Los dedos de Petróleos de México no tocarán el crudo antes de 2015 en el campo de Perdido, el que el presidente Calderón hizo ondear como enseña del orgullo patrio y como justificación para la reforma energética. El Palacio de los Pinos no quiere perder el paso con Shell y Stone Energy, que esperan completar el proyecto de Perdido en el Golfo de México en 2010 -concesionarias de los campos Trident y Hammerhead del lado estadounidense y que forman parte de la misma estructura que México comparte en esa región limítrofe-. Y de Chevron, que obtendrá desde este mismo año más de 130.000 barriles diarios. Pero la mexicana tendrá que conformarse con mover ficha en otras aguas, en el Golfo de México Sur, donde promete elaborar 17 estudios exploratorios y poner en marcha cuatro pozos antes de 2011 y en Campeche poniente, donde espera perforar otros 19 pozos, a pesar de que los analistas le advierten que, a la vista de su experiencia en los últimos años, sus posibilidades de éxito son menores a un 33%.

PETROBRÁS Y REPSOL PARA LAS AGUAS PROFUNDAS

Por si acaso, la mexicana mira a Petrobrás y a su experiencia en latitudes cariocas en la capa presal. PEMEX comparte la ‘maldición’ de las paraestatales americanas con Petrobrás, la de las reservas inalcanzables en el fondo del mar a más de 9.000 metros de profundidad -la mexicana tiene problemas más allá de los 500 pies- y la de la caza de inversores. Pero si para la carioca todos los caminos conducen a las arcas privadas, para los aztecas, el único horizonte ha seguido mirando hasta ahora al Palacio de los Pinos. Le pisa ya los talones a la cooperación con la paraestatal brasileña, desde hace seis meses la ministra Georgina Kessel se lo hace saber al gobierno de Lula. PEMEX sólo tiene experiencia en producción de crudo en México y prepara ya nuevos modelos de contratos. Pero Petrobrás no esperará por su llave para zambullirse en las aguas del Golfo: acaba de hacerse, de manos de la estadounidense Devon Energy con la concesión de 22 campos en el Golfo de México.

Petróleos de México mira a Petrobrás, otrora la gemela del modelo de paraestatal y sólo puede tenderle la mano de la cooperación para acceder a las aguas profundas a la brasileña, que la ha desbancado en la región y, por segunda vez en toda su historia, en este trimestre se cuelga –a su pesar- los galones de primera empresa en ventas en Latinoamérica. Lula ha seguido el camino inverso: a diferencia de la mexicana, incrementó no sólo sus reservas -hasta más de 100.000 millones de barriles en los descubrimientos presal-, sino su producción -hasta más de dos millones de barriles- la capacidad de refino -1,9 millones- y, con un 57% de sus acciones ya en manos de inversores privados, abrió las puertas a la inversión extranjera en la industria local (sólo las explotaciones de aguas profundas compartirán la mayoría de la propiedad con la nueva empresa pública Presal) y ha conseguido driblar su propia trayectoria y convertirse en productor y exportador de crudo.

Brasilia y los planes de Gabriellli confían en el mapa del poderío energético regional: por primera vez, como advierte Latin Bussiness Chronicle, Petrobrás sustituye a PEMEX en volumen de ventas. Empiezan a descolocarse los rankings que en el primer trimestre de 2009 dejaban a México al frente de la producción de petróleo de América Latina con 2,72 millones de barriles por día, seguido por Venezuela, con 2,35 millones de barriles diarios y Brasil con 1,88 millones de barriles por día. Petrobras ha superado los 2,4 millones de barriles por día puntualmente y confía en hacer crónico ese suelo –o al menos el de 2 millones- a medida que incorpore, en los próximos meses, cuatro nuevas plataformas, entre ellas la llamada a poner en funcionamiento la extracción en el campo de Tupí. 

En los últimos tres años ha resultado favorecida en las licitaciones de 26 bloques geológicos en aguas profundas y ultraprofundas estadounidenses en el Golfo de México y en 2009 resultó la empresa seleccionada por el gobierno cubano a través de su estatal del petróleo, Cupet, para explorar y explotar yacimientos off shore en aguas profundas en Hoya de la Dona, en la zona económica exclusiva de la isla caribeña en el Golfo de México. En la Secretaría de Estado de Energía no se descarta que sea YPF el puente entre Brasilia y México DF. Antoni Brufau está en condiciones de hacer valer su buena sintonía con el director de Petróleos de México (PEMEX), con el secretario de la Gobernación, Juan Camilo Mouriño y con el propio presidente Felipe Calderón, que, mucho antes de llegar al Palacio de los Pinos, cuando llevaba las riendas de la Secretaría de Estado de Energía, no dudó en estrechar los lazos comerciales con Repsol y asignarle contratos con Petróleos de México en 2003, una sintonía que ha permitido consumar la firma de un contrato con la Comisión Federal de Electricidad para la compra a Repsol de gas por 26.000 millones de dólares -el que la española transporta desde los yacimientos peruanos de Camisea-, que le aportará beneficios de 18.000 millones de dólares. A las filas de Repsol la reforma de Petróleos de México les permite, en teoría, amortizar sus ganas de seguir en la región, la experiencia en aguas profundas, su presencia en el Golfo de México, su fortaleza en refinerías internacionales y el lazo accionarial y de operación con la mexicana.

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