Energía e Infraestructura

Petroprecios amenazan interés en 95% de yacimientos de Ronda Uno

El gobierno federal decidió abrir el mercado petrolero, pero en un timing que parece no favorecerle.

19-01-2015 08:53 Por : Arena Pública
La producción de hidrocarburos no convencionales se ve impactada por la baja rentabilidad, la de aguas profundas resulta comprometida y la explotación de pozos de gas shale puede ser menos atractiva.
La producción de hidrocarburos no convencionales se ve impactada por la baja rentabilidad, la de aguas profundas resulta comprometida y la explotación de pozos de gas shale puede ser menos atractiva.

El interés de empresarios petroleros por invertir en la exploración del 95% de los yacimientos prospectivos que México planea licitar en la primera e histórica convocatoria abierta al sector privado, la denominada Ronda uno, se encuentran amenazados por la caída de los precios del hidrocarburo.

Luego de 70 años de impedir la entrada de privados al mercado de los hidrocarburos y de mantener en pie un monopolio liderado por Petróleos Mexicanos, el gobierno del país decidió abrir el mercado, pero en un timing que parece no favorecerle.

La trascendental transformación se ejecutará en un momento donde los precios internacionales del crudo han caído más de 50% y, por tanto, vuelven poco redituable la exploración y explotación de yacimientos no convencionales o aguas profundas -que representan el 95% del total de los recursos prospectivos-. 

Cuando el precio del petróleo se ubica por debajo de los 70 dólares por barril la producción de hidrocarburos no convencionales se ve impactada por la baja rentabilidad, la de aguas profundas resulta comprometida y la explotación de pozos de gas shale puede ser menos atractiva, asegura el análisis de Prospectivas del sector petrolero y petrolífero 2014-2018 publicado por la Secretaría de Energía (Sener) en diciembre del año que concluyó.

El viernes pasado el petróleo de referencia en Estados Unidos, el West Texas Intermediate, cerró en 48.69 dólares por barril, el petróleo de referencia para los países árabes, Brent, en 50.17 dólares y la mezcla mexicana de petróleo crudo de exportación en 39.12 dólares por barril.

En 2014 la Secretaría de Energía anunció que a través de la Ronda uno se ofertarían recursos prospectivos por un total de 14 mil 606 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 13 mil 882 millones se ubican en yacimientos de aguas profundas y no convencionales.

Explotar aceite en lutitas, por ejemplo -un tipo de hidrocarburo no convencional que representa la mitad de los recursos totales en las cuencas de Sabina y de Tampico-Misantla- cuesta alrededor de 70 dólares por barril.

En este sentido el análisis prospectivo de la Sener advierte que si el precio del Brent baja del rango de entre 75 a 80 dólares por barril la producción de largo plazo de esta lutita podría reducirse porque algunas compañías retrasarían la entrada en operación de algunos de sus proyectos.

De acuerdo con el economista en jefe de BBVA Bancomer, Carlos Serrano, uno de los mayores retos de la Ronda uno es que la reducción del precio del petróleo no aleje a los inversionistas de los campos “más complicados”, por ejemplo, los ubicados en aguas profundas.

“Muchos de los proyectos que requieren de tecnologías costosas o en campos complejos pueden retrasar su desarrollo e incluso posponerse indefinidamente, ya que las compañías buscan acceder a petróleo en campos cada vez más complejos y de difícil acceso que pudieran no ser viables con precios de petróleo por debajo de 65 dólares por barril,” sostiene el documento de la Sener.

“Si la caída es temporal y los precios se recuperan, estas empresas, por trabajar en horizontes de largo y mediano plazo no les va a afectar, pero si es más permanente no hay mucho que el gobierno pueda hacer, habrá campos que tendrán menor atractivo y no se explotaran,” confirma Carlos Serrano.

También la especialista en competencia del Centro de Investigación para el Desarrollo (CIDAC), Ana Lilia Moreno, señala como el escenario “más seguro” que los proyectos para explotar hidrocarburos no convencionales, como el aceite en lutitas, se posterguen hasta que el precio del petróleo suba y genere una rentabilidad atractiva para los inversionistas.

Sin embargo, la guerra de precios petroleros encabezada principalmente por Estados Unidos y los miembros de la OPEP, quienes no planean disminuir la producción ante el temor de que su contrincante les gane mercado, ha generado una sobreoferta del hidrocarburo en el mundo que no deja claridad respecto a cuando tocarán piso los precios.

“Nunca más vamos a ver el petróleo en 100 dólares. Lo dije hace un año, el precio del petróleo en 100 dólares es artificial, no es correcto,” asegura al diario USA Today el príncipe saudita Alwaleed bin Talal, uno de los hombres más ricos del mundo árabe, cuando se referirió a la sobreoferta en el mercado.

Los bajos precios del petróleo presionarán al gobierno a ajustar el calendario de licitaciones y a realizar una ponderación respecto a si vale o no la pena licitar campos cuyos costos de explotación son altos, como el gas shale, también conocido como de lutitas, advierte Ana Lilia Moreno, también especialista en temas de desarrollo económico.

De hecho, el pasado 15 de enero el secretario de Hacienda y Crédito Público, Luis Videgaray Caso, adelantó en una entrevista para Radio Fórmula que -ante el escenario de los bajos precios del petróleo- el gobierno mexicano estaba considerando la posibilidad de aplazar la licitación de yacimientos no convencionales para la Ronda uno del 2015.

“La Ronda uno considera algunos campos de tecnologías no convencionales, las llamadas lutitas o en inglés shale, es probable que esas se difieran… No es una decisión que se haya tomado todavía. La Comisión Nacional de Hidrocarburos y la Secretaría de Energía están analizando la posibilidad de eso posponerlo para otras rondas, otros años," declaró Videgaray.

En esa misma entrevista el secretario de Hacienda informó que hasta el 48% de los recursos prospectivos ubicados en yacimientos no convencionales que se licitarían en 2015 podrían postergarse a otros años, a rondas posteriores.

Con 8 mil 927 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas prospectivas, el yacimiento ubicado en la cuenca de Tampico-Misantla -entre los estados de Tamaulipas y Veracruz- es el yacimiento más rico en hidrocarburos no convencionales.

Le sigue la cuenca ubicada en Sabina, Coahuila con 142 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas prospectivas.

En aguas profundas hay 4 mil 813 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas prospectivas ubicadas en el Golfo de México, mil 591 millones en la zona de Perdidos, frente a Tamaulipas y 3 mil 222 millones ubicados en la provincia de cordilleras mexicanas, frente a Veracruz.

El reto: despertar el interés

"Creo que una vez que tienes 80 dólares por barril (...) habrá algunos de aquellos desarrollos de no convencionales que hacen menos sentido que con niveles de 90 o 100 dólares", declaró a la agencia Reuters en septiembre pasado el director para las Américas de Shell, Marvin Odum.

“Lograr probar que existe interés, no sólo en la reforma legal, sino que también son atractivas las instituciones y el país para los inversionistas” es el mayor reto que ante un escenario de precios petroleros bajos tiene la Ronda uno, sostiene el especialista en temas energéticos, Juan Carlos Quiroz.

Si se muestra que existe interés de las compañías en las áreas que se pusieron a licitación existirá realmente competencia, una condición benéfica para todos porque los proyectos se podrán realizar con las mejores prácticas y calidad disponible, asegura el también asesor externo en temas energéticos para del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO).

Shell es una de las trasnacionales petroleras que -por lo menos hasta septiembre del 2014, cuando el precio de la mezcla mexicana se cotizaba en 73 dólares por barril- había confirmado su interés en asociarse con Petróleos Mexicanos, específicamente para la exploración y explotación de un campo denominado Exploratus, ubicado en el área de Perdido, en aguas profundas del Golfo de México.

Exploratus contiene un estimado de 234 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas prospectivas y requerirá de una inversión cercana a los 3 mil 200 millones de dólares de acuerdo con declaraciones que el jefe de exploración y producción de Pemex, Gustavo Hernández, ha realizado a medios de comunicación.

Hoy hay que competir todavía más con otros países porque las empresas están siendo afectadas por el precio del petróleo y serán más selectivas al momento de elegir donde invertir, advierte el economista en jefe de BBVA Bancomer, Carlos Serrano.

Una realidad en la que coincide Juan Carlos Quiroz, quien además advierte que a raíz de la caída de los precios petroleros varias compañías del ramo han anunciado recortes en sus presupuestos, por lo que tendrán menos recursos disponibles para la inversión en proyectos.

“El mayor reto es que los contratos resulten atractivos para los inversionistas… diseñar contratos que sean atractivos fiscalmente y que recauden pero que al mismo tiempo sean suficientes para atraer inversionistas”, apunta el economista de Bancomer, un equilibrio que asegura es complicado.

“En este momento yo no veo muy atractivos los contratos… entre el blanco y el negro hay una gama importante de grises, el contrato esta en un gris intermedio, tiene demasiada ingerencia la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre la atracción de las empresas y parece que la contraprestación que recibirían las compañías una vez que exista un alza en los precios del petróleo podría ser significativa,” sostiene la especialista en temas petroleros Miriam Grunstein, académica asociada al Centro México del Rice University.

Para que un contrato en aguas profundas sea comercialmente atractivo debe proporcionar a las compañías por lo menos el 75% de la producción tratándose de aguas profundas y de entre 50% a 60% para yacimientos convencionales, en estos últimos, si el riesgo es muy bajo y los volúmenes a explotar son altos, entonces las empresas podrían conformarse con un 35% a 40% de la producción, explica Grunstein.

De acuerdo con la académica del Centro México del Rice University los inversionistas buscarán en los contratos, entre otras características: un régimen de impuestos atractivo, que no consideren rapas; tener libertad para formar su plan de desarrollo y su plan de producción; un régimen de regulación razonable; capacidad de exportar y ser pagados en una divisa razonable; arbitraje internacional comercial, entre otros.

Entrevistado por el Horizonte, el consejero de Pemex Petroquímica, Fluvio Ruíz, advirtió que los bajos precios del petróleo ofrecen a las empresas una condición ventajosa para negociar los contratos en la Ronda uno, respecto a las que hubieran aceptado en condiciones de precios altos.

Las autoridades deberán considerar este escenario y tener cuidado para no incurrir en el error de dar condiciones ventajosas a los inversionistas con el fin de evitar que queden desiertos bloques que se liciten dentro de la Ronda Uno, señaló Ruiz.

El especialista en temas energéticos, Juan Carlos Quiroz, es más entusiasta al hablar de la Ronda uno y su contexto, pues en su opinión, el hecho de que México sea un mercado nuevo -recién abierto para la inversión privada- aún y con los bajos precios del dólar mantendrá el interés de los empresarios.

Las compañías petroleras suelen guardar mucho dinero para proyectos de inversión, por lo que, a pesar de los recortes presupuestales, luego de 10 años de comercializar petróleo con precios históricamente altos muchas empresas aún tienen recursos para asumir proyectos, ahí es donde podría entrar el encanto por un mercado mexicano cerrado por tanto tiempo, explica Juan Carlos Quiroz.

Desde antes que se aprobara la reforma energética una verdadera danza de cifras se especuló respecto de la inversión extranjera directa que México podría recibir derivado de la apertura cuyos primeros contratos se firmarán en julio próximo.

Las expectativas referidas a la prensa por empresarios, funcionarios públicos y analistas económicos van desde las muy moderadas hasta las muy entusiastas con montos desde los 2 mil hasta los 70 mil millones de dólares anuales.

Sin embargo, el monto oficial estimado por la Secretaría de Energía es de aproximadamente 8 mil 525 millones de dólares anuales del 2015 al 2018. Lo anterior, antes de que el crudo mexicano cayera a menos de 40 dólares por barril.

 

A FONDO: Consulta la ficha técnica que explica Ronda uno a extranjeros. (versión en inglés)

A FONDO: Consulta el documento, Prospectiva del sector petroleo y petrolífero 2014 - 2028, elaborado por la Sener.

A FONDO: Consulta el documento ¿Qué es el Shale Gas/Oil y cuál es su importancia?, elaborado por la Sener. 

MÁS INFORMACIÓN: A pesar de reforma México dejará de exportar petróleo. Nota de Arena Pública del 13 de enero del 2015.

MÁS INFORMACIÓN: Bajos precios petroleros restan interés por ciertos hidrocarburos: Shell. Nota de Arena Pública del 12 de enero del 2014.