C.P.C. Alfredo Álvarez Laparte/Presidente del Comité de Energía del IMEF/alfredo.alvarez@ey.com

Eduardo López/Integrante del Comité de Energía del IMEF/eduardo.lopez@ey.com

La tan esperada reforma energética mexicana de finales de 2013 tuvo un inicio complicado, sobre todo en materia petrolera, debido al desplome de los precios internacionales del crudo a partir de mediados de 2014. No obstante, la apertura “aguas arriba” (upstream, en la jerga de la industria) no solo no se ha detenido, sino que se ha ajustado a grandes rasgos al calendario original. Conviene, en consecuencia, hacer un balance preliminar de los principales hitos hasta ahora y preguntarse qué se podría esperar para 2016

Por el lado de los precios marcadores del petróleo (WTI y Brent), es muy posible que se mantengan alrededor de $45-50/bbl en 2016, en un entorno de gran volatilidad, y difícilmente regresarán a más de $100/bbl en el corto plazo. En efecto, tanto la causa principal de la caída de precios como su debilidad relativa actual ha sido el exceso de la producción global. Si bien los bajos precios han estimulado la demanda global, esta no ha sido suficiente para absorber el exceso de oferta.

Más aún, los bajos precios no han logrado sacar del mercado a los productores más costosos, en particular los productores de esquisto estadounidenses. Esto es quizá la mayor novedad de la baja de precios actual, comparado a ciclos previos: la nueva industria de esquisto estadounidense, más afín a las start-ups tecnológicas que al puñado de enormes empresas petroleras que tradicionalmente han dominado el mercado, ha mostrado una resistencia y agilidad sorprendentes, siendo capaz de innovar tecnológicamente, reducir costos y acceder a múltiples fuentes de financiamiento en un lapso muy corto.

Desde este punto de vista, la estrategia de “guerra de precios” que emprendió la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) al negarse a reducir su oferta podría tardar en producir los efectos deseados. Los proyectos más complejos y costosos —ejecutados por las empresas tradicionales (internacionales y estatales), por ejemplo, en aguas profundas— han sufrido retrasos y cancelaciones. Sin embargo, el aceite de esquisto —el contribuyente principal al incremento de la oferta— ha salido prácticamente incólume, y se pronostica que su producción disminuirá relativamente poco en 2016, lo cual inhibirá el aumento de precios, aunque la caída podría ser más consecuente en los años siguientes.

Así las cosas, la apertura mexicana tendrá que proseguir en un entorno de precios bajos. Cabe recordar que el incentivo más poderoso para reformar fue la necesidad urgente de revertir el deterioro operativo de Pemex, el hasta entonces monopolio estatal (y “empresa productiva del estado”), dada su importante contribución a las finanzas públicas. En efecto, la producción de petróleo crudo se contrajo más de 25% durante la última década, mientras que las reservas probadas prácticamente se dividieron en dos y las exportaciones de crudo disminuyeron casi 40%.

La reforma mexicana tiene tres vertientes principales aguas arriba:

• Primero se celebrarán cinco rondas para atribuir áreas (o bloques) exploratorias o productoras a partir de 2014 y hasta el final de la década. El proceso se inició con la llamada “ronda cero”, bajo la cual el Estado le asignó a Pemex las áreas que podrá desarrollar, y continuó con la ronda uno, en curso, que incluye empresas privadas nacionales y extranjeras y se espera concluya en 2016. Le seguirán tres rondas más, de acuerdo con un plan quinquenal diseñado por la Secretaría de Energía, que incluirá bloques de desarrollo (es decir, de producción) y exploratorios.
• Segundo, Pemex podrá asociarse con empresas privadas para desarrollar sus asignaciones más prometedoras, pues carece de capital, tecnología y experiencia suficientes para la ejecución de grandes proyectos —y menos en un entorno de precios bajos y restricciones presupuestales—, sin los cuales difícilmente podrá revertir la baja de su producción. La empresa planea celebrar, inicialmente, unas 10 asociaciones.
• Tercero, Pemex deberá “migrar” una serie de contratos de servicios, llamados “incentivados”; es decir, transformarlos en alguno de los diferentes tipos de contratos contemplados en la reforma (licencias, producción o utilidad compartida, servicios o una combinación de los anteriores).

¿Cómo va la reforma hasta ahora?

En materia de rondas ha habido claros avances. Por un lado, a raíz de la ronda cero, Pemex obtuvo 83% de los activos productivos del país y 20% de los “prospectivos” (ews decir, inferidos, y por lo mismo con alto grado de incertidumbre, tales como las aguas profundas del Golfo de México) que solicitó, así como 100% de la reservas probadas de “aceite” (petróleo crudo, líquidos del gas y condensados) y gas natural, pero solo dos tercios de las reservas prospectivas. Por otro lado, las dos primeras, de cinco licitaciones de la ronda uno tuvieron lugar en julio y septiembre; la tercera se llevará a cabo en diciembre y se espera que la dos siguientes ocurran probablemente durante la primera mitad del año próximo.

Cabe destacar que las condiciones del mercado y la experiencia de la primera licitación han obligado al Estado a flexibilizar sus términos contractuales. Si bien la extracción en México es relativamente barata —aproximadamente 23 dólares por barril de petróleo equivalente— hay otros elementos que inciden en el interés de las empresas privadas, tales como las garantías, la parte mínima que le corresponde al gobierno o las reglas en torno a la formación de consorcios, por mencionar algunos. En la primera licitación solo se asignaron dos bloques de catorce, pero tres de cinco en la segunda, en gran medida porque hubo cambios importantes en varios de esos factores.

La tercera licitación está diseñada para atraer pequeñas empresas, y debería servir para sentar las bases de una industria de exploración y producción mexicana. Pero la cuarta será quizá la más importante, pues se ofrecerán bloques en aguas profundas, que potencialmente contienen enormes recursos de hidrocarburos. Debido a los altos costos de exploración en dichas áreas, las condiciones deberán ser lo suficientemente atractivas para las grandes empresas especializadas. La quinta licitará recursos no convencionales (sobre todo esquisto), y permitirá evaluar qué tan viables son en México.

A la ronda uno le seguirán tres rondas más (de la dos a la cuatro), de acuerdo con el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019 de la Secretaría de Energía (SENER), cuya versión final fue publicada a principios de octubre; incluyendo la ronda uno, 338 bloques serán licitados durante los próximos cinco años, de los cuales 240 de desarrollo y 98 de exploración.

En cuanto a las asociaciones de Pemex y la migración de contratos, se espera que empiecen gradualmente a formalizarse. Es probable que para inicios de 2016 Pemex haya empezado el proceso de asociaciones (que implica también licitaciones) y que haya migrado dos o tres de los contratos de servicios incentivados.

En suma, la apertura petrolera aguas arriba, si bien ocurre en un momento complicado debido a los bajos precios internacionales, está avanzando de acuerdo con el calendario.

Los retos son sin duda múltiples, pues México debe competir con muchos países, pero parece razonable esperar que la ronda uno sea relativamente exitosa y que Pemex logre encontrar a los socios que requiere. A largo plazo, las inversiones en el sector serán considerables por la naturaleza misma de la industria y por el potencial energético del país, que quedará de manifiesto en la medida en que aumente la exploración.

Pemex estima que las reservas “prospectivas” de hidrocarburos (inferidas, pero todavía no descubiertas) podrían ascender a 115 mil millones de barriles de aceite, equivalente a tres veces las reservas totales.