El 5 de diciembre de 20161 el gobierno mexicano subastó las licencias de exploración y extracción de once bloques (áreas contractuales) en aguas profundas y ultra-profundas del Golfo de México, cinco de ellas cerca de la frontera marítima con Estado Unidos en el Cinturón Doblado de Perdido, y otras seis en la Cuenca Salina, mar adentro frente a la costa del sur de Veracruz y la de Tabasco. Estos grandes bloques han sido considerados por algunos parte de las joyas de la corona petrolera mexicana y son los últimos que fueron licitados en la Ronda 1. Los siete operadores ganadores son grandes empresas petroleras y compañías internacionales de exploración y producción confiables y con amplia experiencia. Dos bloques no recibieron ofertas, por lo que su licitación fue declarada desierta. Con una excepción, la competencia por bloques específicos fue limitada: en cinco casos sólo se recibió una oferta y en otros tres bloques se hicieron dos. Sin embargo, el bloque cinco de la Cuenca Salina registró cuatro ofertas.

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El proceso y sus resultados fueron vistos como un gran éxito por el gobierno y por Pemex. Sin embargo, es necesaria una interpretación más sobria. Este comentario crítico tiene por objeto ofrecer una visión más balanceada entre lo que ha logrado a la fecha la apertura de las actividades extractivas a la inversión privada y las limitaciones y las deficiencias de su instrumentación. La reforma energética de 2013 marca una discontinuidad fundamental: el principio de una nueva estructura industrial que pone fin a al monopolio estatal establecido hace más de 75 años. La entrada de  nuevos inversionistas, tanto nacionales como extranjeros, modificará de manera radical la industria  del petróleo y del gas natural en México, reduciendo el ritmo de declinación de los activos legados a Pemex y, eventualmente, recuperando el nivel de producción. La competencia obligará a Pemex a mejorar el desempeño de sus actividades extractivas y su productividad y eficiencia operativa. El logro de estos objetivos de mediano y más largo plazos será precedido por una transición difícil de planear y de manejar.

Entre 2013 y 2015 prevaleció un ingenuo optimismo respecto a la trayectoria de la producción y la restitución de reservas de hidrocarburos, así como al efecto a corto y mediano plazo de la reforma de las actividades extractivas de la industria petrolera, prevaleció entre 2013 y 2015. Éste quedó manifestó en las metas anuales y las proyecciones a mediano plazo de la producción y de los ingresos petroleros del gobierno. No fue sino hasta 2016 que las autoridades adoptaron una óptica más realista, en el contexto del mayor deterioro de las condiciones económicas internas y externas, así como de las tendencias de la industria petrolera global. Por algún tiempo estos supuestos excesivamente optimistas fueron utilizados para promover la reforma energética ante la opinión pública. Con algunas excepciones, los funcionarios gubernamentales se convencieron de la bondad de sus propias proyecciones. Más recientemente, han reconocido que las licitaciones de contratos y licencias de exploración y extracción tendrán un efecto muy limitado sobre la producción y los ingresos fiscales durante la presente década. El efecto combinado de bajos precios y menor producción sobre las finanzas públicas y, en particular, la posición financiera de Pemex forzaron a la industria petrolera a limitar su endeudamiento y a recortar drásticamente su presupuesto. No hay que subestimar las consecuencias a mediano plazo de estas restricciones.

El timing y la secuencia de las subastas de la Ronda 1 han sido severamente afectadas por las condiciones de la industria petrolera global. Este comentario y otros publicados por el autor han argumentado que una selección más rigurosa de activos a licitar y un calendario más pausado hubieran ofrecido mejores resultados bajo las actuales circunstancias. Hubiera dado más tiempo al gobierno mexicano y a la Comisión Nacional de Hidrocarburos para desarrollar y fortalecer su capacidad para administrar, de manera más efectiva, la reforma de las actividades extractivas de la industria petrolera. La tensión institucional bajo la cual operaron los responsables del diseño de políticas y estrategias le dejó poco tiempo para evaluar, y comprender más plenamente, los resultados de cada una de las licitaciones, y para proponer opciones contractuales alternativas a las adoptadas. El argumento de que no había otras opciones era erróneo. El proceso licitatorio pudo beneficiarse de diferentes soluciones  en puntos críticos del camino. Un calendario más pausado hubiera tenido un efecto limitado, dado el largo periodo de gestión de los proyectos de exploración mar adentro. Hubiera también permitido a la industria petrolera global recuperarse de una profunda crisis.

El farmout de Pemex

De los 11 bloques que fueron subastados en diciembre de 2016, Trión revestía particular interés, debido en parte a su cercanía a campos productores. Trión está a unos 175 kilómetros de la costa tamaulipeca, a 32 kilómetros de la frontera con Estados Unidos y a menos de 65 kilómetros del campo Great White y de la plataforma de producción de Shell en Perdido. Está a sólo 25 kilómetros de otros tres campos descubiertos por Pemex –Maximino, Exploratus y Supremus- en los que se perforaron pozos comercialmente exitosos. La subasta de Trión es también importante porque es el primer farmout de Pemex, que pone a prueba una nueva forma de asociación en materia extractiva con esta empresa estatal. El nuevo socio operador es la empresa australiana  BHP Billiton, que obtuvo una participación accionaria del 60 por ciento, mientras que Pemex retuvo el 40 por ciento restante. De acuerdo con estimaciones de Pemex, los recursos técnicamente recuperables son de 485 millones de petróleo crudo equivalente, que se encuentran en tirantes de agua de 2,100 a 2,600 metros de profundidad. Se trata de recursos prospectivos y no reservas 3P como se anunció. La estimación oficial de reservas 3P al 31 de diciembre de 2015 fue de 267 millones de barriles de petróleo equivalente. Pemex espera lograr la primera producción en 2023, y alcanzar un máximo de 120,000 barriles diarios a principios de 2025. En apariencia, el supuesto que subyace a este cálculo es que se perforarán 12 pozos, con un rendimiento promedio de 10,000 barriles diarios cada uno.

Pemex estima que se realizará una inversión de 11,000 millones de dólares durante la vida del proyecto. Sin embargo, en la fase inicial de exploración (cuatro años) BHP Billiton se comprometió a ejercer, cuando menos, 570 millones de dólares. Después de este periodo, si esta empresa decide ir adelante con el proyecto, está comprometida a invertir un total de 2,000 millones de dólares. Este monto incluye la aportación que hará a nombre de Pemex por 790 millones, compensando así el trabajo y los descubrimientos realizados por la empresa estatal con antelación a la asociación, así como una obligación  con la sociedad de 1,200 millones de dólares. Estas aportaciones evitan que Pemex tenga que realizar desembolsos durante los próximos 4 años. El gobierno, a su vez, recibirá regalías de 11.5 por ciento del valor de la producción a partir que ésta se inicie, e impuestos sobre la renta cuando se generen utilidades. El fisco obtuvo 62.4 millones de dólares por adelantado a la firma del contrato de licencia. El nivel de la participación estatal refleja, entre otras cosas, los altos costos de los proyectos en aguas ultra-profundas.

Trión constituye un primer paso importante en la exploración y desarrollo de otros campos descubiertos por Pemex, bajo un esquema de asociación con particulares. Un programa agresivo de farmouts fue propuesto en su plan de negocios más reciente, el cual prevé licitar seis bloques específicos en 2017, así como un amplio número de campos terrestres no identificados; y, para 2018, se plantea un número significativo de bloques. Un programa de farmouts de esta magnitud tendrá que ser cuidadosamente coordinado con las subastas propias del gobierno para evitar el desplazamiento de inversionistas. La empresa estatal favorece esta forma de privatización que inyecta recursos en efectivo a una empresa que enfrenta una seria falta de liquidez, reduce sus requerimientos de capital a corto plazo y permite una mayor inversión para la restitución de reservas y el aumento de la capacidad de producción. Ofrece también un proceso de aprendizaje que permitirá a Pemex desarrollar otros campos de manera más efectiva, con tecnología de punta y las mejores prácticas industriales. La empresa petrolera estatal tendrá que aprender también a ser un socio constructivo que contribuya a la solución de problemas complejos que necesariamente surgirán en estas asociaciones. En el pasado, el comportamiento de Pemex, en las pocas asociaciones en las que participó, fluctuó de una pasividad total, a la de un socio que planteaba asuntos formales sin mayores consecuencias,  o cuya intervención esporádica tenía consecuencias significativas. Los riesgos que suponía asociarse con Pemex fueron siempre una fuente de preocupación entre sus socios potenciales.

La cuarta subasta de la Ronda 1

En adición a Trión, el gobierno mexicano otorgó 8 licencias de exploración y extracción, cuatro en el Cinturón Plegado de Perdido y cuatro más en la Cuenca Salina del Golfo de México. Estas licencias son el resultado de la subasta de 10 bloques exploratorios. Como se mencionó, dos de ellos no recibieron propuestas y dos postores ganadores adquirieron dos bloques cada uno. Así seis operadores fueron seleccionados de entre varios  consorcios y una empresa individual. A las doce empresas ganadoras se les asignaron casi 19,000 kilómetros cuadrados en bloques de un tamaño generoso, principalmente en aguas ultra-profundas. Más de la mitad se encuentran en la Cuenca Salina, la menos explorada. Según Pemex, dichos bloques contienen 1,800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos, con una probabilidad de recuperación del 90 por ciento, y 8,400 millones de barriles de petróleo equivalente bajo el supuesto de una probabilidad en torno a la mediana.

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Los operadores ganadores  y sus socios conforman un grupo diverso. Incluye  empresas basadas en China, Estados Unidos, Francia, Gran Bretaña, Japón, Malasia, México y Noruega. Sólo la empresa china Cnooc participó de manera individual en las subastas, mientras tres compañías formaron parte del consorcio integrado por Statoil, BP y Total. La asociación encabezada por Murphy se integró con cuatro socios. El consorcio de Statoil, así como Cnooc, adquirieron la superficie más extensa. Statoil obtuvo los bloques con mayor potencial, medido en términos de la mediana de recursos prospectivos, seguido por Total, que también forma parte del consorcio de Statoil. En lo individual, Total adquirió la mayor participación superficial al pujar tanto con Statoil y BP, como con ExxonMobil. El bloque más pequeño fue otorgado a Chevron. Este se encuentra en aguas menos profundas, más cerca de la costa y del campo Vespa. Dada su experiencia regional, la participación de Pemex en este consorcio pudo contribuir a entender mejor los atributos de este bloque y del área adyacente. Dado que no hubo otros postores, el grupo encabezado por Chevron logró ganar la menor oferta de todas las adjudicadas. En el otro extremo, Murphy enfrentó la competencia más intensa, lo que puede explicar el que haya hecho la mayor oferta de todas. En la Ronda 1.4, sólo la asociación formada por Anadarko (Atlantic Rim) y Shell, así como la integrada por Eni y Lukoil, no lograron adquirir bloque alguno.

La participación de Pemex en esta subasta, tanto en su oferta ganadora con Chevron, como la perdedora en el Bloque 1 de Perdido, plantea algunas dudas, dado que Pemex va a participar extensamente en otras asociaciones  a través del programa de farmouts. Su motivación y sus objetivos, así como los del gobierno, no son del todo claros, como tampoco lo son las ventajas de que Pemex financie actividades en el periodo inicial de exploración y utilice recursos presupuestales particularmente escasos. También se plantea la cuestión de competir por nuevos bloques cuando cuenta con un amplio acervo de asignaciones. Esta política merece revisarse antes de que se realicen nuevas subastas.

Aún mas sorprendente es la ausencia de Shell en las licitaciones del Cinturón Plegado de Perdido. Esta empresa era vista como el socio natural en dicha región por operar del otro lado de la frontera un complejo de campos conectados a la plataforma de producción de Perdido, que tiene la capacidad para evacuar crudo de sus instalaciones de producción a la costa estadounidense del Golfo. Sus socios allí —BP y Chevron— participaron exitosamente en estas licitaciones. Esta ausencia tiene varias posibles explicaciones. Primero, puede ser producto de a estrategias corporativas, después de la adquisición del Grupo BG, y la consiguiente necesidad de reducir su deuda. Una segunda explicación podría ser que se reserva para participar en otros bloques que Pemex pudiera licitar en su programa de farmouts, que están directamente al sur de sus propias operaciones; y, una tercera, que simplemente no encontró económicamente interesantes los bloques ofrecidos. Esta ultima posibilidad puede ser  el resultado de su amplia experiencia en esta área. Si éste fuera el caso, dicha explicación tendría que ser una fuente seria de preocupación para el gobierno.

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Una medida del éxito de la subasta de estas licencias de exploración es el número de pozos que el ganador se compromete a perforar en el periodo inicial de exploración de 4 años. Los operadores en conjunto se comprometieron a perforar un total de 8 pozos, dado que dos de ellos Cnooc y Total ofrecieron perforar dos cada uno, mientras que Chevron, Pemex e Inpex, así como Petronas y Sierra aun no deciden perforar. De esta manera, sólo se requerirá un pequeño número de equipos de perforación para llevar a cabo estos programas. En un cierto sentido, su otorgamiento constituye por ahora una opción, con un costo relativamente bajo, para la exploración futura de frontera. Resulta difícil explicar que se limite a dos pozos los que cada postor pueda comprometer en el periodo inicial de exploración. Las autoridades así revelan que prefieren recibir más regalías que perforar un pozo adicional en dicho periodo. Esta preferencia es también difícil de entender en un área de frontera en la que poco se ha perforado. En estas circunstancias también es sorprendente que el gobierno esté dispuesto a intercambiar la perforación en los primeros cuatro años del proyecto por regalías inciertas en un futuro más distante.

Una vez que las empresas interesadas calificaron para la subasta, sólo fueron considerados dos elementos para el otorgamiento de la licencia: la inversión adicional equivalente a la perforación de cuando menos un pozo adicional en el periodo de exploración  inicial, y las regalías adicionales ofrecidas por arriba de la tasa base de 7.5 por ciento fijada por el gobierno en las bases de licitación. El ganador sería el operador que ofreciera el valor ponderado más alto de estos dos factores, conforme a una formula pre-establecida. En la Cuenca Salina, la menos explorada, el patrón que se aprecia en las ofertas ganadoras, fue de regalías adicionales más elevadas y los programas mínimos de exploración más bajos que en el Cinturón Plegado de Perdido. La oferta más elevada fue la que se hizo por el muy competido Bloque 5 de la Cuenca Salina, al otorgar la más alta regalía, pero sólo un pozo. La segunda más alta fue en Perdido con dos pozos, pero una regalía significativamente menor. Claramente la fórmula asigna mayor valor a las regalías. La oferta ganadora más baja fue la que ofreció la menor regalía, sin comprometerse a perforar un sólo pozo. Estos resultados pueden apreciarse en el Cuadro 3. Cnooc hizo la oferta mayor en Perdido, una empresa con un interés estratégico por entrar a operar en México. Total y ExxonMobil, que también ofrecieron dos pozos, hicieron la otra oferta fuerte en términos de su programa mínimo de trabajo. La regalía promedio de las ofertas ganadoras fue de 21.8 por ciento, un nivel relativamente bajo al compararlo con los que prevalecen en otras provincias petroleras y sólo una fracción de las regalías pagadas por Pemex en los campos productores que le fueron legados. La variación en torno a la media fue amplia, fluctuando de un mínimo de 14.9 a un máximo de 34.4 por ciento. Sin embargo, resulta difícil evaluar el resultado de las subastas, dado que las licencias mexicanas son una construcción híbrida que incluye elementos y mecanismos usualmente considerados en acuerdos de producción compartida.

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Impacto de las licencias

Basándose en un amplio conjunto de supuestos acerca de posibles futuros desarrollos, el gobierno mexicano ha asumido lo que aparecen como expectativas particularmente optimistas respecto a la Ronda 1.4. Estima flujos de inversión de 34,000 millones de dólares durante la vida de estos proyectos, que están sujetos a eventuales descubrimientos, si bien inciertos, en bloques que aún no han sido perforados y recursos prospectivos que tienen que se  convertidos en reservas y finalmente en producción, en campos a desarrollarse en un futuro lejano, en la frontera tecnológica de aguas ultra-profundas. Por ahora, el gobierno sólo cuenta con compromisos mínimos de trabajo exploratorio, que en dos casos no incluyen la perforación de un solo pozo de evaluación. Estos compromisos suman un valor de 475 millones de dólares. El gobierno también estima que unos 776,000 barriles de petróleo crudo equivalente por día serán extraídos.2

Iniciada la producción, los ingresos que el gobierno captará a través de regalías será de poco más del 20 por ciento del valor bruto de la producción, dados los altos costos de proyectos complejos de gran escala que se requerirán para producir hidrocarburos en los bloques adjudicados. Mientras tanto, los ingresos del Estado se limitarán a derechos e impuestos esencialmente simbólicos, dado que no se exigieron pagos por adelantado a la firma de los contratos. El fisco aspira a recibir regalías e impuestos sobre la renta equivalentes al 60 por ciento de las utilidades generadas por esta licencias, si el precio del crudo es de 60 dólares por barril y hasta 66 por ciento si el precio se eleva a 120 dólares por barril.

La exploración y eventual desarrollo de estos recursos prospectivos tendrán un efecto directo e indirecto limitado sobre la economía mexicana. Los requerimientos de contenido doméstico de la inversión son muy bajos – tres por ciento en el periodo inicial de exploración, cuatro por ciento durante la fase de desarrollo y 10 por ciento una vez alcanzada la producción inicial. Estos requerimientos reflejan una actividad industrial intensiva en capital e importaciones que se llevará a cabo en aguas profundas, lejos de infraestructura existente en aguas mexicanas y sin contar con una industria local propia de bienes y servicios petroleros capaz de operar bajo estas condiciones. Dado el estado actual de conocimientos, las áreas en aguas profundas y extra-profundas adjudicadas, difícilmente pueden ser consideradas joyas de la corona, un término que parece más apropiado para los seis campos gigantes y súper-gigantes de muy bajo costo, así como sus principales campos satélites, que fueron descubiertos y desarrollados en el siglo XX, y que marcaron la historia de la producción petrolera de México.3

Hay otro factor crítico que debe ser considerado al estimar el impacto de la primera ronda de licitaciones. El momento en que se llevó a cabo la Ronda 1 no pudo ser menos oportuno. Se anunció cuando se iniciaba el colapso de los precios del petróleo a mediados de 2014. El precio del Brent aún estaba por arriba de los 100 dólares por barril, después de tres años de precios promedio más altos. La primera invitación a licitar se publicó en diciembre de 2014. Un periodo de precios particularmente bajos y de mayor duración al esperado tuvo un severo impacto sobre las condiciones de la industria petrolera internacional y sobre la inversión en sus actividades extractivas. Después de dos años consecutivos de caídas de la inversión, en 2017 se contempla una caída adicional en sus gastos de capital, si bien a un menor ritmo. En este difícil contexto, el gobierno decidió ir adelante y ceñirse al calendario de subastas original de la Ronda 1. Sólo se rezagaron los farmouts debido a desacuerdos básicos entre Pemex y el gobierno en torno al proceso y la conducción de su licitación. Hubiera sido más prudente diferir algunas de las subastas hasta que las condiciones de la industria comenzaran a mejorar y avanzar a un ritmo más temperado en 2017 y en 2018. De cualquier forma las licitaciones tenderían a avanzar más lentamente en este último año debido a la elección presidencial y el cambio de gobierno.

El curso de acción que siguió el gobierno fue exactamente el opuesto, al ampliar la dimensión del programa de licitaciones, particularmente el de las dos primeras. A fines de junio de 2015, la Secretaría de Energía publicó una versión preliminar de su plan quinquenal de licitaciones, que incluía cuatro rondas a ser cubiertas en el periodo 2015-2019. En ésta se proponía subastar un total de 178,554 kilómetros cuadrados. Tres meses después, en las profundidades de la crisis de precios del petróleo, tras una licitación fallida y después de anunciar una segunda subasta, el gobierno extendió la superficie a licitar a 235,070 kilómetros cuadrados, un aumento de 32 por ciento, después de una consulta formal con la industria. Además, más de la mitad de este incremento correspondió a las rondas 1 y 2.

Futuras subastas

Al termino de la ceremonia en la que se dieron a conocer las adjudicaciones de Trión y de las subastas de la Ronda 1.4, el secretario de Energía declaró que se ofrecerían entre 20 y 25 farmouts de Pemex antes del final de 2018 y que la decisión de licitar del segundo farmout ya había sido tomada por su consejo de administración. A su vez, el gobierno había anunciado las primeras tres licitaciones de la Ronda 2. La presentación de ofertas para 15 bloques en aguas someras fueron previstas para marzo de 2017 y las correspondientes a las rondas 2.2 y 2.3 se abrirían en julio del mismo año.4 Estas rondas cubren actividades de exploración y también incluyen campos que actualmente están en producción. La primer subasta es de contratos de producción compartida en aguas someras que abarcan una superficie de 8,908 kilómetros cuadrados. La segunda es para licencias en campos terrestres en áreas propensas a la extracción de gas natural, con un área de 5,066 kilómetros cuadrados y la tercera es también de licencias terrestres que cubre 2,590 kilómetros cuadrados. Tres subastas adicionales son previstas para 2017 y un numero sin determinar para 2018. A su vez, el plan de negocios de Pemex propone farmouts en campos maduros terrestres como Ogarrio y Cárdenas-Mora, los campos marinos Ayin-Batsil y Ayatsil-Tekel-Utsil, así como en otras regiones del país.

El gobierno y Pemex tienen intención de continuar el vasto programa de licitaciones, que agrega subastas gubernamentales y farmouts de Pemex. La decisión parece motivada no sólo por cálculos económicos sino también por factores de carácter político. El gobierno actual quiere asegurarse de que los cambios introducidos por la reforma energética sean irreversibles. El aumento rápido del numero de empresas privadas que participen en actividades extractivas de la industria petrolera haría más difícil echar para atrás lo realizado hasta ahora. Un nuevo gobierno de izquierda podría restarle ímpetu al proceso de reforma, aunque le resultaría extremadamente difícil modificar las licencias y los contratos de producción compartida otorgados por el presente gobierno. La Ronda 1 asignó licencias y contratos a un total de 16 empresas internacionales y a un amplio número de empresas mexicanas más pequeñas. En esta fase del ciclo político se requiere un análisis riguroso de la amplitud y secuencia de las subastas restantes. Podría darse, por ejemplo, prioridad a los farmouts de Pemex.

Dadas las condiciones actuales de la industria petrolera internacional, México podría beneficiarse al adoptar una cadencia más lenta en las subastas y hacer, inclusive, una pausa al termino de la Ronda 2.3. El gobierno tendría la opción de esperar a mejores tiempos, cuando aumente el apetito de riesgo de las empresas petroleras internacionales y la competencia entre ellas. Bajo estas condiciones se reduciría la necesidad de negociar concesiones contractuales adicionales. En cada ciclo de licitación se ha dado acomodo a solicitudes de ajuste de términos y condiciones contractuales para hacerlas más atractivas a la industria. Los cambios han sido en una sola dirección, reflejando también circunstancias asimétricas. Diversos factores contribuyeron a debilitar al postura de la parte mexicana. Entre ellos destaca la natural falta de experiencia del equipo negociador mexicano en el diseño y negociación de contratos de producción compartida y de licencias híbridas de exploración y producción; la rigidez de los procesos de licitación derivado de los elevados requerimientos de transparencia; la prevalencia de múltiples áreas gubernamentales involucradas; y la prisa que tuvieron los funcionarios en instrumentar las licitaciones. En contraste, las empresas petroleras internacionales contaron con el amplio conocimiento, de primera mano, de un amplio espectro de condiciones geológicas y geofísicas, experiencia en el manejo de riesgos de exploración y desarrollo, así como en la estimaciones de costos de descubrimiento, desarrollo y producción. Estas condiciones asimétricas fueron exacerbadas por la presión autoimpuesta  de cumplir con un apretado calendario establecido a mediados de 2014 que tenía por objeto concluir tres rondas de licitación antes del cambio de gobierno en 2018.

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Así como en otros lugares del mundo, la era del petróleo fácil y de bajo costo está por terminar en México. Si bien hay aún campos legados de tamaño significativo que serán plenamente desarrollados, tanto en aguas someras como en tierra, las nuevas oportunidades se encuentran en provincias petroleras más complejas y de alto costo, como los del Cinturón Plegado de Perdido y la Cuenca Salina, así como en áreas con recursos no convencionales. La producción de petróleo crudo y de gas natural continuará a la baja durante el resto de esta década y es probable que no regrese a los niveles registrados en 2014 antes de mediados de los años 20.5 A menos de que los precios del petróleo se recuperen a más de 100 dólares por barril, la renta económica del petróleo será significativamente menor a la del pasado reciente. Desde la perspectiva de la balanza comercial, México se ha convertido, en términos de valor, en un importador neto de hidrocarburos líquidos y de gas natural. Sólo incrementos significativos de producción, una mejora fundamental en el desempeño de las refinerías mexicanas y de inversiones sustanciales en ellas, permitirán al país revertir estas condiciones y volverse nuevamente en un exportador neto de hidrocarburos. El país tendrá que prepararse para hacer frente a estos problemas y reconocer con franqueza que el petróleo está llamado a jugar un papel menos importante en su estructura económica. El  gobierno tendrá que encontrar nuevas fuentes de ingresos y la exportación de manufacturas tendría que seguir creciendo. México está obligado a despetrolizar y descarbonizar su economía de manera simultánea. Sin embargo, la apertura a la inversión privada de las actividades extractivas de la industria podrá contribuir al logro de una transición más gradual, al utilizar de manera más plena y eficiente sus recursos naturales, y ampliar el periodo en el que tendrán que realizarse ajustes fundamentales.

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1995 a 1999.


1 Ésta es la versión en español del artículo Mexico’s Deep-water Auctions, publicado simultáneamente en inglés por el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia.

2 Esta cifra es, aproximadamente, la mitad de la producción actual en aguas profundas de la costa estadounidense del Golfo de México.

3 Pánuco-Ébano-Cacalilao, Poza Rica, Antonio J. Bermúdez, Abkatún-Pol-Chuc, Cantarell and Ku-Maloob-Zaap.

4 Después de que este artículo fue sometido a publicación, el 23 de diciembre pasado se anunció que el calendario de la Ronda 2.1 se diferiría tres meses, a junio de 2017, a solicitud de postores potenciales. Con esto el gobierno buscaba alentar una mayor competencia y permitir mejores condiciones.

5 Se estima que la producción de petróleo crudo disminuyó a 2.05 millones de barriles diarios en diciembre de 2016 a partir de un nivel promedio anterior a la crisis de 2.48 millones, registrado en el primer semestre de 2014.