Las empresas que cuentan con un contrato de exploración y extracción de hidrocarburos en México han ejercido inversiones por 7,487 millones de dólares del 2015 a mayo de 2021, según la última actualización de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Esto equivale a 15% de las inversiones comprometidas al 2035.
El regulador en el sector del upstream en hidrocarburos del país publicó ayer su actualización en inversiones ejecutadas por los contratos que se permiten en el país a partir del 2014, con el cambio constitucional que abrió el mercado de exploración y producción a privados.
- Así, detalló que en 2015, se invirtieron 0.03 millones de dólares; en el 2016, 78 millones de dólares; en el 2017, 540 millones de dólares; en el 2018, 1,016 millones de dólares; en el 2019, cuando algunas empresas comenzaron el desarrollo de sus campos en aguas someras, se ejercieron 2,606 millones de dólares; en el 2020 –a pesar de la crisis económica por la pandemia– se invirtieron 2,673 millones de dólares, y finalmente, entre enero y mayo las inversiones ascienden a 575 millones de dólares.
El que no cayeran las inversiones en uno de los peores años para la economía global, 2020, fue gracias a que los contratos con mayor producción en aguas someras: Ek Balam, con más de 60,000 barriles diarios, y Miztón, con casi 20,000 barriles por día, llegaron a sus picos productivos.
Cabe recordar que estas inversiones incluyen los contratos de producción compartida, donde las empresas se asocian con el Estado para compartir sobre las ganancias de la comercialización de los productos, y también de los contratos de licencia, donde el Estado recibe su parte directamente de los ingresos.
- A la vez, los 103 contratos adjudicados mediante distintas modalidades que son: las licitaciones en las nueve rondas petroleras que se realizaron; las tres adjudicaciones para asociación entre privados y Petróleos Mexicanos (Pemex) en concursos tipo farmout o búsqueda del mejor postor; las cuatro migraciones de contratos del régimen anterior en que las empresas se asociaron con Pemex en la nueva modalidad, y la migración de una asignación de Pemex a un contrato de producción compartida en el campo en aguas someras Ek-Balam.
De esta forma, con su contrato sin socios en aguas someras, Ek Balam, la empresa que más ha invertido es Pemex, con un total de 1,556 millones de dólares. La segunda empresa que más ha invertido es la italiana ENI, con un total de 1,259 millones de dólares de los cuales, la mayor parte corresponden a su desarrollo en el campo Miztón.
El consorcio entre las argentinas Panamerican Energy junto con E&P Hidrocarburos, Hokchi Energy, ha invertido 921 millones de dólares, mientras que Fieldwood y Petrobal, que arrancan producción el próximo mes, han invertido 650 millones de dólares.
- La socia de Pemex en aguas profundas mediante la adjudicación a través del proceso de farmout, la australiana BHP Billiton, ha invertido 435 millones de dólares. En sus 10 contratos que prácticamente realizan exploración en aguas profundas y someras del Golfo de México, la angloholandesa Shell ha invertido 311 millones de dólares. Para el hallazgo del campo Zama frente a las costas de Tabasco, que próximamente unificará con una asignación de Pemex, la estadounidense Talos Energy ha invertido 282 millones de dólares junto con sus socios Wintershall Dea y Premier Oil y en la exploración que realiza en sus seis bloques marinos, la española Repsol ha invertido 188 millones.
En su migración al mayor campo terrestre productor mediante un contrato, Santuario El Golpe, la inglesa Petrofac registra una inversión de 181 millones de dólares.
En abril pasado, durante la Convención Nacional Petrolera de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), la industria y la CNH informaron que las inversiones comprometidas ya en planes vinculantes –exploratorios, de evaluación o desarrollo– ascienden a 49,000 millones de dólares; los privados aportarán 31,200 millones de dólares y Pemex sumará 4,300 millones de dólares.
- Las alianzas en función de su porcentaje añadirían 13,335 millones de dólares, donde 6,900 millones de dólares serían de Pemex y 6,435 millones de dólares de operadores privados y del total, 8,415 millones de dólares estarían asociadas a actividades prospectivas, 1,105 millones de dólares por concepto de exploración y evaluación y los restantes 39,308 millones de dólares se concentraría en extracción, como detalló el comisionado Héctor Moreira.
Mezcla mexicana impulsará ingresos
El precio de la mezcla mexicana de exportación subió 46% en lo que va del 2021, a 68.86 dólares por barril. Ello favorece los ingresos de Petróleos Mexicanos (Pemex).
- De acuerdo con los Criterios de Política Económica del 2021, el precio esperado para el crudo mexicano es de 42.10 dólares por barril, lo cual significa que el petróleo que exporta el país está 63.5% por arriba de las proyecciones del gobierno federal.
- La producción de Pemex fue de 1.7 millones de barriles diarios en abril, hilando cinco meses con dicho nivel de producción. De dicha cifra sus exportaciones fueron de 958,170 barriles diarios al primer cuatrimestre del año.
- Considerando una demasía en el precio de 17.35 dólares a un precio promedio del año de 59.45 dólares, Pemex tendría un excedente de ingresos de exportación de 2,990 millones de dólares para el primer semestre o 5,983 millones para el cierre del 2021.
“Pemex está obligado a mandar los excedentes a un fondo petrolero que se divide en tres partes, el más importante es el fondo para la estabilización de los ingresos petroleros que se había agotado, el cual es usado cuando los ingresos son insuficientes y de donde se obtienen los recursos para comprar coberturas petroleras”, aclaró Carlos López Jones, director de Consultoría en Tendencias Económicas y Financieras.
- En el ámbito internacional, el referencial Brent del mar del Norte gana 44.42% en el 2021, a 74.81 dólares el barril. El estadounidense West Texas Intermediate (WTI) cotiza en 73.06 dólares por barril, un incremento de 50.58% en lo que va del año.
- Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, dijo que “los precios del petróleo han comenzado a recuperarse de manera significativa, en parte por la disciplina que ha tenido la OPEP con los recortes de la producción desde el año pasado. También por el cambio en las políticas de inversiones de las grandes petroleras”.
El analista agregó que “es buena noticia que haya un excedente en el precio del crudo mexicano, en términos generales, y nos daremos cuenta que la exportación de Pemex ha aumentado en los últimos meses, en línea con la recuperación de los precios internacionales, lo que será positivo en este segundo trimestre”.
“Vamos a ver mayores ingresos para el gobierno federal, y con estabilidad, lo que es un factor importante si queremos ver recuperación en la economía mexicana”, añadió.
Carlos López Jones dijo que “el precio del petróleo es una de las grandes sorpresas positivas para México en lo que va del año, favorecido porque la demanda mundial se ha recuperado, y también porque la economía de los países líderes está mejorando, lo que fortalece de nuevo la demanda”.
Demanda de petróleo
Para el segundo trimestre del 2020, la demanda mundial cayó de 99.97 millones de barriles diarios (mbd) a 83.27 mdb, cerró el año con 90.63 mbd tras las estrategias de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) para ajustar la producción.
- Para el 2021, la demanda terminará en 96.58 mbd, un aumento de 5.95 mbd, aunque por debajo de la demanda registrada al cierre del 2019. Los incrementos anuales serán más moderados: de 2.1 mdb en 2022 y de 1.5 mbd para 2023, de acuerdo con la OPEP.
- Hay dos razones para esta expectativa. El primero se relaciona con el retorno a las tasas de crecimiento económico anteriores al Covid-19 durante estos años, especialmente en los países en desarrollo. El segundo está vinculado a la «recuperación» de la demanda en los sectores más afectados por la pandemia.
El mediano plazo estará marcado por una mayor “normalización” del crecimiento de la demanda en la que las tendencias y los factores a más largo plazo pasarán a primer plano, comentó la OPEP en un reporte./Agencias-PUNTOporPUNTO
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