Cambios paradigmáticos en la industria de los hidrocarburos de Norteamérica modifican aceleradamente el contexto en el que se desenvuelve el sector energético mexicano. Sus primeros síntomas se confundieron con los efectos de la crisis financiera de 2007-2008 y de la gran recesión de 2009; y la velocidad del cambio hizo difícil cobrar conciencia del mismo, así como anticipar sus consecuencias inmediatas. Aún están por delinearse sus principales repercusiones geopolíticas. Para México su alcance trasciende a la industria petrolera, y el diseño de la reforma y de la nueva estrategia energética suponen una buena comprensión de las discontinuidades que se han dado en el contexto externo y las que están por venir. Cambios fundamentales en las condiciones de la oferta y de la demanda de hidrocarburos, así como en el nivel y la estructura de sus precios, son el producto de múltiples causas que es necesario descifrar. Son parte de un reordenamiento global ocasionado por el rápido crecimiento de la producción de petróleo y gas natural en Estados Unidos y Canadá, así como por la expansión de la demanda de hidrocarburos en Asia y el Medio Oriente, que han modificado el flujo y la dirección de su comercio internacional.
Se configura un nuevo patrón de integración energética en Norteamérica. Estados Unidos desplaza importaciones de gas natural de Canadá y de petróleo crudo de México; los dos primeros países se preparan para exportar gas natural licuado y Estados Unidos tenderá a flexibilizar la prohibición a las exportaciones de crudo, en la medida en que siga comprimiendo sus importaciones. Por su parte, Canadá continuará incrementando sus exportaciones de crudo a su vecino, pero se verá obligado a exportar gas licuado a Asia, dado el pronunciado desplazamiento de sus exportaciones terrestres en Estados Unidos. México, a su vez, tendrá que colocar excedentes exportables decrecientes de petróleo crudo fuera de Norteamérica e incrementará sus importaciones de productos petrolíferos y de gas natural de Estados Unidos.
Comienzan a percibirse con mayor nitidez los cambios globales en la dirección del comercio internacional de los hidrocarburos y algunas de sus implicaciones. La cuenca del Atlántico tiende a volverse superavitaria mientras que la del Pacífico incrementa sus importaciones. En esta transición, la estructura de precios internacionales del petróleo enfrenta una importante paradoja: el principal precio de referencia es el del crudo Brent, que se forma en el Atlántico, mientras que las señales de mercado más dinámicas provienen del Lejano Oriente, región importadora de última instancia. A su vez, los precios internacionales del gas natural están fuertemente vinculados al del Brent, mientras que los que rigen en Norteamérica obedecen a la competencia en el mercado regional de gas. Por ahora resulta difícil prever cómo se resolverá esta paradoja.
Unos cuantos hechos llaman la atención sobre la magnitud, hasta ahora, de estos cambios:
Comienzan a percibirse con mayor nitidez los cambios globales en la dirección del comercio internacional de los hidrocarburos y algunas de sus implicaciones. La cuenca del Atlántico tiende a volverse superavitaria mientras que la del Pacífico incrementa sus importaciones. En esta transición, la estructura de precios internacionales del petróleo enfrenta una importante paradoja: el principal precio de referencia es el del crudo Brent, que se forma en el Atlántico, mientras que las señales de mercado más dinámicas provienen del Lejano Oriente, región importadora de última instancia. A su vez, los precios internacionales del gas natural están fuertemente vinculados al del Brent, mientras que los que rigen en Norteamérica obedecen a la competencia en el mercado regional de gas. Por ahora resulta difícil prever cómo se resolverá esta paradoja.
Unos cuantos hechos llaman la atención sobre la magnitud, hasta ahora, de estos cambios:
- La producción estadunidense de petróleo crudo en 2012 aumentó al ritmo anual más elevado de su historia, alcanzando a principios de 2013 una producción superior a siete millones de barriles diarios, sólo superada por la proveniente de Arabia Saudita y de Rusia.
- La importación neta de hidrocarburos líquidos de Estados Unidos disminuyó 40% entre 2005 y 2012, y las importaciones netas de gas natural cayeron 60% en el periodo 2008-2012.
- En 2011 Estados Unidos volvió a ser exportador neto de productos refinados, por primera vez desde 1949.
- En 2012 Canadá exportó a Estados Unidos, en términos netos, 2.6 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, cifra tres y media veces superior a la de México. Desde el año 2000 se convirtió en la principal fuente de importación de Estados Unidos, superando de manera creciente a Arabia Saudita, a Venezuela y a México.
- La exportación neta de hidrocarburos líquidos de México descendió de un máximo de un millón 800 mil barriles diarios a 735 mil barriles diarios en 2012, una reducción del 60%. En ese año el valor de la importación neta de productos petrolíferos del país equivalió a más de la mitad del valor de las exportaciones de crudo.
- En 2012 las importaciones netas de gas natural de México ascendieron a 2.1 miles de millones de pies cúbicos diarios, cifra equivalente al 45% de la producción nacional de gas seco.
- En 2012 China se convirtió en el segundo consumidor más grande de hidrocarburos del mundo, sólo superado por Estados Unidos.
Estos cambios en el contexto externo deberán considerarse plenamente en la articulación de estrategias y planes de negocios de la industria petrolera mexicana, en las estrategias nacionales de energía y en materia de planeación hacendaria. Una discusión amplia de dichos cambios y de sus probables consecuencias aún está por darse.
Este artículo consta de cinco secciones. En la primera se describe la evolución reciente de las reservas y la producción de petróleo crudo y gas natural en los tres países que integran Norteamérica. Enseguida se plantean los desequilibrios logísticos ocasionados por cambios regionales de la demanda y la oferta de hidrocarburos, así como su impacto en la formación de precios. Posteriormente, se examina el desplazamiento en Estados Unidos de importaciones de petróleo crudo que llevarán a México a revisar su estrategia de comercio exterior. En una cuarta sección se derivan algunas de las principales implicaciones de este cambio de circunstancias para la industria de refinación en México. Por último, se presentan algunas conclusiones.
Este artículo consta de cinco secciones. En la primera se describe la evolución reciente de las reservas y la producción de petróleo crudo y gas natural en los tres países que integran Norteamérica. Enseguida se plantean los desequilibrios logísticos ocasionados por cambios regionales de la demanda y la oferta de hidrocarburos, así como su impacto en la formación de precios. Posteriormente, se examina el desplazamiento en Estados Unidos de importaciones de petróleo crudo que llevarán a México a revisar su estrategia de comercio exterior. En una cuarta sección se derivan algunas de las principales implicaciones de este cambio de circunstancias para la industria de refinación en México. Por último, se presentan algunas conclusiones.
Producción y reservas
La dinámica de la producción de petróleo y gas natural en Canadá y Estados Unidos es producto de cambios tecnológicos que modificaron las estimaciones de su potencial, aumentaron sus reservas y han permitido extraer recursos no convencionales en diversas provincias petroleras de la región. El gas y los hidrocarburos líquidos provenientes de lutitas y de arenas compactas de baja permeabilidad1 se volvieron económicamente viables gracias a la aplicación conjunta de nuevas técnicas de fracturación hidráulica, de perforación horizontal de pozos y de cambios complementarios en la operación de campos petroleros, así como a los altos precios del petróleo. La longitud lateral de la perforación en campos no convencionales es de mil 500 a dos mil metros y el número de segmentos de fracturación usual es de 15 a 20. La terminación y estimulación de los pozos se hace de manera cada vez más controlada. El vigoroso incremento de la producción que se ha registrado en los últimos años no tiene precedente, al igual que la mayor eficiencia en la perforación, al maximizarse el contacto del pozo con el intervalo productor del yacimiento. Avances técnicos y mejores prácticas operativas han modificado la economía de la producción de hidrocarburos, transformando recursos in situ en reservas recuperables.
La extracción económica de las arenas bituminosas de Canadá ha supuesto también cambios tecnológicos significativos. Dos son los principales métodos utilizados: el desarrollo de grandes minas a cielo abierto y la extracción in situ, mediante la inyección de vapor para separar el bitumen que se encuentra en el subsuelo y bombearlo a la superficie. El primero de estos mecanismos es el que ha predominado hasta ahora, pero la creciente profundidad de las reservas hacen necesaria la extracción in situ que cuenta, a su vez, con dos técnicas predominantes: el drenado gravitacional con vapor (SAGD) y la inyección cíclica de vapor (CSS). Los altos costos de extracción han tendido a aumentar, por lo que la producción de crudo pesado de estas arenas es muy sensible al nivel de precios del petróleo. Una parte de la producción se comercializa como crudo pesado y otra es procesada para transformar el bitumen en crudo sintético, con un peso específico intermedio. Hoy en día más de la mitad de la producción de petróleo de Canadá se extrae de esquistos bituminosos. En cambio, el crudo convencional se obtiene de campos maduros que tienden a declinar.
El incremento reciente de la producción petrolera de Estados Unidos es atribuible a yacimientos no convencionales de lutitas y de arenas compactas. Destacan tres grandes formaciones: Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford en el sur de Texas y la cuenca Permian en el oeste de Texas. En los últimos tres años —de 2010 a 2012— la producción de petróleo crudo en ese país aumentó 21%. Los incrementos de Texas y Nordakota compensaron con creces la baja de la producción mar adentro, en el Golfo de México. La cuenca de Permian ha sido explorada durante más de un siglo, pero en fechas recientes se ha trabajado en nuevas zonas productoras y utilizado una mejor tecnología para la explotación de arenas compactas. En las formaciones de lutitas de Eagle Ford y de Bakken es donde la producción ha aumentado más rápidamente. Una estimación cuidadosa sobre bases explícitas2 establece que la producción en Bakken en el cuarto trimestre de 2012 fue de 720 mbd y la de Eagle Ford de 600 mbd, pronosticándose que la producción de ambas se igualará en el cuarto trimestre de 2013, a un nivel más elevado. A su vez, en 2012 la producción de crudo pesado en el occidente de Canadá fue de 1.3 mmbd y el National Energy Board de ese país estima que ésta aumentará 13% en 2013.3No resulta prudente extrapolar a mediano y largo plazos estos ritmos de expansión. Una característica sobresaliente de los pozos en yacimientos no convencionales son sus muy elevadas tasas de declinación a partir de la producción inicial. Las tasas de declinación en el primer año de producción son entre 50% y 80%. La aritmética de la declinación rápidamente se impone, obligando a incrementar el ritmo de la perforación para mantener el nivel de la producción del campo en cuestión. Con el tiempo la producción se desplaza a secciones de la formación menos productivas, por lo que la calidad de los pozos tiende a degradarse, nulificando mejoras en la eficiencia en la perforación y terminación de los mismos.
En Estados Unidos las reservas probadas de gas natural comenzaron a crecer de manera extraordinaria a partir de mediados del decenio de los años 2000. Se han registrado ocho incrementos anuales consecutivos. Más recientemente, el desarrollo de crudo en lutitas y en arenas compactas revirtió más de dos décadas de disminución de las reservas probadas de petróleo. A fines de 2010, las reservas de gas seco superaron los 300 trillones de pies cúbicos4(Tcf). El gas de lutitas contribuyó a cerca de un tercio de éstas. En cuanto al crudo, las reservas probadas superaron en la misma fecha los 25 mmmb. Estos incrementos permitieron elevar la relación reservas a producción de gas natural a 13 años y las de petróleo a 11 años. Aún más impresionante es el aumento en las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas del US Geological Survey, gracias a la incorporación de recursos no convencionales. Éstas ofrecen una perspectiva muy atractiva a mediano y largo plazos.
En cambio, en el caso de México las reservas probadas de petróleo crudo disminuyeron 29% a partir del 1 de enero de 2004, de acuerdo a criterios uniformes de la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). Anteriormente se utilizaron métodos de estimación diferentes, pero en todos los años desde 1999 las reservas probadas cayeron. Sólo en 2012 tuvieron un incremento de medio punto porcentual. En ese año la tasa de restitución observada fue de 101% y la relación reservas a producción se acercó a los 11 años debido, fundamentalmente, a la caída de la producción. A los niveles de producción de 2004 la tasa de restitución hubiera sido de 88% y la relación reservas a producción de ocho años. En cuanto al gas natural, en 2012 la tasa de restitución observada fue de 94% y la relación reservas a producción de sólo siete años.5 No cabe duda que ha habido cierta mejora en estos indicadores, pero ésta ha sido mucho más modesta que la proclamada por Pemex. Por otra parte, las estimaciones de recursos prospectivos tienen una baja credibilidad en la medida de que Pemex no haya publicado sus métodos de estimación, los supuestos centrales en las que éstas descansan y las fuentes de información.
Entre 2004 y 2012 la producción total de petróleo crudo en México disminuyó en 835 mbd. En estos ocho años la notable caída de la producción de crudo pesado marcó la evolución de la industria petrolera mexicana. El colapso productivo del campo Akal, en el complejo Cantarell, fue espectacular. La producción cayó 89%. La baja fue de casi un orden de magnitud al pasar de un poco más de dos mmbd a cerca de 235 mbd. A pesar de que Pemex anunció desde hace tiempo su estabilización, la declinación continúa a un ritmo acelerado: en 2012 la tasa observada de declinación superó el 25%.6 La menor producción de Akal fue parcialmente compensada por la del complejo Ku-Maloob-Zaap, el cual aumentó su producción a 855 mbd en 2012. Aún así, la baja total de la producción de crudo pesado fue de 1.1 mmbd en este periodo. En cuanto a la producción futura, preocupa que KMZ haya alcanzado su producción máxima. Los pronósticos respecto al tiempo que la producción se sostendrá a los niveles actuales y los relativos al perfil de su declinación resultan críticos, pues no va a ser fácil compensar su eventual caída, en adición a la de Cantarell, con la producción de otros campos de crudo pesado y extrapesado que aún no se desarrollan.
A corto y mediano plazos prevalece un alto grado de incertidumbre respecto al perfil de la producción de petróleo de México, y de su composición por tipo de crudo. El nivel y la estructura de su exportación son aún más inciertos al depender, además, del comportamiento de las refinerías del país. El incumplimiento de programas y metas de producción primaria en los últimos ocho años no son un buen augurio respecto a los pronósticos que hoy se ofrecen. Todo esto incide, necesariamente, sobre las expectativas y el diseño estratégico. Pemex anunció recientemente que en 2018 producirá tres mmbd de petróleo crudo, un incremento neto de 450 mbd respecto al registrado en 2012. La expansión bruta tendrá que ser mayor para compensar la declinación de campos maduros. Pemex aún no documenta los proyectos específicos que permitirían alcanzar dicha meta. Difícilmente podrá hacerlo antes de que se apruebe la reforma energética y se formule un nuevo plan de negocios. El anterior, aprobado en julio de 2012, preveía una producción de 2.882 mmbd en 2017.
La producción de crudo en aguas profundas no tendrá un efecto material relevante en ese plazo. Tampoco lo podrá tener la extracción de aceite en formaciones de lutitas. Un plazo efectivo de menos de un quinquenio resulta excesivamente ambicioso, dada la experiencia en otras provincias petroleras. Pasar de la fase de exploración incipiente a la de producción requiere más tiempo, una vez delimitados campos recién descubiertos y resueltos complejos obstáculos institucionales. Los contratos de servicios de producción que actualmente se licitan en Chicontepec podrán aportar sólo una fracción reducida del incremento propuesto. El peso principal del esfuerzo expansivo recaerá, muy probablemente, sobre nuevos campos en aguas someras del litoral de Tabasco. Por lo que hace al gas natural, Pemex prevé que a mediados de 2015 concluirá el proyecto Lakach, en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, cuya administración otorgó a Petrofac en marzo de 2013. La capacidad de producción proyectada es de 400 mmpcd. A más corto plazo, va a ser difícil romper la inercia de la producción de petróleo crudo y de gas natural. Desde 2009 la extracción de crudo se ha mantenido estancada, aunque con una ligera tendencia a la baja. En el caso del gas natural la declinación ha sido más marcada. Todo parece indicar que en 2013 la producción de crudo se sostendrá al mismo nivel que la del año anterior y la de gas continuará a la baja.7Ante el aumento excepcional en la oferta estadunidense, la demanda de petróleo crudo en ese país se contrajo, inicialmente debido a la gran recesión económica y, más recientemente, a cambios estructurales de naturaleza demográfica, nuevos patrones de asentamiento urbano y una mayor eficiencia de la flota vehicular en ese país, entre otros. Estos movimientos contrastantes de la oferta y la demanda provocaron el desplazamiento de importaciones de petróleo crudo y, dado que su exportación está prohibida, un crecimiento en las exportaciones de productos petrolíferos.
Al formarse una idea del futuro siempre se corre el riesgo de extrapolar tendencias recientes a mediano y largo plazos. Los exuberantes pronósticos de producción de recursos no convencionales de petróleo y gas natural en Norteamérica pudieran estar pecando de este vicio. No pocos analistas concluyen que Estados Unidos se volverá autosuficiente en ambas fuentes de energía al iniciarse la próxima década. Bien pudiera ser que algunos de ellos confundan sus deseos y predilecciones con el complejo conjunto de determinantes de la producción futura. No obstante, no cabe duda que el balance energético de Estados Unidos seguirá mejorando en los próximos años.8 Aún más difícil resulta predecir la trayectoria de los precios de los hidrocarburos y los cambios en los procesos de su formación. La historia de estos precios en los últimos 40 años debe servir de antídoto a quienes asumen, con certeza, que los precios del petróleo caerán necesariamente debido al incremento de la oferta en Norteamérica, Irak y Brasil.9El crecimiento de la producción de crudo no convencional supone precios relativamente altos, dada su elevada curva de costos. Los precios de equilibrio de una parte importante de esta producción se sitúan en más de 90 dólares por barril. Una baja del precio por abajo de este nivel necesariamente afectaría el volumen producido. Se estima que en Estados Unidos se requiere un precio del Brent de entre 88 y 93 dólares por barril para mantener el actual nivel de la inversión en formaciones de lutitas petrolíferas. En un cierto sentido, el crudo de lutitas establece un piso al precio del petróleo. Sin embargo, el crecimiento volumétrico de estos barriles marginales de petróleo fijan también un techo pues es difícil lograr precios de 110-115 dólares por barril sin desencadenar un rápido crecimiento de la oferta.10
La extracción económica de las arenas bituminosas de Canadá ha supuesto también cambios tecnológicos significativos. Dos son los principales métodos utilizados: el desarrollo de grandes minas a cielo abierto y la extracción in situ, mediante la inyección de vapor para separar el bitumen que se encuentra en el subsuelo y bombearlo a la superficie. El primero de estos mecanismos es el que ha predominado hasta ahora, pero la creciente profundidad de las reservas hacen necesaria la extracción in situ que cuenta, a su vez, con dos técnicas predominantes: el drenado gravitacional con vapor (SAGD) y la inyección cíclica de vapor (CSS). Los altos costos de extracción han tendido a aumentar, por lo que la producción de crudo pesado de estas arenas es muy sensible al nivel de precios del petróleo. Una parte de la producción se comercializa como crudo pesado y otra es procesada para transformar el bitumen en crudo sintético, con un peso específico intermedio. Hoy en día más de la mitad de la producción de petróleo de Canadá se extrae de esquistos bituminosos. En cambio, el crudo convencional se obtiene de campos maduros que tienden a declinar.
El incremento reciente de la producción petrolera de Estados Unidos es atribuible a yacimientos no convencionales de lutitas y de arenas compactas. Destacan tres grandes formaciones: Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford en el sur de Texas y la cuenca Permian en el oeste de Texas. En los últimos tres años —de 2010 a 2012— la producción de petróleo crudo en ese país aumentó 21%. Los incrementos de Texas y Nordakota compensaron con creces la baja de la producción mar adentro, en el Golfo de México. La cuenca de Permian ha sido explorada durante más de un siglo, pero en fechas recientes se ha trabajado en nuevas zonas productoras y utilizado una mejor tecnología para la explotación de arenas compactas. En las formaciones de lutitas de Eagle Ford y de Bakken es donde la producción ha aumentado más rápidamente. Una estimación cuidadosa sobre bases explícitas2 establece que la producción en Bakken en el cuarto trimestre de 2012 fue de 720 mbd y la de Eagle Ford de 600 mbd, pronosticándose que la producción de ambas se igualará en el cuarto trimestre de 2013, a un nivel más elevado. A su vez, en 2012 la producción de crudo pesado en el occidente de Canadá fue de 1.3 mmbd y el National Energy Board de ese país estima que ésta aumentará 13% en 2013.3No resulta prudente extrapolar a mediano y largo plazos estos ritmos de expansión. Una característica sobresaliente de los pozos en yacimientos no convencionales son sus muy elevadas tasas de declinación a partir de la producción inicial. Las tasas de declinación en el primer año de producción son entre 50% y 80%. La aritmética de la declinación rápidamente se impone, obligando a incrementar el ritmo de la perforación para mantener el nivel de la producción del campo en cuestión. Con el tiempo la producción se desplaza a secciones de la formación menos productivas, por lo que la calidad de los pozos tiende a degradarse, nulificando mejoras en la eficiencia en la perforación y terminación de los mismos.
En Estados Unidos las reservas probadas de gas natural comenzaron a crecer de manera extraordinaria a partir de mediados del decenio de los años 2000. Se han registrado ocho incrementos anuales consecutivos. Más recientemente, el desarrollo de crudo en lutitas y en arenas compactas revirtió más de dos décadas de disminución de las reservas probadas de petróleo. A fines de 2010, las reservas de gas seco superaron los 300 trillones de pies cúbicos4(Tcf). El gas de lutitas contribuyó a cerca de un tercio de éstas. En cuanto al crudo, las reservas probadas superaron en la misma fecha los 25 mmmb. Estos incrementos permitieron elevar la relación reservas a producción de gas natural a 13 años y las de petróleo a 11 años. Aún más impresionante es el aumento en las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas del US Geological Survey, gracias a la incorporación de recursos no convencionales. Éstas ofrecen una perspectiva muy atractiva a mediano y largo plazos.
En cambio, en el caso de México las reservas probadas de petróleo crudo disminuyeron 29% a partir del 1 de enero de 2004, de acuerdo a criterios uniformes de la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). Anteriormente se utilizaron métodos de estimación diferentes, pero en todos los años desde 1999 las reservas probadas cayeron. Sólo en 2012 tuvieron un incremento de medio punto porcentual. En ese año la tasa de restitución observada fue de 101% y la relación reservas a producción se acercó a los 11 años debido, fundamentalmente, a la caída de la producción. A los niveles de producción de 2004 la tasa de restitución hubiera sido de 88% y la relación reservas a producción de ocho años. En cuanto al gas natural, en 2012 la tasa de restitución observada fue de 94% y la relación reservas a producción de sólo siete años.5 No cabe duda que ha habido cierta mejora en estos indicadores, pero ésta ha sido mucho más modesta que la proclamada por Pemex. Por otra parte, las estimaciones de recursos prospectivos tienen una baja credibilidad en la medida de que Pemex no haya publicado sus métodos de estimación, los supuestos centrales en las que éstas descansan y las fuentes de información.
Entre 2004 y 2012 la producción total de petróleo crudo en México disminuyó en 835 mbd. En estos ocho años la notable caída de la producción de crudo pesado marcó la evolución de la industria petrolera mexicana. El colapso productivo del campo Akal, en el complejo Cantarell, fue espectacular. La producción cayó 89%. La baja fue de casi un orden de magnitud al pasar de un poco más de dos mmbd a cerca de 235 mbd. A pesar de que Pemex anunció desde hace tiempo su estabilización, la declinación continúa a un ritmo acelerado: en 2012 la tasa observada de declinación superó el 25%.6 La menor producción de Akal fue parcialmente compensada por la del complejo Ku-Maloob-Zaap, el cual aumentó su producción a 855 mbd en 2012. Aún así, la baja total de la producción de crudo pesado fue de 1.1 mmbd en este periodo. En cuanto a la producción futura, preocupa que KMZ haya alcanzado su producción máxima. Los pronósticos respecto al tiempo que la producción se sostendrá a los niveles actuales y los relativos al perfil de su declinación resultan críticos, pues no va a ser fácil compensar su eventual caída, en adición a la de Cantarell, con la producción de otros campos de crudo pesado y extrapesado que aún no se desarrollan.
A corto y mediano plazos prevalece un alto grado de incertidumbre respecto al perfil de la producción de petróleo de México, y de su composición por tipo de crudo. El nivel y la estructura de su exportación son aún más inciertos al depender, además, del comportamiento de las refinerías del país. El incumplimiento de programas y metas de producción primaria en los últimos ocho años no son un buen augurio respecto a los pronósticos que hoy se ofrecen. Todo esto incide, necesariamente, sobre las expectativas y el diseño estratégico. Pemex anunció recientemente que en 2018 producirá tres mmbd de petróleo crudo, un incremento neto de 450 mbd respecto al registrado en 2012. La expansión bruta tendrá que ser mayor para compensar la declinación de campos maduros. Pemex aún no documenta los proyectos específicos que permitirían alcanzar dicha meta. Difícilmente podrá hacerlo antes de que se apruebe la reforma energética y se formule un nuevo plan de negocios. El anterior, aprobado en julio de 2012, preveía una producción de 2.882 mmbd en 2017.
La producción de crudo en aguas profundas no tendrá un efecto material relevante en ese plazo. Tampoco lo podrá tener la extracción de aceite en formaciones de lutitas. Un plazo efectivo de menos de un quinquenio resulta excesivamente ambicioso, dada la experiencia en otras provincias petroleras. Pasar de la fase de exploración incipiente a la de producción requiere más tiempo, una vez delimitados campos recién descubiertos y resueltos complejos obstáculos institucionales. Los contratos de servicios de producción que actualmente se licitan en Chicontepec podrán aportar sólo una fracción reducida del incremento propuesto. El peso principal del esfuerzo expansivo recaerá, muy probablemente, sobre nuevos campos en aguas someras del litoral de Tabasco. Por lo que hace al gas natural, Pemex prevé que a mediados de 2015 concluirá el proyecto Lakach, en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, cuya administración otorgó a Petrofac en marzo de 2013. La capacidad de producción proyectada es de 400 mmpcd. A más corto plazo, va a ser difícil romper la inercia de la producción de petróleo crudo y de gas natural. Desde 2009 la extracción de crudo se ha mantenido estancada, aunque con una ligera tendencia a la baja. En el caso del gas natural la declinación ha sido más marcada. Todo parece indicar que en 2013 la producción de crudo se sostendrá al mismo nivel que la del año anterior y la de gas continuará a la baja.7Ante el aumento excepcional en la oferta estadunidense, la demanda de petróleo crudo en ese país se contrajo, inicialmente debido a la gran recesión económica y, más recientemente, a cambios estructurales de naturaleza demográfica, nuevos patrones de asentamiento urbano y una mayor eficiencia de la flota vehicular en ese país, entre otros. Estos movimientos contrastantes de la oferta y la demanda provocaron el desplazamiento de importaciones de petróleo crudo y, dado que su exportación está prohibida, un crecimiento en las exportaciones de productos petrolíferos.
Al formarse una idea del futuro siempre se corre el riesgo de extrapolar tendencias recientes a mediano y largo plazos. Los exuberantes pronósticos de producción de recursos no convencionales de petróleo y gas natural en Norteamérica pudieran estar pecando de este vicio. No pocos analistas concluyen que Estados Unidos se volverá autosuficiente en ambas fuentes de energía al iniciarse la próxima década. Bien pudiera ser que algunos de ellos confundan sus deseos y predilecciones con el complejo conjunto de determinantes de la producción futura. No obstante, no cabe duda que el balance energético de Estados Unidos seguirá mejorando en los próximos años.8 Aún más difícil resulta predecir la trayectoria de los precios de los hidrocarburos y los cambios en los procesos de su formación. La historia de estos precios en los últimos 40 años debe servir de antídoto a quienes asumen, con certeza, que los precios del petróleo caerán necesariamente debido al incremento de la oferta en Norteamérica, Irak y Brasil.9El crecimiento de la producción de crudo no convencional supone precios relativamente altos, dada su elevada curva de costos. Los precios de equilibrio de una parte importante de esta producción se sitúan en más de 90 dólares por barril. Una baja del precio por abajo de este nivel necesariamente afectaría el volumen producido. Se estima que en Estados Unidos se requiere un precio del Brent de entre 88 y 93 dólares por barril para mantener el actual nivel de la inversión en formaciones de lutitas petrolíferas. En un cierto sentido, el crudo de lutitas establece un piso al precio del petróleo. Sin embargo, el crecimiento volumétrico de estos barriles marginales de petróleo fijan también un techo pues es difícil lograr precios de 110-115 dólares por barril sin desencadenar un rápido crecimiento de la oferta.10
Desequilibrios logísticos y de precios
La magnitud, la velocidad y la naturaleza misma de los cambios registrados en la oferta y la demanda de hidrocarburos impidieron un ajuste terso a las nuevas condiciones del mercado en Norteamérica. Destacan entre éstos los rezagos en la construcción de infraestructura de transporte por ducto y las dificultades para revertir la dirección de los flujos de hidrocarburos que ahora se reorientan a la sustitución de importaciones y a la exportación. Obstaculizaron el ajuste las restricciones físicas a las exportaciones de gas natural, dada la ausencia de plantas de licuefacción; la diversidad de mecanismos de formación de precios del gas en el mercado mundial; la prohibición legal a la exportación de petróleo crudo en Estados Unidos; y la oposición social a proyectos de extracción y de transporte de recursos naturales. El ajuste incompleto observado obligó a transportar crudo por ferrocarril y por carretera, incurriendo en costos muy superiores a los usuales por oleoducto, lo que se tradujo en cambios sustanciales en la estructura de precios relativos de los principales crudos marcadores del petróleo crudo y el gas natural, y entre diferentes calidades de crudo. En el caso del gas, restricciones de capacidad de recolección y transporte por ducto en Estados Unidos obligaron a liberar a la atmosfera volúmenes significativos. En México la falta de capacidad de transporte por ducto se tradujo en interrupciones recurrentes de suministro de gas natural, principalmente en el centro y occidente del país.11Relaciones tradicionales de precios se han modificado de manera significativa. Así por ejemplo, en 2012 el precio del West Texas Intermediate (WTI), que se forma en Cushing, Oklahoma, sufrió descuentos significativos (de 18 dls/b) frente al del Brent, que se comercializa en el Mar del Norte; el precio del Western Canada Select (WCS) cayó muy por abajo del correspondiente al Maya12; y se alteraron los precios relativos de los crudos que se cotizan en la costa norteamericana del Golfo. El precio del gas natural en Henry Hub, Luisiana, se desplomó frente a los que prevalecieron en Asia y en Europa. Asimismo, en términos de su equivalencia calórica, el precio del gas natural en Norteamérica tuvo una reducción mayúscula respecto al del petróleo crudo y otros líquidos.13 El arbitraje de precios observado reflejó los problemas logísticos que surgieron al aumentar la producción, trastocando la estructura de precios relativos, que difícilmente regresará a la situación ex ante.
El proceso de ajuste ha sido más lento de lo esperado. La ampliación, construcción y reversión de ductos se han retrasado por problemas relacionados a permisos de construcción y a obstáculos de carácter ambiental. Sin embargo, ya se cuenta con nuevos ductos en operación y se avanza en muchos otros. Las áreas productoras de Eagle Ford y de West Texas se han conectado a Corpus Christi y a Houston, en la costa. En el primero de estos puertos llega más crudo que el que pueden procesar las refinerías allí instaladas, por lo que se embarcan cargamentos a otros puertos. El segmento del ducto Keystone XL, que une a Cushing con el Golfo, deberá entrar en operación a fines de 2013, con lo que se aliviará la congestión en el área de Cushing.14 Se ampliaron, y están por entrar en operación, varios sistemas de ductos que permitirán evacuar un mayor volumen de crudo de Bakken. Mientras tanto se siguen ampliando terminales de transporte terrestre y se estructuran trenes unitarios para acarrear crudo de esta región hacia la costa este de Estados Unidos.15 No obstante, aún no se otorga el permiso para el tramo del oleoducto Keystone XL, de gran diámetro y con una capacidad de transporte de 830 mbd, que va de Hardisty, Canadá a Steele City, Nebraska. De autorizarse a principios del verano de 2013, podría entrar en operación al inicio de 2015. Este ducto estratégico no sólo ampliaría la capacidad de transporte de crudo ligero de Bakken, sino que permitiría también llevar hasta la costa del Golfo unos 500 mbd de crudo pesado canadiense.
La autorización de este tramo del Keystone XL plantea complejos dilemas al gobierno norteamericano. Hay una fuerte oposición al mismo, pues supone una mayor extracción y procesamiento de esquistos bituminosos canadienses. Estos proyectos mineros dejarían una profunda huella ambiental; emitirían a la atmósfera elevados volúmenes de carbono; sus procesos son intensivos en el uso de agua, cuya disposición posterior plantea problemas difíciles de resolver; y su transporte masivo aumenta los riesgos de derrames. De no autorizarse este oleoducto, los canadienses tendrían que construir un ducto paralelo al actual que va a Vancouver, desde donde se podría exportar crudo pesado a Asia y a la costa oeste de Estados Unidos. Alternativamente, tendrían que modificar y ampliar sistemas de ductos que transportarían el crudo al este de Canadá y de allí a Portland, Maine, para enviarlo al Golfo de México o exportarlo a otros mercados. La oposición de grupos ambientalistas y de poblaciones indígenas a todos estos proyectos no debe subestimarse, dada la importancia simbólica que han cobrado.
Sin embargo, por razones de seguridad energética, interesa al gobierno de Estados Unidos la posibilidad de desplazar importaciones de otras fuentes. El gobierno de Canadá consideraría la negativa del presidente Obama a autorizar el ducto Keystone XL como un acto poco amistoso, que tensaría las relaciones entre ambos países. De igual manera, la industria petrolera se sentiría agredida por lo que consideraría una falta de apoyo y desinterés respecto a las ventajas económicas que este proyecto brindaría a los dos países. Además, debe recordarse que la capacidad de cabildeo de esta industria no es menor. Es muy probable que el oleoducto finalmente sea aprobado. Para ello el gobierno canadiense tendrá que comprometerse a un mejor desempeño ambiental en la extracción y transporte del crudo pesado, adoptando una regulación más rigurosa. El presidente Obama tiene unos cuantos meses más para plantear medidas de mitigación de cambio climático que enmarcara una decisión que iría en contra de la mejor opinión de importantes grupos ambientalistas. Probablemente argumentará que la explotación de los esquistos bituminosos canadienses de cualquier manera se llevará a cabo y que el crudo pesado podría dirigirse a otros mercados.16Durante muchos años México no ha asignado recursos suficientes a sus redes de ductos, tanto de gas natural como de crudo y productos petrolíferos. Restricciones de capacidad, así como fallas de mantenimiento, han tenido graves consecuencias económicas y en materia de seguridad. Las recientes alertas críticas en relación al suministro de gas natural son un claro síntoma, así como la frecuencia de accidentes en ductos, muchos de ellos catastróficos. El estado que guarda un buen número de ductos impide utilizarlos a un nivel adecuado de su capacidad de diseño. Sin embargo, en el caso del transporte de productos petrolíferos, la posibilidad de hacerlo por autotanques y carrotanques ha permitido esconder algunos de los principales estrangulamientos de la red y las distancias que no están cubiertas por la misma. Resulta indispensable movilizar mayores recursos a estas actividades, así como a la capacidad de terminales y centros de almacenamiento.
La reforma de 1995 abrió la inversión en gasoductos a particulares, mediante la modificación de la ley reglamentaria correspondiente. Desafortunadamente, la instrumentación de esa reforma fue incompleta, lo que explica parcialmente la crisis reciente en cuanto al suministro de gas natural. En relación a los poliductos que transportan productos petrolíferos y oleoductos es posible hacer cambios similares, tomando en cuenta las costosas lecciones aprendidas recientemente. La subinversión en este rubro no sólo eleva costos de suministro sino que aumenta los riesgos de desabasto. A diferencia del gas natural, los transportistas privados, y otros intereses dentro de Pemex, se benefician ampliamente de la insuficiencia y la ineficiencia de la red logística de productos petrolíferos. Lo mismo puede decirse de la red de transporte y distribución de gas LP.
El proceso de ajuste ha sido más lento de lo esperado. La ampliación, construcción y reversión de ductos se han retrasado por problemas relacionados a permisos de construcción y a obstáculos de carácter ambiental. Sin embargo, ya se cuenta con nuevos ductos en operación y se avanza en muchos otros. Las áreas productoras de Eagle Ford y de West Texas se han conectado a Corpus Christi y a Houston, en la costa. En el primero de estos puertos llega más crudo que el que pueden procesar las refinerías allí instaladas, por lo que se embarcan cargamentos a otros puertos. El segmento del ducto Keystone XL, que une a Cushing con el Golfo, deberá entrar en operación a fines de 2013, con lo que se aliviará la congestión en el área de Cushing.14 Se ampliaron, y están por entrar en operación, varios sistemas de ductos que permitirán evacuar un mayor volumen de crudo de Bakken. Mientras tanto se siguen ampliando terminales de transporte terrestre y se estructuran trenes unitarios para acarrear crudo de esta región hacia la costa este de Estados Unidos.15 No obstante, aún no se otorga el permiso para el tramo del oleoducto Keystone XL, de gran diámetro y con una capacidad de transporte de 830 mbd, que va de Hardisty, Canadá a Steele City, Nebraska. De autorizarse a principios del verano de 2013, podría entrar en operación al inicio de 2015. Este ducto estratégico no sólo ampliaría la capacidad de transporte de crudo ligero de Bakken, sino que permitiría también llevar hasta la costa del Golfo unos 500 mbd de crudo pesado canadiense.
La autorización de este tramo del Keystone XL plantea complejos dilemas al gobierno norteamericano. Hay una fuerte oposición al mismo, pues supone una mayor extracción y procesamiento de esquistos bituminosos canadienses. Estos proyectos mineros dejarían una profunda huella ambiental; emitirían a la atmósfera elevados volúmenes de carbono; sus procesos son intensivos en el uso de agua, cuya disposición posterior plantea problemas difíciles de resolver; y su transporte masivo aumenta los riesgos de derrames. De no autorizarse este oleoducto, los canadienses tendrían que construir un ducto paralelo al actual que va a Vancouver, desde donde se podría exportar crudo pesado a Asia y a la costa oeste de Estados Unidos. Alternativamente, tendrían que modificar y ampliar sistemas de ductos que transportarían el crudo al este de Canadá y de allí a Portland, Maine, para enviarlo al Golfo de México o exportarlo a otros mercados. La oposición de grupos ambientalistas y de poblaciones indígenas a todos estos proyectos no debe subestimarse, dada la importancia simbólica que han cobrado.
Sin embargo, por razones de seguridad energética, interesa al gobierno de Estados Unidos la posibilidad de desplazar importaciones de otras fuentes. El gobierno de Canadá consideraría la negativa del presidente Obama a autorizar el ducto Keystone XL como un acto poco amistoso, que tensaría las relaciones entre ambos países. De igual manera, la industria petrolera se sentiría agredida por lo que consideraría una falta de apoyo y desinterés respecto a las ventajas económicas que este proyecto brindaría a los dos países. Además, debe recordarse que la capacidad de cabildeo de esta industria no es menor. Es muy probable que el oleoducto finalmente sea aprobado. Para ello el gobierno canadiense tendrá que comprometerse a un mejor desempeño ambiental en la extracción y transporte del crudo pesado, adoptando una regulación más rigurosa. El presidente Obama tiene unos cuantos meses más para plantear medidas de mitigación de cambio climático que enmarcara una decisión que iría en contra de la mejor opinión de importantes grupos ambientalistas. Probablemente argumentará que la explotación de los esquistos bituminosos canadienses de cualquier manera se llevará a cabo y que el crudo pesado podría dirigirse a otros mercados.16Durante muchos años México no ha asignado recursos suficientes a sus redes de ductos, tanto de gas natural como de crudo y productos petrolíferos. Restricciones de capacidad, así como fallas de mantenimiento, han tenido graves consecuencias económicas y en materia de seguridad. Las recientes alertas críticas en relación al suministro de gas natural son un claro síntoma, así como la frecuencia de accidentes en ductos, muchos de ellos catastróficos. El estado que guarda un buen número de ductos impide utilizarlos a un nivel adecuado de su capacidad de diseño. Sin embargo, en el caso del transporte de productos petrolíferos, la posibilidad de hacerlo por autotanques y carrotanques ha permitido esconder algunos de los principales estrangulamientos de la red y las distancias que no están cubiertas por la misma. Resulta indispensable movilizar mayores recursos a estas actividades, así como a la capacidad de terminales y centros de almacenamiento.
La reforma de 1995 abrió la inversión en gasoductos a particulares, mediante la modificación de la ley reglamentaria correspondiente. Desafortunadamente, la instrumentación de esa reforma fue incompleta, lo que explica parcialmente la crisis reciente en cuanto al suministro de gas natural. En relación a los poliductos que transportan productos petrolíferos y oleoductos es posible hacer cambios similares, tomando en cuenta las costosas lecciones aprendidas recientemente. La subinversión en este rubro no sólo eleva costos de suministro sino que aumenta los riesgos de desabasto. A diferencia del gas natural, los transportistas privados, y otros intereses dentro de Pemex, se benefician ampliamente de la insuficiencia y la ineficiencia de la red logística de productos petrolíferos. Lo mismo puede decirse de la red de transporte y distribución de gas LP.
Desplazamiento de importaciones
La compresión y el desplazamiento de las importaciones de crudo ligero en la costa estadunidense del Golfo se inició hace tres años y continuará hasta la eliminación de dichas importaciones, entre ellas las que vienen de México. Una mayor producción de crudos provenientes de Bakken, Eagle Ford y Permian, que desembocan en las refinerías del Golfo, sustituyeron inicialmente importaciones de crudo extraligero dulce para después seguir con las de crudos ligeros amargos. En el cuarto trimestre de 2012 dichas refinerías sólo importaron 430 mbd de crudos extraligeros. El principal suministrador fue Pemex, cuyas exportaciones de Olmeca ascendieron a 184 mbd en ese periodo. Este crudo tuvo como destino refinerías de Exxon. Pemex ha podido proteger este flujo debido a que dicho crudo está homologado para producir lubricantes. No obstante, mantener su posición de mercado en 2013 no va a ser tarea sencilla. A su vez, las exportaciones a ese país de crudos ligeros amargos, tipo Istmo, descendieron a 61 mbd en el mismo año y, a corto plazo, es también previsible un mayor desplazamiento.
La sustitución de crudo pesado importado en las refinerías de alta conversión del Golfo tomará más tiempo. Para Pemex esto es importante dado que 75% del crudo exportado a Estados Unidos es Maya. Su desplazamiento presupone un mayor flujo de crudo pesado canadiense a la costa del Golfo por el ducto Keystone XL. Mientras tanto, algunas refinerías intentarán sustituir crudo pesado importado con crudos intermedios propios. Ello no será fácil pues las torres de refinación ya están sobrecargadas de componentes ligeros —condensados y líquidos del gas. Más importante, supondría reducir las tasas de utilización de coquizadoras, equipos costosos por excelencia.
Al desplazarse las importaciones de crudo pesado se intensificará la competencia entre Venezuela y México por este mercado especializado de crudo y en otras regiones del mundo. En el último trimestre de 2012 México exportó a las refinerías estadunidenses del Golfo 736 mbd y Venezuela 925 mbd.17 Si Canadá efectivamente colocara 500 mbd adicionales en este mercado, éstos equivaldrían a cerca de 30% de las exportaciones conjuntas de los otros dos países. PMI está en una posición comercial débil pues el volumen de exportaciones de Maya a Estados Unidos cayó 39% entre 2008 y 2012 y la percepción del mercado, y del propio gobierno de ese país, es que el volumen de exportaciones de Maya seguirá declinando. Por fortuna, PMI cuenta con un poco más de dos años para prepararse para esta contingencia. De alguna manera ya lo está haciendo. Ha aumentado sus exportaciones de crudo pesado al Lejano Oriente. En 2012 colocó 80 mbd en esa región y en el primer trimestre éstas ascendieron a 115 mbd. Ha logrado un precio de exportación con este destino superior al enviado al Golfo de México. Sin embargo, es muy probable que al aumentar el volumen comerciado en ese mercado este diferencial inicialmente se revierta, dado que la capacidad de conversión profunda de las refinerías de esa parte del mundo, aunque creciente, es aún limitada.
Los cambios en la estructura de la demanda de productos petrolíferos han modificado el modo de operación de las refinerías de la costa norteamericana del Golfo, así como la composición de las exportaciones de productos petrolíferos. Históricamente, la elaboración de gasolina —el producto cuya demanda crecía más rápidamente— constituía el pivote del proceso de refinación. Este papel ha sido sustituido por el diesel, que ahora crece a un mayor ritmo relativo. Ya se hizo referencia a las causas estructurales del estancamiento y disminución de la demanda de productos petrolíferos en Estados Unidos y en otros países de la OCDE, lo que requerirá una cierta reconfiguración de las refinerías. Mientras tanto, el ritmo de crecimiento del excedente exportable de gasolina y sus componentes ha sido mayor al del diesel, si bien las exportaciones de ambos aumentaron notablemente. Entre 2008 y 2012 la exportación de gasolina de Estados Unidos aumento dos y media veces al pasar 236 a 619 mbd. Si bien la utilización de la capacidad de las refinerías del Golfo se elevó el invierno pasado por arriba de 90%, es aún posible incrementarla un par de puntos porcentuales. La creciente disponibilidad de gasolina y diesel para exportación ofrece oportunidades atractivas para un mercado como el mexicano, que no sólo es el más cercano, sino que también es uno en el que los requerimientos de importación van a aumentar a mediano plazo.
Estados Unidos y Canadá se preparan para exportar gas natural licuado, para dar salida a la creciente producción estadunidense y acomodar el desplazamiento de las exportaciones canadienses a Estados Unidos.18 Hasta ahora sólo se han autorizado dos plantas de licuefacción, con sus respectivos ductos de alimentación, en Kitimat, sobre la costa de Columbia Británica, y en Sabine Pass, Luisiana. Se tiene previsto que estas plantas entren en operación antes de finales de 2015. Sin embargo, se ha suscitado un intenso debate sobre la conveniencia de autorizar más plantas, cuyas solicitudes están siendo evaluadas. El argumento restrictivo esgrimido hasta ahora sostiene que la construcción de un mayor número de plantas tendería a aumentar el precio interno del gas natural, al reducir la oferta excedente que lo tiene actualmente deprimido. Mayores precios del gas erosionarían la ventaja competitiva de las industrias manufacturera y química de Norteamérica. Una postura más liberal argumenta que se necesitan precios más elevados para alentar inversiones en la producción de gas natural y, basándose en diversos estudios económicos, plantea que el aumento de los precios atribuible a la exportación sería, en cualquier caso, moderado. La discusión se centra en el ritmo de los incrementos de capacidad de licuefacción que debería autorizarse.
Estados Unidos tiene también la posibilidad de aumentar sus exportaciones terrestres de gas natural a México. Los niveles actuales son sustanciales y, en los próximos tres años, cuando menos, se expandirán significativamente. Debe tenerse en cuenta que cerca de la frontera con México se ubican, del lado estadunidense, importantes zonas productoras y, del lado mexicano, centros consumidores también importantes. Los costos de capital requeridos para ampliar las interconexiones con la red de gas mexicana son mínimos en comparación con los que incurrirán en la cadena de valor del gas licuado. Esta situación otorga una ventaja comparativa al suministro de gas a México. El nivel de las importaciones mexicanas equivale hoy al volumen que finalmente procesarán los cuatro trenes de licuefacción de Sabine Pass. Por su parte, México eventualmente dejará de importar gas natural licuado, sustituyéndolo con gas transportado por ductos de mucho menor costo.
Todas estas relaciones comerciales, así como las de inversión en este sector, están normadas de manera asimétrica. Entre Canadá y Estados Unidos se rigen por el Tratado de Libre Comercio de 1998, así como por el acuerdo de autosuficiencia para emergencias, suscrito con la Agencia Internacional de Energía. La relación entre estos dos países y México se estructura con base en el Acuerdo de Libre Comercio de Norteamérica de 1994. El primero borró, para efectos prácticos, la frontera entre Canadá y Estados Unidos en materia de comercio e inversión en el sector energético. El segundo estableció una serie de restricciones, reservas y salvaguardas en este campo, lo que explica la clara preferencia por el suministro canadiense.
Los cambios que aquí se reseñan obligan a México a repensar su estrategia de comercio exterior —tanto la exportación de crudo como la importación de productos petrolíferos y gas natural, así como sus prioridades de inversión en refinerías y en infraestructura logística—. El notable incremento de las importaciones de gas natural no logró evitar las restricciones al suministro de este combustible ocasionadas por estrangulamientos en el sistema de trasporte por ductos. La importación de gasolina, diesel y gas LP enfrentan problemas logísticos que aumentan riesgos y elevan el costo de suministro. Las exportaciones de crudo mexicano a Estados Unidos comienzan a ser desplazadas. México tiene que preparase para actuar con agilidad y de manera decisiva. Deberá también dar mayor prioridad a la administración de la demanda interna de hidrocarburos y no sólo a la expansión de la oferta.
La sustitución de crudo pesado importado en las refinerías de alta conversión del Golfo tomará más tiempo. Para Pemex esto es importante dado que 75% del crudo exportado a Estados Unidos es Maya. Su desplazamiento presupone un mayor flujo de crudo pesado canadiense a la costa del Golfo por el ducto Keystone XL. Mientras tanto, algunas refinerías intentarán sustituir crudo pesado importado con crudos intermedios propios. Ello no será fácil pues las torres de refinación ya están sobrecargadas de componentes ligeros —condensados y líquidos del gas. Más importante, supondría reducir las tasas de utilización de coquizadoras, equipos costosos por excelencia.
Al desplazarse las importaciones de crudo pesado se intensificará la competencia entre Venezuela y México por este mercado especializado de crudo y en otras regiones del mundo. En el último trimestre de 2012 México exportó a las refinerías estadunidenses del Golfo 736 mbd y Venezuela 925 mbd.17 Si Canadá efectivamente colocara 500 mbd adicionales en este mercado, éstos equivaldrían a cerca de 30% de las exportaciones conjuntas de los otros dos países. PMI está en una posición comercial débil pues el volumen de exportaciones de Maya a Estados Unidos cayó 39% entre 2008 y 2012 y la percepción del mercado, y del propio gobierno de ese país, es que el volumen de exportaciones de Maya seguirá declinando. Por fortuna, PMI cuenta con un poco más de dos años para prepararse para esta contingencia. De alguna manera ya lo está haciendo. Ha aumentado sus exportaciones de crudo pesado al Lejano Oriente. En 2012 colocó 80 mbd en esa región y en el primer trimestre éstas ascendieron a 115 mbd. Ha logrado un precio de exportación con este destino superior al enviado al Golfo de México. Sin embargo, es muy probable que al aumentar el volumen comerciado en ese mercado este diferencial inicialmente se revierta, dado que la capacidad de conversión profunda de las refinerías de esa parte del mundo, aunque creciente, es aún limitada.
Los cambios en la estructura de la demanda de productos petrolíferos han modificado el modo de operación de las refinerías de la costa norteamericana del Golfo, así como la composición de las exportaciones de productos petrolíferos. Históricamente, la elaboración de gasolina —el producto cuya demanda crecía más rápidamente— constituía el pivote del proceso de refinación. Este papel ha sido sustituido por el diesel, que ahora crece a un mayor ritmo relativo. Ya se hizo referencia a las causas estructurales del estancamiento y disminución de la demanda de productos petrolíferos en Estados Unidos y en otros países de la OCDE, lo que requerirá una cierta reconfiguración de las refinerías. Mientras tanto, el ritmo de crecimiento del excedente exportable de gasolina y sus componentes ha sido mayor al del diesel, si bien las exportaciones de ambos aumentaron notablemente. Entre 2008 y 2012 la exportación de gasolina de Estados Unidos aumento dos y media veces al pasar 236 a 619 mbd. Si bien la utilización de la capacidad de las refinerías del Golfo se elevó el invierno pasado por arriba de 90%, es aún posible incrementarla un par de puntos porcentuales. La creciente disponibilidad de gasolina y diesel para exportación ofrece oportunidades atractivas para un mercado como el mexicano, que no sólo es el más cercano, sino que también es uno en el que los requerimientos de importación van a aumentar a mediano plazo.
Estados Unidos y Canadá se preparan para exportar gas natural licuado, para dar salida a la creciente producción estadunidense y acomodar el desplazamiento de las exportaciones canadienses a Estados Unidos.18 Hasta ahora sólo se han autorizado dos plantas de licuefacción, con sus respectivos ductos de alimentación, en Kitimat, sobre la costa de Columbia Británica, y en Sabine Pass, Luisiana. Se tiene previsto que estas plantas entren en operación antes de finales de 2015. Sin embargo, se ha suscitado un intenso debate sobre la conveniencia de autorizar más plantas, cuyas solicitudes están siendo evaluadas. El argumento restrictivo esgrimido hasta ahora sostiene que la construcción de un mayor número de plantas tendería a aumentar el precio interno del gas natural, al reducir la oferta excedente que lo tiene actualmente deprimido. Mayores precios del gas erosionarían la ventaja competitiva de las industrias manufacturera y química de Norteamérica. Una postura más liberal argumenta que se necesitan precios más elevados para alentar inversiones en la producción de gas natural y, basándose en diversos estudios económicos, plantea que el aumento de los precios atribuible a la exportación sería, en cualquier caso, moderado. La discusión se centra en el ritmo de los incrementos de capacidad de licuefacción que debería autorizarse.
Estados Unidos tiene también la posibilidad de aumentar sus exportaciones terrestres de gas natural a México. Los niveles actuales son sustanciales y, en los próximos tres años, cuando menos, se expandirán significativamente. Debe tenerse en cuenta que cerca de la frontera con México se ubican, del lado estadunidense, importantes zonas productoras y, del lado mexicano, centros consumidores también importantes. Los costos de capital requeridos para ampliar las interconexiones con la red de gas mexicana son mínimos en comparación con los que incurrirán en la cadena de valor del gas licuado. Esta situación otorga una ventaja comparativa al suministro de gas a México. El nivel de las importaciones mexicanas equivale hoy al volumen que finalmente procesarán los cuatro trenes de licuefacción de Sabine Pass. Por su parte, México eventualmente dejará de importar gas natural licuado, sustituyéndolo con gas transportado por ductos de mucho menor costo.
Todas estas relaciones comerciales, así como las de inversión en este sector, están normadas de manera asimétrica. Entre Canadá y Estados Unidos se rigen por el Tratado de Libre Comercio de 1998, así como por el acuerdo de autosuficiencia para emergencias, suscrito con la Agencia Internacional de Energía. La relación entre estos dos países y México se estructura con base en el Acuerdo de Libre Comercio de Norteamérica de 1994. El primero borró, para efectos prácticos, la frontera entre Canadá y Estados Unidos en materia de comercio e inversión en el sector energético. El segundo estableció una serie de restricciones, reservas y salvaguardas en este campo, lo que explica la clara preferencia por el suministro canadiense.
Los cambios que aquí se reseñan obligan a México a repensar su estrategia de comercio exterior —tanto la exportación de crudo como la importación de productos petrolíferos y gas natural, así como sus prioridades de inversión en refinerías y en infraestructura logística—. El notable incremento de las importaciones de gas natural no logró evitar las restricciones al suministro de este combustible ocasionadas por estrangulamientos en el sistema de trasporte por ductos. La importación de gasolina, diesel y gas LP enfrentan problemas logísticos que aumentan riesgos y elevan el costo de suministro. Las exportaciones de crudo mexicano a Estados Unidos comienzan a ser desplazadas. México tiene que preparase para actuar con agilidad y de manera decisiva. Deberá también dar mayor prioridad a la administración de la demanda interna de hidrocarburos y no sólo a la expansión de la oferta.
Refinación
La industria de refinación de México es una de las peor manejadas del mundo. Desde 1993 Pemex participa en encuestas comparativas sobre la competitividad y eficiencia operativa de sus refinerías, las que se ubican en la franja inferior del último cuartil de un universo formado por casi todas las refinerías del mundo. Además, es poco el avance logrado en los últimos 20 años y las brechas respecto a la eficiencia y competitividad de las refinerías de la costa estadunidense del Golfo se siguen ampliando. Con base en estas encuestas, y en múltiples estudios, se cuenta con un diagnóstico de este mal desempeño, así como con un programa detallado de mejoras. No obstante, ello no se ha traducido, hasta ahora, en mejores resultados. En 2012 Pemex Refinación arrojó una pérdida neta de 142 mil millones de pesos, a pesar de los altos márgenes de refinación en el mercado del Golfo. La producción de gasolina y de diesel —excluyendo el efecto de la entrada de operación de la refinería de Minatitlán, recién reconfigurada— fue 14% inferior a la de 2009.21 Por más que Pemex insista en que comienzan a registrarse signos de un cierto avance, las cifras agregadas aún no lo demuestran.
En estas circunstancias, distribuir culpas por el desastroso manejo y operación se ha vuelto una práctica recurrente. Éstos se atribuyen a una subinversión crónica, errores estratégicos en la asignación de recursos, baja utilización de la capacidad instalada de plantas de proceso críticas, frecuentes paros no programados, mantenimiento insuficiente y deficiente, adquisición inadecuada de bienes y servicios críticos, obsolescencia tecnológica, arreglos sindicales disfuncionales, cuadros gerenciales incompetentes e indolentes, elevada intensidad energética de las refinerías, así como precios de insumos y de productos arbitrarios, entre muchas otras causas. Asimismo, la falta de capacidad de ejecución ha rezagado proyectos, elevado sus costos e inducido errores imperdonables. Los costos logísticos y de distribución de productos se han elevado debido a prácticas monopólicas en el transporte y a falta de capacidad de ductos y terminales, así como por diversas mermas.
Este estado de cosas ha obligado a importar un volumen creciente de gasolina y diesel, que en no pocas ocasiones se han vendido a un precio inferior al de adquisición.22 En 2012 Pemex importó 395 mbd de gasolina y 133 mbd de diesel. Estos volúmenes equivalieron a la mitad y a un tercio de las ventas internas de estos combustibles, respetivamente. Si bien dichos volúmenes son sustanciales, sólo representan una fracción de las actuales exportaciones estadunidenses de estos dos combustibles. La única manera como podrá incrementarse la producción interna en los próximos tres o cuatro años es mediante mejoras operativas en las refinerías existentes. A partir de entonces puede también aumentar al concluirse la reconfiguración de tres de las refinerías de Pemex y convertir combustóleo en productos destilados. En estas circunstancias es difícil pensar que el nivel de las importaciones disminuirá a corto y mediano plazos, particularmente si la economía mexicana crece sostenidamente a tasas superiores a las registradas en los últimos años.
La costa estadunidense del Golfo es el mercado relevante para la industria petrolera de México. Allí se determina el precio de la mayor parte del petróleo crudo y productos petrolíferos exportados, así como de productos y gas natural importado. Los precios de estos bienes comerciables no sólo determinan el valor del comercio exterior, sino que también establecen el costo de oportunidad de la producción y el suministro interno en una economía abierta como la mexicana. Dada la estructura monopólica de la industria petrolera del país, las autoridades regulatorias han adoptado dicho costo de oportunidad como base para la formación de los precios de venta de primera mano en mercados regulados. De esta manera los precios externos inciden en las decisiones de inversión de la industria de la refinación y de la infraestructura logística asociada a ella. Así, el cálculo económico parte necesariamente de la estructura de precios prevaleciente en mercados relevantes y en las previsiones que se hagan de éstos.
Una segunda refinería en Tula tendría todos los atributos de un elefante blanco.23 La construcción de una nueva refinería y su ubicación tierra adentro fueron decisiones políticas que no tomaron en cuenta las condiciones económicas de la refinación. Fue un error inequívoco cuando se autorizó y, hoy en día, dadas las nuevas condiciones de esta industria en el Golfo de México, seguir adelante con el proyecto sería un error aún mayor, a pesar de los costos hundidos incurridos. El costo de capital de una nueva refinería compleja es un múltiplo del valor de mercado de una refinería existente. Un ejemplo basta: la refinería de Texas City que Marathon compró a BP en octubre de 2012, que es de mayor tamaño y complejidad que la que se pretende instalar en Tula, tuvo un precio de venta de 848 millones de dólares y Marathon programa invertir en la misma unos mil 850 millones adicionales en los próximos cinco años. Esta refinería busca exportar una buena parte de sus productos destilados a México y a otros países de América Latina. El costo de adquisición es el 7.1% del estimado para Tula, de unos 12 mil millones de dólares. Si se incluye la inversión futura en Texas City, éste ascendería a un poco más de la quinta parte. Puede también ilustrarse la magnitud de esta disparidad al compararla con el valor actual de mercado de las acciones de Valero de 25 mil millones de dólares,24 que en 2012 produjo dos mil 269 mbd de gasolina y destilados intermedios, cifra más de tres veces superior a la del sistema de refinación de Pemex.
En estas circunstancias, distribuir culpas por el desastroso manejo y operación se ha vuelto una práctica recurrente. Éstos se atribuyen a una subinversión crónica, errores estratégicos en la asignación de recursos, baja utilización de la capacidad instalada de plantas de proceso críticas, frecuentes paros no programados, mantenimiento insuficiente y deficiente, adquisición inadecuada de bienes y servicios críticos, obsolescencia tecnológica, arreglos sindicales disfuncionales, cuadros gerenciales incompetentes e indolentes, elevada intensidad energética de las refinerías, así como precios de insumos y de productos arbitrarios, entre muchas otras causas. Asimismo, la falta de capacidad de ejecución ha rezagado proyectos, elevado sus costos e inducido errores imperdonables. Los costos logísticos y de distribución de productos se han elevado debido a prácticas monopólicas en el transporte y a falta de capacidad de ductos y terminales, así como por diversas mermas.
Este estado de cosas ha obligado a importar un volumen creciente de gasolina y diesel, que en no pocas ocasiones se han vendido a un precio inferior al de adquisición.22 En 2012 Pemex importó 395 mbd de gasolina y 133 mbd de diesel. Estos volúmenes equivalieron a la mitad y a un tercio de las ventas internas de estos combustibles, respetivamente. Si bien dichos volúmenes son sustanciales, sólo representan una fracción de las actuales exportaciones estadunidenses de estos dos combustibles. La única manera como podrá incrementarse la producción interna en los próximos tres o cuatro años es mediante mejoras operativas en las refinerías existentes. A partir de entonces puede también aumentar al concluirse la reconfiguración de tres de las refinerías de Pemex y convertir combustóleo en productos destilados. En estas circunstancias es difícil pensar que el nivel de las importaciones disminuirá a corto y mediano plazos, particularmente si la economía mexicana crece sostenidamente a tasas superiores a las registradas en los últimos años.
La costa estadunidense del Golfo es el mercado relevante para la industria petrolera de México. Allí se determina el precio de la mayor parte del petróleo crudo y productos petrolíferos exportados, así como de productos y gas natural importado. Los precios de estos bienes comerciables no sólo determinan el valor del comercio exterior, sino que también establecen el costo de oportunidad de la producción y el suministro interno en una economía abierta como la mexicana. Dada la estructura monopólica de la industria petrolera del país, las autoridades regulatorias han adoptado dicho costo de oportunidad como base para la formación de los precios de venta de primera mano en mercados regulados. De esta manera los precios externos inciden en las decisiones de inversión de la industria de la refinación y de la infraestructura logística asociada a ella. Así, el cálculo económico parte necesariamente de la estructura de precios prevaleciente en mercados relevantes y en las previsiones que se hagan de éstos.
Una segunda refinería en Tula tendría todos los atributos de un elefante blanco.23 La construcción de una nueva refinería y su ubicación tierra adentro fueron decisiones políticas que no tomaron en cuenta las condiciones económicas de la refinación. Fue un error inequívoco cuando se autorizó y, hoy en día, dadas las nuevas condiciones de esta industria en el Golfo de México, seguir adelante con el proyecto sería un error aún mayor, a pesar de los costos hundidos incurridos. El costo de capital de una nueva refinería compleja es un múltiplo del valor de mercado de una refinería existente. Un ejemplo basta: la refinería de Texas City que Marathon compró a BP en octubre de 2012, que es de mayor tamaño y complejidad que la que se pretende instalar en Tula, tuvo un precio de venta de 848 millones de dólares y Marathon programa invertir en la misma unos mil 850 millones adicionales en los próximos cinco años. Esta refinería busca exportar una buena parte de sus productos destilados a México y a otros países de América Latina. El costo de adquisición es el 7.1% del estimado para Tula, de unos 12 mil millones de dólares. Si se incluye la inversión futura en Texas City, éste ascendería a un poco más de la quinta parte. Puede también ilustrarse la magnitud de esta disparidad al compararla con el valor actual de mercado de las acciones de Valero de 25 mil millones de dólares,24 que en 2012 produjo dos mil 269 mbd de gasolina y destilados intermedios, cifra más de tres veces superior a la del sistema de refinación de Pemex.
Resulta difícil comprender que Pemex envíe a sus refinerías mezclas uniformes de petróleo crudo. Al hacerlo, por definición, no optimiza su proceso. Esta añeja práctica puede obedecer a restricciones en el sistema de oleoductos, en materia de almacenamiento y en las propias plantas de proceso. Puede también reflejar el dominio que ejerce la función de producción primaria, que simplemente entrega lo que logra extraer. En cualquier caso, no es la demanda de productos ni la configuración de cada refinería que determinan la mezcla de crudo a procesar. Además, no se envían crudos individuales segregados, sino una mezcla de ellos. Esta práctica, poco común, afecta necesariamente los resultados de refinación. Sobresale también la negativa a importar o intercambiar petróleo crudo, que ampliaría las opciones de insumos.25 Ahora, ante el incremento de la producción de crudos ligeros en Estados Unidos, sería posible acogerse al mismo trato que se da a Canadá en cuanto a intercambios y exportaciones. Esto permitiría, por ejemplo, mantener el volumen de exportaciones de crudo Olmeca, intercambiándolo por crudo ligero de Eagle Ford, disponible en Corpus Christi, así como muchas otras opciones —internas y externas para modificar las mezclas de crudos procesados en términos de las necesidades específicas de cada refinería.
La industria mundial de refinación se ha reestructurado sobre múltiples dimensiones, obligada por bajos márgenes durante ciclos económicos completos, shocks de precios y alta volatilidad de los mismos, regulaciones ambientales cada vez más rigurosas y costosas, así como cambios en el patrón geográfico del consumo. En los países industriales la demanda de productos petrolíferos ha tendido a estancarse y, en no pocos casos, a contraerse. El crecimiento más alto del consumo se ha dado en Asia y en el Medio Oriente. Esto ha ocasionado el cierre y la venta de refinerías en Europa y en Estados Unidos, a la vez que se erigieron megarrefinerías costeras en India, China y Arabia Saudita. El caso de Reliance, la empresa india, es paradigmático: en años recientes construyó y puso en operación dos refinerías particularmente complejas de 660 y 580 mbd, cada una, a costos y plazos menores a los previstos, que operan a plena capacidad. En Arabia Saudita el objetivo es lograr una mayor integración vertical de la industria petrolera, dadas las escasas oportunidades alternativas de inversión en el sector manufacturero. En América Latina ha sobresalido el diferimiento de proyectos, así como mayores costos y plazos de ejecución de los mismos.
La organización industrial de la refinación se ha también transformado, alejándose cada vez más del modelo tradicional de la empresa petrolera integrada. Hoy en día las dos principales empresas de refinación en Estados Unidos son refinadores independientes (Valero y Phillips). Han surgido en el mundo refinadores que sólo están integrados a la distribución y comercialización de productos, otros únicamente integrados a la producción de petróleo y otros más que limitan su actividad a la refinación propiamente dicha —merchant refiners—. La reestructuración de las grandes empresas petroleras y la venta de activos de refinación continúan avanzando. ConocoPhillips y Marathon segregaron sus activos de refinación de los dedicados a las actividades de exploración y producción, formando nuevas empresas independientes que cotizan en bolsa. Otros como Hess se retiraron de la refinación de petróleo. Se han cerrado grandes refinerías en el Caribe orientadas al mercado norteamericano. Las grandes empresas internacionales —salvo Exxon— han reducido significativamente sus actividades de refinación.
La reforma energética deberá tomar en cuenta los cambios estructurales de la industria global de refinación. Por lo que toca al sistema logístico podría abrirlo con cierta facilidad a la inversión privada. Cuenta con los precedentes del caso; el marco y la institución regulatorios; y la experiencia adquirida por la Comisión Reguladora de Energía en materia de gas natural. Respecto a las actividades de refinación, resulta difícil —si no imposible— que particulares deseen invertir en la construcción de refinerías en México. Sin embargo, se pueden establecer empresas que maquilen algunos procesos de refinación y suministren servicios auxiliares y algunos productos no petrolíferos, como el hidrógeno. Ello reduciría los requerimientos de inversión de Pemex en la reconfiguración de sus refinerías. Sobresalen tres requisitos para la introducción de una competencia limitada en este sector: la autorización para que terceros importen productos petrolíferos, la eliminación de subsidios al precio de éstos y la transferencia al regulador de la responsabilidad integral de la formación de precios que reflejen el costo de oportunidad de los mismos.
Conclusiones
En el presente periodo gubernamental es posible que los efectos del cambio en el contexto externo sean mayores que los de origen interno. Los resultados más importantes de una reforma energética suponen periodos de gestación y maduración que trascienden el mediano plazo. Es precisamente por ello que las principales iniciativas gubernamentales en este campo deben de ser articuladas cuanto antes. Ello requiere de una sólida visión de Estado que sobreponga los potenciales beneficios a largo plazo al cálculo de costos políticos que necesariamente tendrán que incurrirse a corto plazo.
La interacción de tendencias externas e inercias internas puede generar riesgos adicionales en este periodo sexenal, así como también probables fenómenos cíclicos propios de la industria petrolera. Ésta tendrá que adaptarse al cambio básico de circunstancias mundiales y, en particular, a los que se están dando en Norteamérica. La búsqueda creativa y constructiva de soluciones a los problemas planteados deberá ser un proceso dinámico que permita ajustarse con agilidad a dichos cambios. Rezagarse aún más entraña peligros significativos. Un primer paso, que debe darse de inmediato, es incorporar el contexto externo a los ejercicios de planeación y de diseño estratégico del sector energético.
Pemex cuenta con los instrumentos para rediseñar su política de comercio exterior. Necesita, sin embargo, renovar y fortalecer a PMI. Esta empresa podrá ofrecer una perspectiva más detallada de los cambios que se anticipan en el mercado petrolero y dar un seguimiento puntual al mismo. Nuevos participantes —públicos y privados— en los mercados de hidrocarburos del país contribuirán a modificar los patrones de este comercio exterior. Su incorporación se ha dado inicialmente en gas natural y la reforma energética deberá ampliar su ámbito a los productos petrolíferos. El gobierno y la autoridad reguladora tendrán que sentar nuevas reglas del juego en estos mercados, delimitar y coordinar la acción de los participantes y dar un claro sentido de dirección.
La interacción de tendencias externas e inercias internas puede generar riesgos adicionales en este periodo sexenal, así como también probables fenómenos cíclicos propios de la industria petrolera. Ésta tendrá que adaptarse al cambio básico de circunstancias mundiales y, en particular, a los que se están dando en Norteamérica. La búsqueda creativa y constructiva de soluciones a los problemas planteados deberá ser un proceso dinámico que permita ajustarse con agilidad a dichos cambios. Rezagarse aún más entraña peligros significativos. Un primer paso, que debe darse de inmediato, es incorporar el contexto externo a los ejercicios de planeación y de diseño estratégico del sector energético.
Pemex cuenta con los instrumentos para rediseñar su política de comercio exterior. Necesita, sin embargo, renovar y fortalecer a PMI. Esta empresa podrá ofrecer una perspectiva más detallada de los cambios que se anticipan en el mercado petrolero y dar un seguimiento puntual al mismo. Nuevos participantes —públicos y privados— en los mercados de hidrocarburos del país contribuirán a modificar los patrones de este comercio exterior. Su incorporación se ha dado inicialmente en gas natural y la reforma energética deberá ampliar su ámbito a los productos petrolíferos. El gobierno y la autoridad reguladora tendrán que sentar nuevas reglas del juego en estos mercados, delimitar y coordinar la acción de los participantes y dar un claro sentido de dirección.
Adrián Lajous. Presidente de la Junta de Gobierno del Oxford Institute for Energy Studies. Fue director general de Pemex entre 1994 y 1999.
Agradezco la lectura cuidadosa de una versión preliminar de este texto y sus acertados comentarios a Juan Carlos Boué, Bernardo de la Garza, Francisco Flores Macías y Pedro Haas. Los errores son mi responsabilidad exclusiva.
1 Las lutitas son rocas sedimentarias formadas por granos finos que se estructuran en capas, formando pizarras. El gas y el petróleo también pueden encontrarse en otras formaciones de muy baja porosidad y permeabilidad relativamente bajas. Las arenas bituminosas son una mezcla de arena, arcilla y agua saturada con una forma densa y viscosa de petróleo.
2 LCMC Research, Data Insight, 11 de febrero, 2013. No es fácil contar con estimaciones confiables y consistentes de producción debido a que el ámbito de estas cuencas no corresponde a los distritos en los que se ha desagregado tradicionalmente la producción.
3 NEB, Estimated production of Canadian crude oil. http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/sttstc/crdlndptrlmprdct/stmtdprdctn-eng.html
4 EIA, U.S. crude oil, natural gas and natural gas liquids proved reserves, agosto, 2012.http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/
5 Comisión Nacional de Hidrocarburos, Resolución CNH.E.01.001/13, Reservas 1P de hidrocarburos, 13 de marzo, 2013, http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=1696 y Pemex, Las reservas de hidrocarburos de México, 2004-2012, informes anuales.
6 CNH, Indicadores operativos del campo Akal del activo de producción Cantarell,http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=707
7 CNH, Programa operativo de PEP, 2013 (POT 1), http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=707 .
8 La Energy Information Administration del gobierno estadunidense pronostica, en uno de sus escenarios de proyección, que Estados Unidos dejará de ser un importador neto de hidrocarburos líquidos a mediados de los años treinta de este siglo. EIA, Annual Energy Oulook, 2013,http://www.eia.gov/forecasts/aeo/IF_all.cfm .
9 Ed Morse, uno de los analistas de mayor prestigio, cuya opinión tiene gran peso en el mercado y en las relaciones internacionales del petróleo, analiza el riesgo de una baja del precio del petróleo. Energy 2020: Independence Day. Global Ripple Effect of the North American Energy Revolution, Citibank, febrero de 2013.
10 Amirta Sen, Shale Plays Sitting High on the Cost Curve, Oxford Energy Forum, Issue 91, febrero, 2013.
11 Adrián Lajous, El dilema del suministro de gas natural en México, Serie Estudios y Perspectivas, N° 142, CEPAL, México, marzo, 2013.
12 La mezcla WCS se introdujo en 2005. El descuento promedio respecto al WTI fue de 18 dólares por barril entre 2005 y 2011. En febrero de 2013 el precio del WCS cayó a 58.37 US dls/b con lo que el diferencial respecto al WTI fue de 36.94 dls/b y de 47.69 dls/b respecto al Maya. Paradójicamente, el precio de este crudo pesado mexicano fue 10.77 dls/b superior al del WTI, un crudo ligero dulce.
13 Adrián Lajous, “Nuevas perspectivas del gas natural en México”, Foro Internacional, vol. LII, núm. 3, julio-septiembre, 2012.
14 Éste va de Cushing a Nederland, Texas. Tiene una longitud de 780 km, más 76 km para distribuir a refinerías de la costa. Podrá transportar inicialmente 700 mbd y ampliarse a 830mbd de capacidad. Su construcción comenzó en agosto de 2012.
15 Francisco Flores-Macías, The M13 WTI-Brent Spread, LCMC Research, 14 de febrero, 2013.
16 U.S. Department of State, Keystone XL Project, Draft Supplementary Environmental Impact Statement, 1 de marzo, 2013. http://keystonepipeline-xl.state.gov/draftseis/index.htm
18 En años recientes las exportaciones netas de gas canadiense han caído a la mitad del volumen máximo alcanzado.
19 Para una descripción de la forma como se introdujeron las fórmulas originales de precios y de la lógica que las sustentaron, véase Adrián Lajous, Crude Oil Pricing Formulas, Oxford Energy Forum, noviembre, 2006. Para la problemática actual de los crudos marcadores puede consultarse Ed Morse, op.cit. y Platts, New Crudes, New Markets, marzo, 2013.
20 Las crecientes adquisiciones internas y externas de gas natural de la CFE obligan a esta empresa a desarrollar su propia empresa comercializadora especializada.
21 El incremento de producción de gasolina y diesel en 2012 se debe a que la de 2011 fue atípicamente baja. Excluyendo a Minatitlán, en 2009 se produjeron 706 mbd y en 2012 la cifra correspondiente fue de 607 mbd. Incluida la producción de dicha refinería las cifras totales fueron 789 y 712 mbd, respectivamente.
22 Más grave aún, dada la ineficiencia de Pemex, se estima que los costos propios de producción de gasolina y diesel son superiores a su precio de adquisición en el Golfo de México.
23 Se dice que el rey de Siam regalaba elefantes blancos a sus enemigos para arruinarlos, al tener éstos que cubrir el elevado costo de su mantenimiento, ante la imposibilidad de deshacerse de ellos.
24 Al 29 de marzo de 2013.
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