El principal negocio de Pemex ha sido la venta de petrolifros más que la producción. (EL UNIVERSAL)
Petróleos Mexicanos (Pemex) firmó cuatro contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos en bloques localizados en aguas profundas del Golfo de México.
Durante el acto de firmas de contratos de la Cuarta Licitación de la Ronda 2, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Codwell, dijo que se trata de uno firmado con la angloholandesa Shell y otro con la norteamericana Chevron que fue en alianza con Inpex.
Los dos restantes los firmó la empresa productiva de Estado de manera individual.
El funcionario explicó que de este modo, Pemex se consolida como un socio confiable, atractivo y competitivo, que ha sabido adaptarse a las nuevas condiciones del entorno petrolero internacional.
Las alianzas, añadió, fortalecen su potencial para mantener la plataforma de producción de manera rentable, segura y sustentable.
Los contratos fueron signados por el director general de Pemex Exploración y Producción, Juan Javier Hinojosa Puebla; el director de Shell en México, Alberto de la Fuente; la directora de Chevron México, Evelyn Vilchez, y por parte de Inpex México, el director general Ryo Manabe.
El director de Pemex Exploración y Producción, comento que la petrolera está aprovechando las ventajas y la flexibilidad que le otorga la Reforma Energética para formar nuevas alianzas.
Los cuatro nuevos contratos permitirán explorar de manera conjunta en aguas profundas, donde la empresa productiva del Estado ha demostrado capacidades técnicas y operativas, ahora compartiendo riesgos tecnológicos y financieros.
Estos contratos permitirán además, avanza en su estrategia para complementar su portafolio exploratorio y cumplir con sus metas de incorporación de reservas en el mediano y largo plazos, de acuerdo a lo planteado en su Plan de Negocios 2017-2021.
En los bloques 5 y 18, Pemex es el operador con 100% de participación y firmó los contratos de manera individual. Dichas áreas se localizan en las provincias geológicas Cinturón Plegado Perdido y Cordilleras Mexicanas, y cubren una superficie de 2 mil 733 y 2 mil 917 kilómetros cuadrados, respectivamente. La adjudicación de dichas áreas fortalece el portafolio de exploración de Pemex, ya que le permitirá continuar con la exploración del Golfo de México.
Respecto del bloque 2, Petróleos Mexicanos participa conjuntamente con Shell, con una participación de 50%, siendo la compañía angloholandesa el operador del consorcio.
Este bloque se ubica en la provincia geológica de Perdido del Golfo de México, y abarca una superficie de 2 mil 146 kilómetros cuadrados.
La alianza con Shell permitirá a Pemex iniciar una relación de negocios con una de las empresas de mayor experiencia y liderazgo en la industria internacional.
En relación al bloque 22, Pemex participa con un porcentaje de 27.5% junto con la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex. Esta área se ubica en la provincia geológica Cuenca Salina y abarca 2,879 kilómetros cuadrados.
Los estudios preliminares del bloque sugieren que el hidrocarburo esperado corresponde a crudo pesado.
VEN VIABLE IMPULSAR REFINERÍAS
En las actuales condiciones en las que México está desembolsando grandes cantidades de divisas para comprar gasolinas de importación, tiene sentido construir nuevas refinerías en el país, aseguraron especialistas del sector energético.
Comentaron que el negocio de Pemex en los últimos meses ha sido la venta de petrolíferos, incluso sobre las exportaciones de crudo.
Actualmente, Pemex recibe por la venta de combustibles en el mercado interno alrededor de 40 mil millones de dólares, mientras que por exportaciones petroleras, 20 mil millones, lo que significa que en el mercado exterior cada vez se vende menos.
Ramses Peche, analista de la firma consultora Caraiva y Asociados, y Pablo Zarate, de FTI Consulting, coincidieron en que es momento de que la iniciativa privada se involucre en incrementar el poder de refinación de México, con refinerías con capacidad de 20 mil y máximo 100 mil barriles diarios, que cuestan entre 600 millones y 900 millones de dólares, pero que pueden estar operando en dos o tres años.
Es replicar una tendencia que se observa en el mundo, sobre todo en el mercado estadounidense, donde entre 50% y 55% de los complejos "r" tienen capacidades de entre 10 mil y 100 mil barriles diarios.
De las 141 refinerías que tienen, añadió, 74 son de ese rango y están colocadas en lugares estratégicos para la comercialización y distribución de los combustibles.
La refinación, explicaron, es mejor negocio que exportar petróleo crudo, pues ahora la relación de ganancia es de dos a uno.
"La refinación sigue siendo una parte muy importante del negocio petrolero y es clarísimo, los datos de las principales agencias de energía sugieren que la demanda de hidrocarburos se va a seguir incrementando hasta 2030 y 2040.
"En muchos casos ven que el consumo de gasolinas va a seguir aumentando, eso es más que evidente en el caso mexicano y no hay un solo análisis serio que sugiera que la demanda de gasolina en México vaya a disminuir", explicó Pablo Zarate.
Más bien todos estiman un crecimiento de 3% o 4 % anual. "Entonces, es evidente que existe una necesidad, y que es el corazón del asunto", añadió el especialista.
De entrada, la Secretaría de Energía afirma que México presenta un crecimiento económico dinámico y "considerando el número de vehículos por habitante, aún se encuentra lejos del punto de saturación".
Estima que entre 2017 y 2031, la demanda de gasolinas automotrices se incremente 21.3%, de tal manera que al final del periodo se ubique en un millón 4 mil barriles diarios, mayor en 176.3 mil barriles diarios con relación a 2017, resultado que se explica por el crecimiento esperado del parque vehicular a gasolina.
La estimación muestra que el consumo de gasolina Premium mostrará un crecimiento promedio anual de 1.2%, y el de gasolina Magna, 1.6%.
FALTA DE INFRAESTRUCTURA.
Pech apuntó que el principal problema para aumentar la capacidad de refinación con nuevos complejos es la falta de petróleo e infraestructura para la logística, pero hay dos vías para solucionar el primer problema: dejar de exportar, porque al final lo que se vende son excedentes o salir a comprar petróleo crudo tipo ligero, el cual tiene en exceso Estados Unidos y a bajos precios.
Llamó a aprovechar este momento, pero también a estar atentos a los escenarios futuros del petróleo, sobre todo por la excesiva dependencia de la importación y por su probable incremento de precios.
Apuntó que si las finanzas públicas han dependido de las exportaciones de petróleo, es porque significa flujo de efectivo casi inmediato, pues al vender el crudo, entregarlo y facturarlo recibes el pago máximo en 30 días, pero al final es el mismo beneficio si se vende a los nuevos refinadores en México.
Zarate consideró que el país debe invertir en capacidad de refinación y logística o generar las condiciones para la inversión y dejar que los inversionistas marquen la pauta.
