El presidente López Obrador ha apostado por regresar a la época en la que la “gallina de los huevos de oro”, Pemex, financiaba al Estado mexicano. Según él, Pemex volverá a ser la palanca del desarrollo nacional.1 La estrategia, plasmada en el Plan de Negocios de Pemex 2019-2023, plantea “como eje el fortalecimiento de Pemex, principal Empresa Productiva del Estado mexicano, como motor del desarrollo económico del país y para recuperar la independencia energética y la soberanía del Estado”.

Hacer que la economía del país dependa de nuevo del petróleo no sólo es anacrónico, sino un error en el corto plazo. Más allá de los riesgos de esta estrategia en el largo plazo, como la transición energética y el auge de la producción en Estados Unidos, implica riesgos sistémicos que pueden tener consecuencias sobre el resto de la economía mexicana.

Ilustración: Víctor Solís

La estrategia del gobierno tiene dos ejes. Por una parte, sobre exploración y producción, el principal objetivo es detener y revertir la caída de la plataforma de producción de aceite y gas. Para lograrlo, la estrategia depende del desarrollo acelerado de veinte nuevos campos que Pemex llevará a cabo directamente.2 En el Plan Nacional de Hidrocarburos el gobierno fijó como meta producir 2.4 millones de barriles diarios para 2024. Regresar a los niveles de producción que Pemex tenía hacia el final del sexenio de Felipe Calderón.

Por otra parte, para transformación industrial o refinación, el objetivo es “recuperar la capacidad del Sistema Nacional de Refinación y el desarrollo de una nueva refinería para corregir la creciente dependencia del país a combustibles importados”. La estrategia busca incrementar el uso de las seis refinerías existentes y construir la famosa refinería de Dos Bocas en Tabasco.

Durante el último año, diversos comentaristas económicos han resaltado la posible pérdida de grado de inversión de Pemex por las tres principales calificadoras (Moody´s, Standard and Poors y Fitch).3 En junio del 2019, Fitch Ratings retiró el grado de inversión a la deuda de Pemex y la catalogó en el nivel junk o especulativo.

La caída de la plataforma de producción del 33 % (de 2.5 millones de barriles diarios a 1.7 millones) y el mal manejo financiero (146 % de aumento de la deuda en cinco años) durante el sexenio de Enrique Peña Nieto4 llevaron a Pemex a ser la empresa petrolera más endeudada del mundo: más de 100 000 millones de dólares. Tales datos ponen en duda la viabilidad financiera de la principal paraestatal mexicana. No es culpa de este gobierno; es un problema que Pemex arrastra desde hace años y que se agravó durante el sexenio anterior. La pérdida de grado de inversión debió de haber sucedido antes del inicio del sexenio de López Obrador.

La pérdida del grado de inversión de Pemex elevaría los costos futuros de fondeo de la empresa y, más preocupante aún, podría desencadenar una venta significativa de bonos. Una parte sustancial de la deuda está en manos de inversionistas institucionales, quienes se verían obligados a venderlas: por mandato, estos fondos de inversión, principalmente de pensiones, tienen limitantes para mantener en sus portafolios instrumentos de deuda sin grado de inversión.5

Por ejemplo, Calpers, el fondo de pensiones de los empleados del sector público de California y segundo fondo de pensiones más grande de Estados Unidos, tiene más de 130 millones de dólares de bonos de Pemex;6 o CalSTRTS,7 el fondo de pensiones de los maestros de California, tiene más de 64 millones de dólares en bonos de Pemex; ambos estarían obligados a vender una parte importante de sus posiciones en Pemex. Esto elevaría el costo de fondeo y podría representar un riesgo sistémico para la economía mexicana: las calificaciones de México y de Pemex están intrínsecamente ligadas, por lo que la pérdida de grado de inversión de Pemex aumentaría significativamente el riesgo país y generaría presiones importantes sobre el tipo de cambio, una de las cosas que más le preocupa al presidente.Incluso, la pérdida del grado de inversión de Pemex podría arrastrar la calificación de los bonos soberanos de México lo que probablemente desataría una fuga de capital con las consecuencias que esto implica.

Hoy Pemex mantiene una calificación de inversión por encima de un nivel especulativo gracias a la garantía implícita del Estado mexicano. Las calificadoras y los mercados asumen que si Pemex no cumpliera sus obligaciones crediticias, el gobierno respondería por ellas. Esto ya sucedió cuando inyectó 1300 millones de dólares de capital a Pemex el año pasado y asumió 1800 millones de dólares de pasivos de pensiones.

Moody’s,8 la calificadora que en diciembre de 2019 fue la última en actualizar su análisis, subió la calificación de Pemex siete escalafones y mantuvo el grado de inversión. Le dio una calificación de Baa3, justo por encima de grado especulativo —por el respaldo del soberano—, pero la calificación de Pemex como entidad independiente fue de Caa1 (de alto riesgo crediticio y especulativo). Consideró prácticamente imposible una mejora en la calificación de Pemex y advirtió que el desempeño operativo respecto al plan de Pemex determinará si mantiene el grado de inversión.

La información pública disponible muestra que los resultados operativos de Pemex durante el primer año de este gobierno no son los esperados. Más allá de los anuncios optimistas en las conferencias mañaneras, los datos indican que en producción, exploración y transformación industrial no se está cumpliendo con los objetivos del Plan de Negocios de Pemex o en las diversas presentaciones a inversionistas.

Los datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos9 señalan que la producción promedio de petróleo crudo de Pemex (sin contar privados) en 2019 fue de 1.64 millones de barriles diarios, mientras que en 2018 fue de 1.79. Esto representa una baja de 8.21 %. Entre 2017 y 2018 la producción disminuyó 7.91 % y entre 2016 y 2017 la caída fue de 9.53 %. La caída volvió a aumentar. Al analizar los datos mensuales de producción de Pemex, se observa que la producción se estabiliza. Desde finales del 2018, la producción diaria oscila entre 1.62 y 1.711 millones de barriles diarios; septiembre de 2019 tiene la mayor producción en los últimos 14 meses.

Sin embargo, con los datos a nivel pozo se concluye que la estabilidad no se debe a la explotación acelerada de los veinte campos prioritarios. Gran parte de la estabilización de la producción petrolera del último año viene de los campos maduros de Pemex, en especial de Ku-Maloob-Zaap (KMZ) y de Xanab.

Ante el declive por falta de presión en Cantarell, el yacimiento más generoso de nuestro país, KMZ se ha vuelto la base de la producción nacional durante la última década: sus campos representaron el 44 % del total de la producción nacional en diciembre. En el 2019, los tres campos de Ku-Maloob-Zaap pasaron de producir 714 000 barriles diarios en enero a 756 000 en diciembre, el equivalente a 40 % del aumento en la producción durante ese año. Pero el promedio de producción de este megayacimiento pasó de 804 000 barriles diarios en 2018 a 756 000 en 2019. KMZ no podrá sostener ni aumentar la producción nacional para cumplir con las metas del gobierno y seguir una estrategia de explotación acelerada podría incluso llevar a un pronto declive.

Xanab, campo ubicado en aguas someras frente a Tabasco que empezó a producir en 2009, fue la otra fuente significativa de crecimiento de la producción nacional entre enero y diciembre de 2019. Produjo 174 000 barriles diarios en mayo de 2017 y se volvió uno de los campos más importantes de Pemex. Errores al explotarlo provocaron inundaciones y se desplomó su producción. La Comisión Nacional de Hidrocarburos multó a Pemex por la “sobreexplotación del campo, lo que derivó en que el contacto con el agua se diera antes del tiempo programado”.10 En enero de 2019, Xanab producía 34 000 barriles diarios, una caída de más de 80 % respecto a su máximo histórico. Para diciembre, produjo 75 000 barriles diarios, más del doble que al inicio del año, pero aún menos de la mitad del máximo histórico. Durante 2020, Pemex planea invertir otros 1000 millones de dólares en Xanab para la perforación de tres pozos que permitan recuperar la producción del yacimiento.

El año pasado estos cuatro campos de Pemex, tres de Ku-Maloob-Zaap y uno de Xanab, sumaron el 85 % del aumento de producción, mientras que en más de la mitad disminuyó.

Los datos del plan de desarrollo acelerado de los veinte campos prioritarios muestran un panorama desolador. El Plan Nacional de Hidrocarburos, presentado en mayo pasado, contemplaba que estos campos produjeran 100 000 barriles diarios para finales de 2019. En una presentación a inversionistas de septiembre de 201911 esta cifra fue ajustada a la baja: 70 000 barriles diarios.

De acuerdo con los datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los veinte campos definidos como prioritarios por esta administración apenas aportaron 6 000 barriles diarios en diciembre de 2019, menos del 10 % de la meta que ya se había ajustado en septiembre. En el plan presentado por Pemex se menciona que trece de los veinte campos ya estarían en producción a finales de 2019;12 según la CNH dos están activos y apenas producen.13 En Ixachi, el campo con mayor potencial de los veinte prioritarios, ya se retrasó su plan de explotación. El plan original contemplaba que para diciembre de 2019 operaran cinco pozos productores; en el último plan presentado por Pemex sólo se contempla el funcionamiento de un pozo hasta marzo.14 La CNH también informa que en diciembre existían dos pozos productores en Ixachi, Ixachi-1 y un pozo delimitador. Ninguno de los dos reporta producción de aceite, sólo de gas no asociado.

La meta para este año es que en diciembre los veinte campos prioritarios produzcan 267 000 barriles diarios, cifra al parecer más que inalcanzable.

Aunque la producción de Pemex no sigue cayendo al mismo ritmo del sexenio pasado, la estrategia planteada en el Plan de Negocios no se ha ejecutado. La estabilidad de la plataforma petrolera se debe a una recuperación en campos maduros, lo que podría llevar a una declinación acelerada, pero no al desarrollo de los campos prioritarios tan anunciados por este gobierno.

El panorama no es muy distinto en Transformación Industrial. Las metas de utilización de las refinerías no se cumplieron. Los márgenes de refinación se han deteriorado y la construcción de la refinería de Dos Bocas está atrasada. Según el informe del cuarto trimestre sobre la situación económica, las finanzas y la deuda públicas enviado por la SHCP al Congreso, en el anexo de avance físico y financiero de los proyectos de inversión, de los 50 000 millones de pesos aprobados para el proyecto de la nueva refinería de Dos Bocas, entre enero y diciembre del 2019, solamente se ejercieron 356 000 pesos, prácticamente 0 %. En cuanto al adelanto físico acumulado desde el inicio del programa o proyecto hasta el mes de diciembre, el mismo reporte señala que para el componente de estudios había un avance del 0.39 %. Para ingeniería, procura y construcción de plantas de proceso, equipos y servicios auxiliares para la instalación de la refinería el progreso a diciembre era de 0 %.15

El Plan de Negocios de Pemex 2019-2023 contemplaba para el año pasado el proceso de 643 000 barriles diarios en el Sistema Nacional de Refinación. En el último reporte de proceso de crudo de la Secretaría de Energía16 aparece que el procesamiento de crudo durante el 2019 alcanzó 592 010 barriles: una utilización de 36.1 %, comparado con 37.3 % en 2018 y 39.2 % en 2017, según el propio Plan de Negocios de Pemex. No sólo se incumplieron los objetivos de utilización, sino que se observa una degradación de los márgenes de refinación de Pemex. El margen de refinación es la diferencia en precios entre los insumos: el petróleo que entra a una refinería y el valor de los productos terminados. Éste depende en gran medida de la calidad de los productos obtenidos del petróleo.

En el primer trimestre del 2019 hubo una mejora sustantiva de los márgenes de refinación, que pasaron de -10.97 dólares por barril en el cuarto trimestre del 2018 a 5.26 dólares durante el segundo trimestre; el margen volvió a ser negativo por 99 centavos de dólar por barril y durante el cuarto trimestre se recuperó a 1.66 dólares por barril.17 Las cifras aún distan mucho de los márgenes de refinación de las refinerías del golfo de México que históricamente rondan los 7 dólares por barril.18

La principal apuesta de este gobierno para “recuperar la soberanía energética” es la construcción de la refinería de Dos Bocas, con un costo estimado de 8000 millones de dólares. El presidente insiste en que estará lista en 2022. El año pasado Dos Bocas presentó varios problemas: en mayo se declaró desierta la licitación para seleccionar al gerente de proyecto. Las empresas invitadas presentaron tiempos y presupuestos que superaron los requeridos por el gobierno. La Secretaría de Energía, que nunca ha construido una refinería, tomó la gerencia del proyecto. Aunque la secretaria Rocío Nahle ha afirmado que Dos Bocas va viento en popa y sin retrasos, a un año de la nueva administración lo único que puede presumir de esta obra es que el terreno “ya está listo”19 y que ha iniciado el proceso de contratación de equipos críticos. Por los avances que se tienen a la fecha, parece poco probable que la obra concluya en la fecha que prevé el Plan de Negocios de Pemex.

Pemex está en una situación crítica y representa un riesgo sistémico para la economía mexicana. Esta situación es previa a la llegada del gobierno actual pero sí es su responsabilidad.

Hasta ahora, las proyecciones, luego corregidas, no se han cumplido en Exploración y Producción ni en Transformación Industrial. Para el desarrollo de nuevos campos, de acuerdo con expertos consultados por la agencia de noticias Bloomberg,20 el incumplimiento se debe a que Pemex contrató los servicios de perforación a empresas sin experiencia. El plan de desarrollo acelerado, con costos irreales, pecaba de ambicioso y Pemex decidió otorgar los contratos a pequeñas empresas sin experiencia en lugar de a las grandes de servicios petroleros como Schlumberger o Halliburton.21 Esto mientras los costos de inversión para los campos prioritarios parecen haber sido subestimados por la paraestatal. El banco de inversión Morgan Stanley reporta22 que los costos estimados para nuevos desarrollos son de 5 dólares por barril, incluidos los de inversión y de operación. Es significativamente inferior al resto de los activos de Pemex, que oscilan entre 7 dólares por barril en Abkatún-Pol-Chuc, Samaria-Luna, Ku-Maloob-Zaap y hasta 40 dólares en Cantarell.

No sólo es el desempeño operativo. Pemex está plagado de problemas administrativos. Al momento de escribir estas líneas, sigue sin haber un director de Pemex Exploración y Producción, quizá el puesto más importante de la paraestatal. A Miguel Ángel Lozada, titular nombrado al inicio de este sexenio, lo inhabilitó la Secretaría de la Función Pública durante diez años por su participación en el escándalo de La Estafa Maestra.

Al mismo tiempo, el gobierno cancela opciones. Más allá de la negativa de retomar los farmouts para que Pemex pueda asociarse con privados y poder compartir riesgos financieros, tecnológicos y geológicos en áreas donde no tiene experiencia, como aguas profundas; sus acciones no hacen más que ahuyentar las posibles inversiones privadas que podrían ayudar a Pemex. La disputa por la operación del yacimiento Zama es el ejemplo perfecto. El consorcio liderado por la estadunidense Talos Energy está listo para desarrollar el yacimiento de casi 700 millones de barriles, descubierto en 2017, donde han invertido más de 250 millones de dólares.23 Sin embargo, Pemex alega que le corresponde este campo, la explotación y operación porque más de la mitad del yacimiento se encuentra en una asignación suya a pesar de no haber presentado ninguna evidencia. Esta expropiación de facto manda la señal de que este gobierno no está dispuesto a cumplir sus compromisos. Con este antecedente se antoja complicado que en adelante una empresa decida invertir en cualquier tipo de esquema de asociación.

Parece inminente que Pemex pierda la calificación de inversión. Los mercados ya asumen que la paraestatal perderá el grado de inversión y están obligándola a compensar a los inversionistas por este nivel de riesgo. Mientras que las colocaciones del año pasado de Pemex ofrecieron un rendimiento de 6.85 % a diez años, empresas mexicanas como la petroquímica Alpek se fondearon a 4.29 %. Los rendimientos que Pemex tuvo que pagar el año pasado fueron 132 puntos base más que el costo de fondeo promedio de los bonos emitidos a diez años por empresas petroleras estatales como Petrobras, Ecopetrol, ENI y Aramco; en 2019 fue de 5.53 %.24

La falta de resultados no sólo representa un riesgo para la petrolera, sino para la economía mexicana y las finanzas públicas. Las coberturas petroleras adquiridas protegen al gobierno de una caída del precio del petróleo, pero no de una caída en la producción. Los criterios económicos de la SHCP asumen una plataforma de producción promedio para 2020 de 1.95 millones de barriles diarios,25 un aumento de 16 % frente al 2018. Cumplir estas metas se antoja imposible, lo que en conjunto con el incremento del costo de fondeo pondría más presión sobre las finanzas públicas y la economía mexicana de las que vivimos en 2019. Ya sin la mitad de los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización, esto podría incluso llevar a México como soberano a perder el grado inversión en el mediano plazo, lo que podría resultar catastrófico para el conjunto de la economía.

El gobierno y los datos habitan realidades distintas. El gobierno insiste en que vamos a regresar a la época dorada donde el petróleo pagaba las cuentas, pero los datos muestran que la gallina de los huevos de oro está agonizando. Por cómo la dejó el gobierno anterior, sí, pero eso no cambia la realidad. Si queremos salvar a la gallina y evitar que su muerte nos arrastre hay que abandonar la retórica nacionalista y hacer uso de todas las herramientas posibles. De lo contrario es posible que la bendición de la gallina de los huevos de oro se convierta en maldición.

Jorge Andrés Castañeda

Analista en temas económicos.

1 https://bit.ly/2VsVKgQ.

2 Plan de Negocios de Pemex, 2019-2023, disponible en: https://bit.ly/2I4IzuJ.

3 https://bit.ly/2wUaPOk.

4 ASF. Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2018, Segunda Entrega

5 Calpers Global Fixed Sustainable Investment

Practice Guidelines https://bit.ly/2Toxt90.

6 Calpers 2018-2019 Annual Investment Report https://bit.ly/32JfhLP.

7 CalSTRTS Current Investment Portfolio, 31 de

diciembre de 2019 https://bit.ly/3ceqIz7.

8 Moody’s Petróleos Mexicanos Semi Annual

Update to Credit Analysis https://bit.ly/2I3qwoA.

9 En este artículo se utilizarán, para el análisis de los datos de producción, los de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y no los del Sistema de Información Energética o de Pemex: https://sih.hidrocarburos.gob.mx.

10 Ver: https://bit.ly/3cccjDD.

11 Presentación a inversionistas, septiembre de

2019. https://bit.ly/3a92Wmr.

12 https://bit.ly/2I4jvnG.

13 https://bit.ly/2TzDdx1.

14 https://bit.ly/39ia5kx.

15 Informes sobre la Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública Cuarto Trimestre de 2019, Anexo XIX. Avance físico y financiero de los programas y proyectos de inversión, Ramo 52 Petróleos Mexicanos, claves 00000058191 y 00000058193

16 Sistema de Información Energética: http://sie.energia.gob.mx.

17 Reporte de resultados de Pemex al tercer trimestre de 2019. https://bit.ly/38bWHwZ.

18 IMCO, “Diagnóstico IMCO Refinería Dos

Bocas”, abril 2019. https://bit.ly/388gahK.

19 https://bit.ly/2uBl0Xc.

20 https://bloom.bg/2I1Byuv.

21 “Mexico’s Rush to Add Oil Wells Falters, Hobbling Needed Growth”, en: https://bloom.bg/2I1Byuv.

22 Mexico Strategy & Economics: Still a Challenging Path Ahead, Morgan Stanley Research, 30 de Julio de 2019.

23 Exclusive: Standoff with Pemex is slowing talks

over developing oil find – Talos CEO https://reut.rs/3971d0V.

24 https://bit.ly/32CWOjJ.

25 Criterios Generales de Política Económica 2020 https://bit.ly/2uBWgy1.