Por: Jhovany Amastal Molina
Las dinámicas comerciales de hidrocarburos han generado un sistema de gobernanza regional que se configuran a partir de la distribución desigual de ciertos recursos energéticos y, consecuentemente, del desarrollo de industrias específicas, por lo que en este breve artículo se tiene como objetivo describir el panorama de producción del crudo pesado de México dada su importancia del mercado general de América del Norte.
El fin de la industria nacional clásica
Indiscutiblemente, la producción general de petróleo en México ha comenzado a decaer como resultado, en primera estancia, de la deficiente administración de yacimientos, prácticas inadecuadas de producción, subinversión secular en actividades de exploración y desarrollo, así como una asignación poco eficiente de inversión y, en segundo lugar, por es el declive natural de los principales zonas productoras de petróleo, la cual, registró una disminución del 42% en 2017 con respecto a 2004 (punto máximo de producción).
En torno a este último punto, Lajous (2019) considera que de entre los 12 activos en que se agrupan los campos productores de México –uno de los cuales, el Litoral de Tabasco– ya iniciaron su propia declinación, además, según señala, es posible que el complejo “Ku-Maloob-Zaap haya alcanzado su nivel máximo de producción en el año 2017” mientras que “en la cuenca de Chicontepec sólo se ha podido extraer una baja proporción de sus reservas; la cuenca de Veracruz produce pequeños volúmenes de crudo y ocho activos más se encuentran en una fase avanzada de declinación”.
De esta forma, se observa una clara transición hacia nuevos centros de producción en las aguas profundas y ultra-profundas en el Golfo de México, e incluso a yacimientos no convencionales del norte del país y Chicontepec. Tal tendencia se justifica tras los nuevos descubrimientos en estas zonas, como es el caso del pozo Ixachil al sur del puerto de Veracruz o, recientemente, Manik 101-A y Mulach 1. “Lo que parece más interesante de Ixachil [así como de los recientes hallazgos] es que no es un campo maduro. Es un esfuerzo exploratorio, [por lo que] podríamos ver varios descubrimientos como Ixachil simultáneamente en los siguientes años”, de acuerdo con el director general de la consultora especializada GMEC, Gonzalo Monroy.
El crudo pesado ¿la nueva oportunidad?
El punto por destacar dentro de esta dinámica es el posible aumento de crudo pesado —22 grados de gravedad API y 3.5% de azufre— que, en la actualidad, representa el 58% de la producción total mexicana (véase gráfica 1), además de ser el 90% de nuestras exportaciones. En este sentido, la industria del petróleo pesado, pese al declive de los últimos años, se ha colocado como la base principal del sector energético en México, especialmente, al considerar la modificación de la calidad de los crudos como el Olmeca y de Altamira que ha dado como resultado la creación de nuevas categorías de crudo pesado como el Talám.
Si bien esta industria se sea relacionado con un tipo de negocio que generalmente conlleva un alto costo de capital así como altas barreras de entrada y baja transportabilidad; desde una visión más amplia, sus acciones tienden a recuperarse al comienzo de un repunte económico y son, de la misma manera, los primeros en beneficiarse de un aumento en la demanda (Santos et al. 2014), lo cual, genera un rendimiento a largo plazo que promueve de la continuidad de su producción.
Aunado a ello, sus índices de extracción se han fortalecido por factores como la merma del suministro global de petróleo (de fácil acceso); los altos precios de la energía, así como la necesidad de restituir las reservas; factores que han profundizado el interés de las empresas privadas en el desarrollo del crudo pesado que equivale aproximadamente al 65% de las reservas totales en el mundo. Incluso, esta tendencia ha llevado a países como Estados Unidos, a invertir miles de millones de dólares en cokers y otras unidades de procesamiento de petróleo pesado durante las últimas, cuyo principal complejo se localiza en el Golfo de México. Zona que tal y como se muestra en el mapa 1, se han registrado una mayor cantidad de inversiones en exploración por parte de México que, según datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (2019), ascendieron en 2018 a aproximadamente 2,752 millones de dólares.
Mapa 1. Inversiones en estudios exploratorios
Estimado de inversión en dólares por aproximadamente 40km2
Tomado de: Comisión Nacional de Hidrocarburos (2019)
Desde esta perspectiva, el pivote para la región se encuentran en el complejo energético del Golfo de México, al contar (en la zona estadounidense) con una capacidad de refinación (de pesado) de 8,622, 411 b/cd, lo que equivale al 46% de la capacidad total de refinación de los Estados Unidos. Por ello, la dinámica de importación de crudo este último país representa aproximadamente el 41% del total de sus importaciones; cantidad que es abastecida, principalmente por Canadá y México al representar el 55% y 14% de sus impotaciones totales.
No obstante, el escenario se ha vulnerable pues, por ejemplo, Canadá que, pese a que se ha colocado como la principal fuente de abastecimientos, sus índices de producción han generado un diferencial de precios entre el crudo pesado canadiense —conocido como Western Canadian Select (WCS) — y el índice de referencia de América del Norte West Texas Intermediate (WTI). Las causas fundamentales de este acontecimiento es, irónicamente, el incremento de sus niveles de producción y, sobre todo, la insuficiencia de transporte de Alberta a las costas del Golfo pues, según datos de Baytex Energy Corporation, de una capacidad instalada de 4mmbd, se estima contar con una capacidad efectivamente disponible de 3.3 mmbd. Las consecuencias de esta debilidad se han hecho presentes desde 2017, año en el que el suministro de petróleo crudo aumentó a 4.2 millones de b/d, superando la capacidad total del ducto que sale del oeste de Canadá.
Estos obstáculos parecen no desaparecer de forma inmediata dado que el proyecto de remplazo de la línea tres de Enbridge que planea incrementar la capacidad de transporte de 390 a 760 mbd, sólo el 20% será utilizado para el crudo pesado; el oleoducto Trans Mountain, por su parte, ha sido suspendido por restricciones legales y regulatorias. La alternativa “adecuada” sería transportar por medio de transporte ferroviarios, sin embargo, esto elevaría de manera considerable su costo, además de que se ha registrado una competencia entre productores de petróleo, agricultores y compañías de granos por el espacio en los vagones, generando una desaceleración de su producción, así como disminuciones en sus exportaciones; tendencia que se mantendrá al menos, hasta poder justificar económicamente la construcción de múltiples oleoductos en los próximos meses.
Dentro de una perspectiva internacional, el escenario tampoco ha favorecido pues, las actuales sanciones a Venezuela, pronostica un debilitamiento mayor a las exportaciones de petróleo no sólo frente a la incertidumbre que significa para los inversionistas sino también por el endeudamiento que este país tiene con Rusia y China, lo cual, pronostica que de haber un aumento en su producción esta no sería dirigida al mercado norteamericano sino euro-asiático. Bajo el mismo espectro, el recorte de la producción en Alberta (de 325,000 barriles por día) y Arabia Saudita (500,000 barriles al día), han provocado un “desabasto” de crudo pesado en el mercado, dejando a las “refinerías del Golfo de México en un aprieto” (Tuttle y Tobben 2019).
Por tanto, este escenario refleja un mercado en ascenso que puede ser ampliamente aprovechado por los tres países que integran la región, pero sobre todo para México dada la complementariedad geo-industrial que, de ser aprovechada adecuadamente, podría convertir a la zona en un polo importante de producción energética, favoreciendo de manera directa al desarrollo comercial y de inversiones dentro del mercado regional. Por ello, es de vital importancia gestionar nuevos procesos de producción, entendidos no como la introducción de nuevas técnicas de desarrollo, como la industria shale, sino más bien por medio de la optimización de los ya existentes.
Fuentes de consulta
Comisión Nacional de Hidrocarburos. 2019. “Inversiones en Estudios Exploratorios”. México D.F. https://hidrocarburos.gob.mx/media/1782/cnih-estadístico_23ene19.pdf.
Lajous, Adrian. 2019. “Declinación y destino de las exportaciones de petróleo crudo mexicano”. Foro Internacional 1: 189–259. doi:10.24201/fi.v59il.2585.
Santos, R G, W Loh, A C Bannwart, y O V Trevisan. 2014. “an Overview of Heavy Oil Properties and Its Recovery and Transportation Methods” 31 (03): 571–90. doi:10.1590/0104-6632.20140313s00001853.
Secretaría de Energía. 2019. “Producción de petróleo crudo por tipo y región (vigente a partir de 2002)”. Sistema de Información Energética. http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&cvecua=PMXB1C04.
Tuttle, Robert, y Sheela Tobben. 2019. “Saudi and Canadian Cuts Are Leaving World Hungry for Heavy Crude”. Bloomberg. https://www.bloomberg.com/news/articles/2019-01-11/saudi-and-canadian-cuts-are-leaving-world-hungry-for-heavy-crude.
