ARTURO CSARRANZA GUERECAI. REFORMA
En 2010, Francisco Labastida Ochoa utilizó la tribuna del Senado para hablar sobre Pemex. En el contexto de la conmemoración del 72 aniversario de la expropiación petrolera, el entonces presidente de la Comisión de Energía de la Cámara Alta afirmó que la empresa estaba quebrada.
Aquellas palabras resonaron en diversos sectores de la sociedad. Venían de un político profesional y prudente, que en los años 80 había sido Secretario de Energía, Minas e Industria Paraestatal y que en 2000 fue candidato presidencial.
En su argumentación, Labastida refirió una multiplicidad de desafíos, algunos operativos y otros que encontraban raíz en la relación entre Pemex y el Gobierno. De ellos, destacó la situación financiera y la producción de petróleo de la empresa.
Explicó que en 2009, Pemex había reportado una pérdida neta de 46 mil millones de pesos y un patrimonio negativo de 66 mil millones. Esto se explicaba por el régimen fiscal de la empresa. Sobre la producción de petróleo, dijo que había dejado de producir 800 mil barriles diarios entre 2008 y 2009, un desplome de 21.7% en un año.
Lo dicho por Labastida adquiere hoy una connotación especial. Sus palabras ofrecen la posibilidad de recordar los esfuerzos que se hicieron para intentar revertir lo que era un diagnóstico razonablemente aceptado. También ayudan a comprender mejor la discusión actual sobre la viabilidad de Pemex.
En este sentido, debe reconocerse que los cambios legislativos de 2013-2014 le dieron a Pemex herramientas para mejorar su situación financiera y operativa. La Ley de Petróleos Mexicanos -decretada en 2014- liberó a la empresa de restricciones vinculadas a su organización y régimen presupuestario. Convertirla en Empresa Productiva del Estado permitió que explorará y produjera petróleo en asociación con terceros.
Como consecuencia, en 2016 Pemex se asoció con BHP Billiton para explotar Trion, un bloque en aguas profundas. BHP Billiton pagó 789 millones de dólares a Pemex a cambio de una participación de 60% en este bloque. Actualmente, Woodside Energy posee esta participación y ha anunciado que invertirá 4 mil 800 millones de dólares en este proyecto.
Además de Trion, en 2017 Pemex materializó asociaciones en Ogarrio y Cárdenas-Mora. En estos campos terrestres, en Tabasco, las alianzas fueron con Wintershall DEA, que pagó 403 millones de dólares por 50% de participación en Ogarrio, y con Cheiron, que dio 166 millones por 50% de Cárdenas-Mora.
Al cierre de 2022, Pemex produjo 5 mil 400 barriles diarios de petróleo en Ogarrio y 5 mil 300 barriles en Cárdenas-Mora.
No fueron las únicas asociaciones. En las rondas petroleras de 2016-2017, por ejemplo, Pemex se asoció con otras petroleras para licitar y ganar contratos que representan algo del futuro de la producción de petróleo de México.
La llegada de un nuevo Gobierno en 2018, no obstante, detuvo la instrumentación de estas asociaciones. Atrás de la decisión está una visión que considera que estos mecanismos reducen las capacidades de Pemex. En función de esto se optó por los contratos de servicios (CSIEEs): esquemas en los que Pemex absorbe los riesgos financieros y operativos al momento de explorar y producir hidrocarburos.
La renuncia a las asociaciones y el uso de CSIEEs explica el anuncio de Moody’s de poner en perspectiva negativa la nota de Pemex, debido a que el modelo de negocio hará que en el futuro enfrente mayores riesgos crediticios por su incapacidad para aumentar la inversión en capital y mejorar su desempeño financiero y operativo.
Lo señalado por Moody’s es una crítica al camino escogido en esta administración. Después de casi 5 años de retomar los CSIEEs, se ve remota la posibilidad de que Pemex pueda cumplir con la meta de producción de 2 millones de barriles diarios de petróleo. Es, por otro lado, una invitación a retomar las asociaciones con terceros, esquemas que han permitido compartir experiencias y recursos que generan valor económico y rentabilidad para el Estado mexicano.
Experto en temas energéticos
@Art_Carranza