Con el desplome en los precios internacionales del petróleo y la caída del peso respecto al dólar, sobrevino un problema mucho más intrínseco y difícil: la acelerada baja en la producción de sus campos más importantes, superior a todos los cálculos que habían publicado los funcionarios de la nueva empresa productiva estatal.
Para no seguir acumulando pérdidas, la petrolera se alista a vender instalaciones que han mantenido “durante muchos años” con la confianza de que la llegada de la inversión extranjera les ayude a mitigar el crecimiento de la deuda.
Esta decisión contradice una década de discursos de funcionarios públicos.
‘Ni un tornillo’
El discurso de que en Pemex no se vendería “ni un tornillo, ni una tuerca” después de la reforma energética inició durante las discusiones de transformación en 2007, que derivaron en la aprobación de los modelos de contrato incentivados.
Se retomó entre 2012 y 2013, cuando se cabildeaban en el Congreso las modificaciones constitucionales que resultaron en la autorización de contratos de utilidad compartida, riesgo compartido y licencias, además de la modificación del régimen fiscal de Pemex y su conversión de paraestatal en empresa productiva del Estado.
Quien más reiteró estas afirmaciones fue el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, quien dijo en numerosas entrevistas e intervenciones públicas que no se trataba de “vender ni un solo tornillo”, sino de modernizar a la petrolera.
Esta misma frase fue usada por el presidente del Partido Acción Nacional (PAN), Gustavo Madero; por el director general de Pemex, Emilio Lozoya, y por el senador David Penchyna, principal operador de la reforma por parte del PRI.
Ese argumento lo usaron todos en sus alocuciones en defensa de las modificaciones legales que derivaron en la transformación de Pemex en dos subsidiarias, en lugar de cuatro.
Ante la presentación de los resultados financieros de 2014 calificados por Pemex como “altamente insatisfactorios”, ese discurso se vino abajo.
Los representantes de bancos, financieras y aseguradores, preguntaron a los directivos de Pemex cuánto pensaban que repuntaría la producción durante 2015.
La respuesta que dio Gustavo Hernández, director general en Pemex Exploración y Producción, fue que este año procurarán mantener la producción sin que continúe una caída precipitada y a partir de 2016 esperan ver “algo de repunte”.
El director de Finanzas de la empresa, Mario Beauregard, trató de calmar a los inversionistas ante este anuncio con una respuesta que echa por tierra años de discurso oficial.
Dijo que se sienten confiados en que ahora, gracias a la reforma energética, Pemex puede hacer frente a su crisis financiera mediante la “monetización de activos que ha venido acumulando”.
La única acepción de esta palabra que registra el diccionario de la Real Academia Española es que “monetizar” significa “hacer moneda”, esto es, vender algo para obtener dinero a cambio.
Beauregard explicó a los inversionistas que esta monetización de activos que históricamente han pertenecido a Pemex se dará “a través de vehículos que hay en el mercado, podríamos monetizar activos y utilizarlo para nuevos proyectos de inversión”.
Una declinación ‘descalibrada’
La decisión de vender activos está fincada en una crisis aguda en la producción y ventas de la petrolera.
El informe que presentó Pemex a inversionistas resultó un rosario de malas noticias, muchas de las cuales fueron achacadas a problemas “exógenos e inerciales” . No admitieron culpa alguna.
A cada cuestionamiento sobre los malos resultados de 2014 le siguió una explicación sobre el aumento en la producción de petróleo en Estados Unidos y su consecuencia en la baja del precio internacional, o sobre la disminución en la actividad económica en Europa.
En ningún punto los funcionarios admitieron error alguno que fuera mejorable.
Únicamente respondieron que parte en las cifras de baja en la producción de sus campos más importantes, principalmente los ubicados en la sonda de Campeche, se debió a ciertos problemas en los aparatos medidores de la producción.
Gustavo Hernández explicó que estos medidores estuvieron “descalibrados” por lo cual no midieron correctamente.
Aclaró que ya fueron reparados y en este año tendrán “mayor certidumbre” sobre las cifras de producción.
Contraria a la explicación dada a los inversionistas, en su reporte preliminar para el año recién concluido, la petrolera justifica que la baja en la producción de crudo se concentró en el aceite pesado -de mayor densidad- del yacimiento de Cantarell, en el Golfo de México, además del crudo ultraligero del activo Samaria-Luna, ubicado en tierras continentales de Tabasco.
En Cantarell, la caída del 10.2 por ciento en la producción estuvo causada por la “declinación natural de campos” y el aumento en la salida de agua de los pozos “altamente fracturados”. Una declinación aún mayor tuvieron los campos Pijije y Sen en tierras tabasqueñas del Activo Samaria-Luna.
La “declinación natural” y una alta “concentración de sales” redujeron la producción en otros dos campos del activo Macuspana-Muspac, en Chiapas.
Como único repunte, la petrolera presentó un aumento de apenas 0.9 por ciento que registraron en los campos Tsimin,
Onel, Xanab y Kambesah, en el litoral de Tabasco y las cuencas del sureste, frente a las costas de Campeche.
Estos campos han significado desde su descubrimiento en 2008 las mayores esperanzas de Pemex en mantener la producción de petróleo de fácil acceso, que es mucho más barato en la producción.
Potenciar la producción
Desde los 80, Pemex defendió la tesis de que la producción solo puede potenciarse con un crecimiento exponencial de la inversión. En enero, luego de la caída del precio del crudo y el aumento del cambio del peso respecto al dólar, el Gobierno Federal anunció una reducción de 62 mil millones de pesos a la petrolera.
En la presentación a inversionistas, el director de Finanzas, Mario Beauregard, confirmó que el 80 por ciento de este recorte se dará en la inversión.
Solución: inversión privada
Todas las respuestas a la crisis parecen conducir a la inversión privada.
Mario Beauregard resumió que en los últimos seis meses del año pasado la caída del precio de la mezcla mexicana fue de 56 por ciento, de 102 dólares por barril en junio a 45 al cierre de diciembre.
Los analistas, dijo, prevén un cambio estructural, que traerá precios bajos por varios meses e inclusive años.
El director de Finanzas, Beauregard, quien tiene en su historial como funcionario público haber sido uno de los principales diseñadores y administradores del Fobaproa, aseguró sin molestia que “la reforma (energética) amplía el margen de maniobra para tomar medidas que reviertan estos resultados altamente insatisfactorios para la administración” de la petrolera.
Estas medidas, admitió, incluyen la posibilidad de invertir gracias al capital privado en asociaciones para explotar los campos que históricamente ha tenido asignados Pemex.
“Antes de la reforma teníamos dos formas de financiar, con recursos propios generados en la empresa o con deuda. Por eso hemos visto hasta el año pasado este nivel creciente de la deuda.
“Hacia adelante no nos sentimos preocupados. La gran ventaja que tenemos, por lo que no deberíamos ver un crecimiento igual, es que con la reforma una forma de financiar es a través de las asociaciones que podremos tener con el sector privado, atraer inversión privada para proyectos de Pemex”, dijo Beauregard.
FUENTE: REPORTE INDIGO.
AUTOR: PENILEY RAMÍREZ.
