claro que no pertenezco ni tengo afiliación alguna a partidos políticos; mis aportaciones son de estadística y análisis basadas en mi experiencia de ingeniero en la industria de la energía, así como en economía para la planeación, diseño y operación (campo) en proyectos de esta índole
Continuamos hablando sólo de una parte de la energía en México cuando el mundo ya cambió hace cinco segundos en un plan al 2050 para determinar el potencial de materia prima necesaria para producir la forma en que la sociedad se moverá.
Realizaremos una breve descripción de cada industria en el mercado energético para establecer quién y cómo interviene con base en funciones/facultades.
La industria de hidrocarburos debemos dividirla en mercado de extracción, transformación, distribución y comercialización:
Extracción (incluye exploración): en México debemos aclarar que Pemex no controla el mercado ni dictamina las políticas energéticas en hidrocarburos (muchos años atrás esta empresa las realizaba por su peso dentro del Producto Interno Bruto), actualmente existen instituciones, reguladores y comisiones que ayudan no sólo a maximizar el potencial de extracción o transformación del petróleo/gas del país, sino que contribuyen para tener un mercado organizado y que no existan costos de producción altos (como en años anteriores cuando había precios Pemex) que conlleven a tener una menor ganancia por cada barril a la nación, cuando es puesto en superficie para su comercialización dentro y fuera del país.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) no dictamina-controla la política energética o indica qué tipo de contratos deberán realizar a una licitación, ellos son el medio y herramienta de la Secretaría de Energía/Secretaría de Hacienda y Crédito Público para establecer el mejor modelo técnico-económico para desarrollar la explotación de un área, siendo la CNH un aliado y brazo estratégico técnico-económico de análisis para orientar/visualizar/administrar/opinar sobre lo mejor del país en cuanto a la forma más adecuada de explotación de hidrocarburos.
En 2014 existe una separación de la forma para extraer los hidrocarburos ante el incremento del riesgo geológico y éxito comercial en algunas áreas a desarrollar en función de la certificación y estudios de yacimientos, por la declinación natural de algunos campos como Cantarell, dando apertura a privados que asumirían riesgos que la nación no debería tomar y sólo dedicar a mantener una producción base de hidrocarburos, siendo fallida esta última al reducir el presupuesto de la empresa productiva del Estado en 2015.
El objetivo idealizado era disminuir el riesgo financiero de la nación ante proyectos de alto riesgo y de larga recuperación de la inversión, en función de la maduración de los yacimientos. El único error cometido en la industria de hidrocarburos es haber conjeturado que las empresas que ganaron las rondas y contratos invertirían en forma abrupta y sin planeación, siendo esto –en un mercado real– imposible de realizar al no tener conocimiento, certeza y teorías técnicas soportadas por estudios propios del volumen o potencial del área ganada.
Cabe mencionar y dejar en claro que en los contratos que surgieron en 2015 la producción inicial era de alrededor de mil barriles y hoy día tienen más de 70 mil, lo cual es favorable para el país; considerando que ellos no contaban con la información del yacimiento hasta que tuvieron acceso a la misma al ganar el contrato. En el enlace siguiente se podrá encontrar la producción de cada campo, asignaciones de Pemex y contratos de privados: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/ dashboards.php.
En el enlace podemos encontrar la división entre las asignaciones (415) y contratos (111), en los que al primero de enero la primera representaba mil 551 millones de barriles diarios (en 2016 era de 2 mil 259) y contratos de 71 mil barriles diarios (en 2016, mil 478 barriles) para dar una producción nacional de mil 621 millones de barriles diarios (en 2016, era de 2 mil 259 millones). https://hidrocarburos.gob.mx/ estad%C3%ADsticas/.
Cabe mencionar que los contratos tienen que realizar, además de las inversiones programadas, comprometidas y aprobadas de acuerdo con su plan de exploración o desarrollo en tres rubros: transferencias en favor de Pemex; ingresos al Fondo Mexicano del Petróleo por bonos y contraprestaciones que en 2017 fueron de mil 476 millones de dólares y en 2018 de mil 630 millones, para dar un acumulado de 3 mil 106 millones de dólares y en moneda nacional de 59 mil millones de pesos, que la tendencia es aumentar conforme mayor cantidad de hidrocarburos extraigan. El petróleo extraído tiene una trazabilidad rigurosa a través del Fondo Mexicano del Petróleo, el cual administra y transparenta el origen y destino de los ingresos petroleros, es decir, nadie vende o comercializa los hidrocarburos sin la supervisión del fondo. http://www.fmped.org.mx/.
En 2019, entre contratos y farm-outs autorizados por la CNH, la inversión programada será de 3 mil 1 millones de dólares y ligado a asignaciones de Pemex de 10 mil 549 millones da un total de 13 mil 550 millones. Es necesario entender que la producción nacional ahora está compuesta por Pemex + privados, estos últimos ayudarán a tener la materia prima suficiente para refinerías o exportación. Pero falta incrementar la inversión, que deberá ser mayor para Pemex en 2020, entre los 18 mil millones, y privados, más de 4 mil millones; y en 2024, de alrededor de 30 a 35 mil millones de dólares entre ambas partes. Esto sólo se logrará por medio de la reducción del riesgo geológico y éxito comercial de cada pozo perforado y la buena administración de cada yacimiento en su forma de explotarlo.
Fuente: Sener/Pemex/CNH.
* Analista/asesor en energía y economía.
