Pemex: vuelta a empezar
Cuando se filtró que Pemex recortaría su presupuesto en el 4T24 y dejaría de contratar a nuevos contratistas, el nuevo director del brazo de E&P, Néstor Martínez, dijo que esperaba que la producción de petróleo de la empresa cayera en unos minúsculos 5.000 barriles diarios (bpd), de unos 1,42 millones de bpd sin condensados. Sin embargo, algunos altos cargos del sector advirtieron de que la cifra podría ser mucho mayor, en función de los detalles de las tareas que iban a verse afectadas por la reducción del gasto, en particular lo que se conoce como amortizaciones de pozos importantes. Sin esas obras, explicaron, un pozo no puede seguir bombeando crudo y debe cerrarse para evitar vertidos o explosiones.
Cuando se les pregunta por una previsión más realista, las mismas fuentes estiman que la producción podría caer en decenas de miles, quizá incluso en cien mil barriles diarios, una cifra que al principio parecía excesivamente pesimista. Sin embargo, personas familiarizadas con los informes diarios de producción de la empresa estatal afirman ahora que la producción de crudo de Pemex bien podría caer entre 100.000 y 150.000 barriles diarios, aunque advierten de que hay que tener cuidado con esas cifras preliminares porque podrían variar respecto a los datos medios que se publicarán a finales de este mes. Sin embargo, aunque esa pérdida de producción ocurriera a finales de noviembre, es probable que se extienda a diciembre, ya que Pemex mantuvo la pausa en la contratación de servicios y el retraso en los pagos a sus proveedores para hacer frente a su anunciado recorte presupuestal para finales de este año.
La pérdida de 150.000 bpd reduciría la producción de crudo de Pemex de 1,42 a 1,27 millones de bpd, un nivel no visto desde los años setenta. Esa cifra aumenta cuando la empresa añade unos 260.000 bpd de condensados de petróleo. Pero la producción total de crudo y condensados de petróleo podría bajar de 1.78mn a 1.63mn bpd, una cifra por debajo de la observada en enero de 2019, el peor mes de la administración pasada, a pesar de todos los esfuerzos y fondos gastados en los últimos seis años para apuntalar a la empresa y asegurar la soberanía energética. Vuelta a empezar, al menos en producción de crudo y condensados de petróleo.
¿Cuánto se tardaría en recuperar 150.000 bpd?
Tras la explosión en 2021 de una plataforma de producción en el mayor yacimiento petrolífero de la empresa, Ku-Maloob-Zaap (KMZ), que redujo su extracción de hidrocarburos en 412.000 bpd, la empresa se apresuró a recuperar esa producción. Algunos expertos podrían argumentar que tras la explosión los yacimientos no eran los mismos, pero finalmente la producción se restableció en su mayor parte en las semanas y meses siguientes.
La situación actual de Pemex, sin embargo, es radicalmente distinta, más que nada porque el declive de la extracción se debe a la falta de fondos. Además, los expertos señalan que restablecer la producción de esos yacimientos podría costar mucho más que el ahorro conseguido hoy. No obstante, la empresa y sus directivos parecen decididos a cumplir los recortes prometidos. Pemex ha congelado la mayoría de sus nuevos acuerdos con proveedores, deteniendo todos los procesos en curso, según un documento firmado por el director de Pemex E&P, Néstor Martínez, fechado el 12 de noviembre. Sólo pueden seguir adelante los contratos relacionados con “operaciones cruciales”.
Así pues, no es de extrañar que la actividad de E&P parezca estar desplomándose. Los datos de actividad de perforación sugieren que Pemex ha recortado servicios de perforadoras como CP Latina, Perforadora Latina, Borr Drilling y Paratus Energy, algo que destacamos en nuestro boletín anterior. Los datos muestran que Pemex y otras empresas perforaron 92 pozos de enero a agosto de este año, 50% menos que los 181 perforados en el mismo periodo hace un año. De esos pozos, Pemex perforó 85, un descenso de 38% en comparación con los 136 pozos que perforó en 2023.
La actividad de perforación en lo que va de año está incluso por detrás de las tasas observadas durante la pandemia de Covid-19, cuando el gobierno empujó a Pemex a continuar su actividad de exploración y producción a pesar de los bajos precios del petróleo. Las cifras separadas de Pemex en septiembre muestran que la empresa sólo perforó cinco pozos ese mes. La ralentización podría agravarse aún más en los próximos meses a medida que los recortes presupuestarios anunciados hagan mella en las actividades de exploración y producción.
Una Navidad de vacas flacas para los proveedores de Pemex
Mientras la dirección de Pemex sigue explorando opciones para hacer frente a su abultada deuda con sus proveedores, la situación sobre el terreno se recrudece. Entre los nuevos problemas figura la falta de transporte a las plataformas marinas, ya que las empresas proveedoras de helicópteros y buques han reducido sus actividades debido al retraso en los pagos. Las fuentes también señalan que los grandes proveedores están despidiendo personal por el mismo motivo, y debido a la cancelación de nuevos contratos para los primeros meses de 2025.
La mayor agrupación comercial de proveedores de Pemex, AMESPAC, nombró recientemente a Rafael Espino, ex senador del partido gobernante Morena que también fue miembro del consejo de administración de Pemex, tratando de atraer la atención de las autoridades para encontrar una solución. Sin embargo, a pesar de estos esfuerzos, el ruido sobre una posible huelga de proveedores vuelve a sonar, como ya ocurrió en diciembre de 2023.
Las fuentes han dicho que, si una de las cinco principales empresas de servicios de Pemex diera el primer paso, el resto le seguiría. Tal vez la empresa más afectada de ese top-five podría ser el gigante estadounidense Weatherford, porque tiene el mayor saldo con Pemex, ya que no aceptó plenamente la solución del año pasado de emitir credit default swaps (CDS) para que los bancos comerciales pudieran factorizar sus facturas impagadas. De hecho, los únicos pagos regulares realizados por Pemex en los últimos meses son los relacionados con el esquema de CDS, en el que participaron gigantes como SLB, Halliburton y Baker Huges.
Noticias sobre la deuda de Pemex
De acuerdo con la Ley de Ingresos de la Federación para 2025, el gobierno de México podrá emitir nueva deuda en nombre de Pemex durante 2025 sin afectar su propio techo de endeudamiento. El gobierno tendrá un techo de endeudamiento de 1.580 millones de pesos (~77.800 millones de dólares) en deuda interna y 15.500 millones de dólares en deuda externa, además del límite separado para Pemex de 143.000 millones de pesos (~7.100 millones de dólares) y 5.500 millones de dólares en deuda denominada en moneda extranjera. Esta maniobra libera el límite de endeudamiento del Gobierno, pero eleva el límite real de la deuda externa del país a 21.000 millones de dólares, frente a los 15.500 millones de dólares anteriores. Esto también podría obstaculizar el objetivo de la Presidenta Sheinbaum de reducir el déficit fiscal de México de 6% en 2024 a 3,9% en 2025. El gobierno ha dicho que el objetivo es que Pemex no recurra al mercado de bonos el próximo año a pesar de este techo de deuda aprobado, ya que la empresa se enfrentaría a rendimientos más altos que los que paga la deuda soberana de México en los mercados internacionales.
La agencia de calificación Moody's cree que Pemex podría recurrir al mercado de bonos a mediados de 2025 para refinanciar sus vencimientos de deuda de 2026 y 2027. “Para 2026, PEMEX requeriría unos 17.400 millones de dólares del Gobierno para continuar con su actual política centrada en la refinación, incluidos unos 12.700 millones de dólares en vencimientos de deuda a largo plazo, lo que supera con creces el promedio anual de 9.200 millones de dólares durante 2019-2023”, dijo la agencia en una nota a los inversores. En última instancia, si la operación resulta en una “pérdida económica” para los tenedores de bonos, Moody's lo vería como un evento de incumplimiento. “Para el gobierno, una estrategia de reestructuración de la deuda de PEMEX conlleva varios riesgos crediticios, incluido un mayor riesgo de reputación, costos de interés progresivos y mayores niveles de deuda para el propio gobierno”, dijo Moody's.
Un escenario alternativo es que el gobierno de México podría simplemente seguir pagando los vencimientos de deuda de Pemex. El Gobierno ya ha comprometido 6.800 millones de dólares para que Pemex pueda pagar los vencimientos de deuda el año que viene. La empresa probablemente pagaría 4.500 millones de dólares en vencimientos de bonos y sólo la mitad de los 4.100 millones de dólares en líneas de crédito que vencen el próximo año, ya que la otra mitad podría refinanciarse. En 2026 la empresa se enfrenta a 12.700 millones de dólares en vencimientos de deuda y a 7.700 millones en 2027. La producción de crudo y gas natural de Pemex se situará en una media de 2,3 millones de b/d de petróleo equivalente en los próximos años, ya que Moody's no espera que ningún yacimiento importante de crudo o gas entre pronto en funcionamiento. La empresa gastará unos 14.000 millones de dólares en inversiones en los próximos años.
Pemex afronta vencimientos por valor de 1.400 millones de dólares en los próximos años
Fuente: Moody's, Pemex. A septiembre de 2024. Cifras en miles de millones de US$. No incluye revolvencias ni otros pasivos.
En otras noticias sobre energía...
- La mayor parte de las reservas contingentes de petróleo y gas en México están actualmente en manos de Pemex, sobre todo en aguas ultraprofundas y profundas del Golfo de México, donde la empresa se ha negado a invertir en los últimos seis años, según el regulador de hidrocarburos, CNH. El regulador ha identificado 6.690 millones de barriles de reservas contingentes equivalentes de petróleo a enero de 2024, 6% más en comparación con los datos de enero de 2023. Las reservas contingentes son recursos que han sido identificados a través de un método, como datos sísmicos 3D o un pozo exploratorio, pero presentan una o más contingencias que hacen que no sean comercialmente viables, como la falta de actividad para continuar su desarrollo o que las actividades estén todavía en curso.
- La CNH aprobó el plan de Pemex para revertir el declive de la producción de crudo en el campo marino Akal NW. La zona está próxima al campo Akal, que fue el principal productor de Cantarell, el mayor descubrimiento de Pemex, contribuyendo con unos 2 millones de b/d en su pico de producción a principios de la década de 2000. Akal produce actualmente sólo unos 15.000 b/d. Pemex quiere aumentar la producción de crudo en Akal NW de unos 4.000 b/d a 8.000 b/d en 2025. Sin embargo, el aumento sólo durará unos meses, ya que la empresa estatal prevé que la producción de crudo disminuya rápidamente hasta unos 2.000 b/d en 2027.
- La Asociación Mexicana de Energía (AME) nombró a Adalberto García Medrano como su presidente, y a Narcís de Carreras Roque, de Valia Energy, como vicepresidente, ambos para el periodo 2024-2026. García Madrano, director general de AES México, sustituye a Abraham Zamora, quien estuvo al frente de la asociación de 2022 a 2024.
- El Congreso finalmente aprobó la eliminación de los reguladores de energía la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la CNH. Estos dos reguladores ahora serán absorbidos por la Secretaría de Energía, pero aún se desconocen los detalles de cómo funcionaría. El Congreso tendrá que presentar las modificaciones legales para implementar su nueva composición y marco legal en los próximos meses.
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