Economía

Rentabilidad petrolera podría caer hasta 34%

Con una cotización de 80 dólares por barril de petróleo, varios clústers mexicanos dejarían de ser productivos, lo que también ocasionaría menores pagos de regalías al gobierno.
Sergio Meana
21 octubre 2014 0:40 Última actualización 21 octubre 2014 5:5
Petróleo

El precio del barril de petróleo es un factor de importancia para las empresas al momento de considerar sus inversiones. (Bloomberg)

CIUDAD DE MÉXICO.- En un escenario de 80 dólares por barril de petróleo la rentabilidad de los clústers mexicanos bajarían en 34 por ciento en promedio y la probabilidad de que el Valor Presente Neto (VPN) sea negativo, es decir que haya un riesgo de no rentabilidad, aumentaría en 28 por ciento, concluye un estudio de Ainda Consultores y CBM.

El trabajo identifica 12 clústers representativos que son extensiones de tierra definida que tienen características de subsuelo, de reservas o recursos prospectivos similares en uno o varios bloques a los considerados en los 169 bloques que la Secretaría de Energía (Sener) planteó para ser licitados en la Ronda Uno.

De los 109 bloques de exploración se tomaron cuatro de aguas someras y uno en el área de Chicontepec. Mientras que de los 60 que se licitarán para extracción, la muestra se compone de tres clústers de aguas someras; tres de Chicontepec y uno de campos terrestres.


Cinco  fueron clasificados como zonas de alto riesgo, cuatro como proyectos de mantenimiento y tres como proyectos atractivos ante un escenario de 80 dólares por barril.

En un escenario de 100 dólares por barril el estudio identifica tres clústers como zonas de altos riesgo, dos como proyectos de rentabilidad media, cuatro como proyectos de mantenimiento y otros tres como proyectos atractivos.

En cuanto al monto de las inversiones, alrededor de 50 por ciento de los clústers analizados requieren inversiones por proyectos superiores a los mil 500 millones de dólares, el 25 por ciento de inversiones de entre 700 y mil 500 millones de dólares, y un 25 por ciento debajo de los 700 millones de dólares.

José Pablo Rinkenbach, director general de Ainda Consultores, empresa dedicada al diseño e implantación de estrategias de negocio, principalmente en el sector energético, explicó que se tomarán las condiciones internacionales que existen hoy en el mundo en promedio y el monto de la renta petrolera que toma hoy el gobierno mexicano.

“Lo que hicimos fue ver cuál es el ‘goverment take’ que tiene hoy el gobierno y ese es el primer punto de partida porque el gobierno tiene que mantener la renta petrolera y lo que haces es resolver las ecuaciones al revés tomando en cuenta cuál es el costo promedio a nivel internacional, cuál es el ‘share’ para cada campo análogo a nivel internacional, porque al final estos campos compiten contra otros en el mundo”, dijo Rinkenbach.

Para los costos y condiciones de estos campos, de los que aún no han sido presentado las bases económicas, se tomaron campos del oeste de Texas como Haynesville, Spraberry, Wolfcamp, Bakkem Shale, Permian y la Faja del Orinoco.

“Cuando hablamos de ‘shale’ en la zona fronteriza en la parte de Coahuila, en la parte de Nuevo León, en la parte Tamaulipas, estamos tomando como referencia campos como Wolfberry Camp, para Chicontepec incluso como la Faja de Orinoco, entonces la base de conocimientos fue también los campos que existen a nivel internacional”, subrayó Rinkenbach.

A nivel internacional para los campos no convencionales como ‘shale’ se utiliza un esquema de licencias igual que para aguas profundas donde además de este esquema se utilizan modelos de producción compartida.

Para Chicontepec, la Región Sur y los proyectos de aguas someras también se estima un esquema de producción compartida, de acuerdo con la consultora.

Cabe señalar que la Sener y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público aún no han dado a conocer los modelos que se utilizarán.
Será hasta noviembre cuando se conozcan los anteproyectos y las prebases de licitación y en febrero cuando se tengan las finales.

FACTOR PRECIO ES IMPORTANTE

Carlos Huerta, experto en temas energéticos, se mostró cauto sobre las afectaciones que podrán tener los precios en la Ronda Uno, sin embargo afirmó que el precio es sin duda un factor importantísimo para las empresas al momento de considerar sus inversiones.

“Ahora es muy pronto para estimar si existen afectaciones, pero sí decir que cada una de las compañías en su estructura de costos es como van a estimar sus proyectos futuros, obviamente el precio es fundamental con el propósito de decidir si invierten en un lugar o en otro”, dijo Huerta.

La modificación de los precios dependerá del crecimiento económico mundial y las afectaciones que seguirá teniendo el crecimiento de la producción en Estados Unidos, previó.

“Esta baja puede pronunciarse o mantenerse en los próximos años dependiendo básicamente de los proyectos del siguiente año.

“Para mí sería prematuro suponer porque eso va a depender de dos factores: el crecimiento económico a nivel mundial y el otro es básicamente considerar que la matriz energética se está modificando en Estados Unidos, del uso intensivo del petróleo crudo al gas natural y eso impacta a la demanda mundial”, detalló Huerta.

El crecimiento económico mundial que determinará los precios estará afectado por un ingrediente que no ha sido lo suficientemente analizado, el ébola, advirtió.

“Aquí tenemos un ingrediente adicional que de todas maneras tiene que ver con el crecimiento económico que es el caso del ébola que es una externalidad que nosotros no habíamos considerado dentro del panorama económico mundial del próximo año, en los tratados comerciales, en el turismo, en fin puede tener un efecto importante”, apuntó Huerta.

MODIFICARÍAN REGALÍAS

El régimen fiscal presentado en la reforma energética varía de acuerdo con los precios tanto del petróleo como del gas natural, por lo que una disminución fuerte en cualquiera de los precios implicaría nuevos montos de regalías.

En el caso del petróleo, si el precio es menor a 48 dólares por barril se paga una tasa de 7.5 por ciento sobre el precio. Si los mercados mueven el indicador a la alza, por arriba de los 48 dólares por barril, entonces la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos prevé que se pague una tasa porcentual que resulte de la suma de multiplicar 0.125 por el precio más 1.5.

En el caso de gas natural asociado siempre se divide el precio entre 100. Si se extrae gas natural no asociado, no se debe pagar regalía si el precio es menor a 5 dólares por millón de BTU.

Si el precio de este hidrocarburo se encuentra entre los 5 y los 5.49 dólares por millón de BTU, entonces el porcentaje pagado se compone de la siguiente manera: el precio menos cinco por 60.5 dividido por el precio.

Por último la regalía para condensados es de 5 por ciento si el precio es menor a los 60 dólares por barril, pero de 0.125 por el precio a la que se le quita 2.5, si el valor es mayor a 60 dólares
por barril.

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