Antecedentes
En 1992, Pemex inició negociaciones para formar una alianza estratégica en la industria de refinación en los Estados Unidos. El objetivo principal de este proyecto era colocar a largo plazo crudo Maya en una refinería con alta capacidad de conversión.
La estrategia de Pemex/ PMI para promover proyectos de coquización a través de contratos de largo plazo, como el que se negoció con Shell Deer Park, permitió extraer un mayor valor del crudo Maya en América, el cual se ha visto reflejado en un adecuado precio de venta.
El volumen contractual de suministro de crudo Maya, pactado originalmente para el periodo de 2013 a 2023 fue de 170,000 barriles diarios. En el año 2018, se renegoció el contrato y se acordó ir reduciendo paulatinamente el suministro de Pemex a la refinería de Deer Park, como parte de una negociación que se saldó en el mes de mayo de ese año. Actualmente, Deer Park adquiere alrededor de 122,000 barriles diarios de crudo Maya.
También se acordó en mayo de 2018, realizar una inversión de 251 millones de dólares en mantenimiento e infraestructura, con el objeto de incrementar el margen de utilidad en 170 millones de dólares por año. Esta decisión dio lugar al mantenimiento mayor realizado en 2019, que provocó el cierre temporal de la refinería, lo que trajo como resultado un rendimiento negativo para ese año. En 2020, Deer Park, como toda la industria petrolera mundial, sufrió las consecuencias de las medidas de confinamiento que, en Estados Unidos, provocaron una reducción de más de 2.5 MMbd en la demanda de gasolinas.
En cuanto a la utilidad acumulada para PMI desde el inicio de la sociedad en 1993; esta se estima en aproximadamente 2,125 millones de dólares. Es importante hacer notar que desde 2012 a la fecha no se han pagado dividendos, ya que las utilidades han sido reinvertidas en la propia refinería.
En el año 2016, el contrato con Shell Deer Park representaba el 20% de las exportaciones totales de crudo pesado y el 31% del crudo pesado total que se exportaba a Norteamérica, que es nuestro principal mercado. En la actualidad, el volumen entregado en Deer Park, representa el 14.8% de las exportaciones totales de crudo pesado y el 22.4% del crudo pesado total que se exporta a Norteamérica. Este contrato le sigue permitiendo a PMI hacer una valuación más agresiva para el resto de los compradores en el mercado de América.
Desde 2016, Shell Deer Park empezó a solicitarle a Pemex, reducir su volumen de entrega en aproximadamente 33,000 barriles diarios, durante 3 meses a partir del primer trimestre del 2017; con el fin de realizar pruebas con otros crudos más baratos. También planteaba que, a partir de 2018, hubiera una reducción 102,000 barriles diarios en el suministro de Maya, dejándolo en 68,000 barriles diarios hasta el término del contrato en 2023. Este planteamiento se hizo con el argumento de mejorar la rentabilidad de la refinería.
Tras realizar las evaluaciones correspondientes, PMI concluyó que el ingreso por exportaciones de crudo Maya se maximizaba al mantener el contrato de Shell Deer Park sin modificación alguna. Shell aceptó en ese momento; pero las presiones continuaron hasta que, como ya vimos, finalmente el contrato fue renegociado en mayo de 2018. En todos los escenarios, PMI estimó que Shell Deer Park seguiría comprando 70,000 barriles diarios de Maya a partir de 2023, debido a las características de la configuración de la refinería.
De acuerdo a lo informado por el Director General de Pemex, el pasado 26 de mayo, en la actualidad, la «dieta» de 340,000 barriles diarios de la refinería de Deer Park se compone en un 36% de crudo Maya, 21% de WTI, 21% de crudos canadienses, 17% de WTI Ligero y 5% de otros crudos. En contraste, la «dieta» total de Dos Bocas será de crudo pesado Maya.
Como se desprende de estos antecedentes, con la asociación Pemex/PMI-Shell Deer Park, no se buscaba obtener productos refinados (gasolina, diesel, turbosina etc) para suministrarlos a México a un menor precio. El objetivo que se buscaba era una salida para el crudo Maya. También que el precio fijado para Deer Park, sirviera como cuña para vender el crudo mexicano al mayor precio posible, a todos los refinadores de la Costa Norte del Golfo de México. Esto finalmente, se logró con proyectos de largo plazo y gracias a la construcción de varias coquizadoras en la Costa Norte del Golfo de México.
Hacia la disolución de la sociedad
Cuando los márgenes de ganancia de la refinería de Deer Park se reducían, Shell se quejaba de que el crudo Maya que le entregaba Pemex era muy caro y que eso le impedía obtener mayores ganancias. La respuesta de PMI siempre fue que el precio era igual para todos los compradores en la Costa Norte del Golfo de México. Frente a la postura de PMI, Shell argumentaba que podía tener acceso al crudo pesado canadiense, que es más barato: ese fue uno de sus argumentos en la renegociación del contrato en el 2018. En la base de su argumentación, estaba el hecho de que Shell Deer Park, pensaba que a la larga iba a existir un gran suministro de crudo canadiense gracias al oleoducto Keystone XL …mismo que suspendió Joe Biden tan pronto asumió la Presidencia de los Estados Unidos. De manera que el acceso al crudo canadiense, pesado y barato, por el momento se encuentra cancelado.
En los últimos años, a las tensiones propias de una sociedad en la cual uno de los socios es el principal proveedor de la materia prima; se agregaron las repercusiones de la estrategia de Shell para convertirse en una empresa energética, más que solamente petrolera. Una de las vertientes de esta estrategia ha implicado la venta de refinerías, por lo que el objetivo gubernamental de garantizar el abasto de combustibles al mercado mexicano, teniendo a Pemex como actor central, resultó perfectamente compatible con el «giro ambientalista» de Shell.
El contexto de la operación: objetivos, fortalezas y riesgos
La compra de «la otra mitad» de Deer Park, no puede verse en forma aislada: claramente forma parte del conjunto de proyectos de inversión y reformas legales que buscan garantizar la seguridad energética del país, por la vía de apuntalar la presencia de Pemex en el mercado nacional de combustibles. Es, en ese sentido, un complemento tanto de las reformas hechas a la Ley de Hidrocarburos en el pasado período ordinario del Congreso, como de los proyectos de rehabilitación de varias refinerías, reconfiguración de la refinería de Tula y construcción de la refinería de Dos Bocas.
De entrada, parece una buena idea adquirir a un precio que suena razonable al comparar con transacciones similares, una refinería en la que se ha estado presente durante 28 años, en calidad de socio prácticamente paritario. De esta forma, la producción de refinados que hasta ahora no tiene un destino predeterminado, se podrá dirigir hacia el mercado mexicano, aprovechando la gran disponibilidad de infraestructura para ello. Dicho de otra manera, la producción de combustibles de Deer Park (110,000 barriles diarios de gasolina, 90,000 de diesel y 25,000 de turbosina) que hoy se vende según lo determine libremente Shell, seguramente tendrá como destino a nuestro país. Solo por comparación, Dos Bocas produciría unos 175,000 barriles diarios de gasolinas y 127,000 barriles diarios de diesel.
A lo largo de los 28 años de participación en esa refinería, Pemex ha recibido, como ya apuntamos, más de dos mil millones de dólares por dividendos, al tiempo que la adquisición, originalmente, de 170,000 barriles diarios de nuestro crudo pesado Maya, por parte de Deer Park, ayudó a apuntalar su precio en el mercado. Más aún, en el futuro, Pemex se podría deshacer de esta inversión, ya completamente amortizada y depreciada porque, aunque se ha iniciado la transición hacia los autos eléctricos, esta tomará varios años. Más aún, las refinerías no solo producen combustibles automotrices, sino también una amplia variedad de refinados (gas LP, parafinas, asfaltenos, etc) que no tienen visos de ser substituidos en el mediano plazo; incluida la turbosina que seguirá por mucho tiempo alimentando al sector aeronáutico.
De acuerdo a la revista Hydrocarbon Processings, en estos momentos, en el mundo se están implementando diversos proyectos de mantenimiento, rehabilitación, reconfiguración o construcción que, en conjunto, incrementarán en 10 millones de barriles diarios la capacidad mundial de procesamiento de crudo. Hoy, la capacidad mundial de procesamiento de crudo, ronda los 100 MMbd. A su vez, la consultora noruega Rystad Energy, calcula que para 2025 la capacidad mundial de procesamiento de crudo, se habrá incrementado en 13 millones de barriles diarios, a cambio de una reducción en Estados Unidos y Europa de 2 MMbd. Es decir, habría un incremento neto de 11 millones de barriles diarios de capacidad mundial de procesamiento de crudo. Estos números dan muestra de la importancia que seguirá teniendo la refinación de hidrocarburos en el mediano plazo, amén del largo camino por recorrer que aún tiene frente a sí la industria petroquímica.
Del lado de los riesgos, el principal pudiera ser la falta de coherencia de conjunto de la política en materia petrolera. En particular, la potencial contradicción entre el enorme esfuerzo gubernamental de inversión en el sector de la refinación y su reiterado objetivo de que los precios de los combustibles no se incrementen en términos reales. Recordemos que un mecanismo muy importante de regulación de los precios domésticos de los combustibles automotrices, lo constituyen los «estímulos fiscales» que se dan a conocer cada semana. Obviamente, estos estímulos implican que el Estado deje de percibir una porción de los ingresos que debería recibir por concepto del IEPS, fragilizando así sus finanzas.
De hecho, un primer efecto que ya tuvo el objetivo de conjugar seguridad energética con precios bajos, fue la reacción negativa de la calificadora Moody´s a la declaración del Presidente de la República, hecha mientras anunciaba en «la mañanera» del jueves 27, que la compra de la mitad de Deer Park garantizaba la disminución de los precios de los combustibles. Desde la perspectiva de una calificadora, pitonisa por excelencia del libre mercado, tal declaración no puede sino anticipar el sacrificio, al menos parcial, de los márgenes esperados cuando Pemex tome el control de la refinería. En otras palabras, Moody´s está anticipando una menor capacidad de pago y reinversión, como consecuencia de una decisión de índole política. Difícil de imaginar un mayor pecado……
Otro tipo de riesgo que enfrenta esta operación, es de carácter institucional o legal: si la Suprema Corte de Justicia confirma la inconstitucionalidad de la primera reforma hecha en abril pasado a la Ley de Hidrocarburos, la estrategia global de reorientación y manejo de la dinámica del mercado de combustibles quedaría incompleta. En particular, no se podría implementar conforme a lo previsto, la gestión de los permisos en función de la capacidad de Pemex de satisfacer la demanda interna. Tampoco se tendrían los efectos esperados en materia de eliminación de competidores de Pemex, existentes o potenciales, a partir de la aplicación (retroactiva) del requisito de capacidad mínima de almacenamiento o del cumplimiento de requisitos indeterminados, que contienen los artículos transitorios de la reforma en cuestión. Le eliminación de la regulación asimétrica de Pemex, hecha con la segunda reforma, recientemente promulgada; también es una componente muy importante para asegurar que toda la producción e importación de combustibles que realice Pemex encuentre acomodo en el mercado mexicano.
Por otro lado, la inversión en Deer Park, que todo indica no estaba considerada sino hasta hace unos meses, podría provocar serias restricciones presupuestales que dificultarían la realización de la reconfiguración de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz. Hay que insistir en la urgente necesidad de realizar estos proyectos, pues de otra manera, la optimización del sistema nacional de refinación, seguirá dependiendo del cuello de botella que significa la elevada producción de combustóleo.
En el manejo microecónomico de Deer Park, se tiene el riesgo de incurrir en un mal arbitraje, desde el marco de referencia de Pemex como un todo. Este riesgo se delinea porque una de las opciones que tendrá PMI en Deer Park para obtener mejores márgenes de refinación, es comprar insumos baratos. En este caso Pemex/PMI deben definir con mucho cuidado cuál es su prioridad: bajar el precio del Maya para que la refinería genere mayores márgenes; o bien, maximizar el precio del crudo mexicano, siguiendo la lógica establecida desde 1993. El problema de la primera opción, es que si bien podría ser muy útil para el gobierno en la arena política; implicaría no solo ceder ingresos en los barriles de crudo Maya que consuma Deer Park (que seguramente se incrementaran frente al nivel actual); sino en toda la exportación a la Costa Norte del Golfo de México, afectando así, de manera directa, al precio de la Mezcla Mexicana de Exportación.
Ahora bien, la inversión para comprar la mitad de Deer Park, muy probablemente repercutirá en un ámbito íntimamente ligado a la seguridad energética: la enorme vulnerabilidad de nuestro país en materia de gas natural. El esfuerzo institucional, conceptual, político y económico; necesario para llevar a buen puerto este proyecto, podría terminar diluyendo cualquier esperanza de contar a la brevedad con una Estrategia Nacional para, al menos, establecer bases sólidas en vistas de dotar a nuestro país de un abasto seguro, confiable y accesible de gas natural. Y es que, sin lugar a dudas, la puesta en marcha de una Estrategia Nacional de Gas, requiere un esfuerzo similar o incluso mayor por parte del Estado.
En síntesis, la compra de «la otra mitad» de Deer Park, se inscribe en el esfuerzo gubernamental para «alcanzar la autosuficiencia energética en bien de nuestra soberanía nacional». Como ocurre con cualquier proyecto, su éxito no está garantizado y requiere de un manejo cuidadoso de las circunstancias que lo rodean. Además, sigue siendo fundamental repensar el diseño institucional del sector petrolero, la importancia y formas de participación en él de nuestra empresa estatal, la mejor organización de esta para enfrentar el reto de la sustentabilidad y la transición energética. El Estado debe definir el lugar de la inversión privada y las políticas industrial, ambiental, económica, fiscal y de desarrollo territorial; que den coherencia de conjunto a las diversas políticas públicas que concurren en este ámbito estratégico para la vida del país.
