México: Disminución de las exportaciones de crudo en los próximos años afectaría demanda de Suezmax y VLCCs

La demanda mexicana de tanqueros de crudo ha estado en declive durante la última década debido a la falta de inversión en exploración y producción (upstream). A pesar de prometer revertir estos declives, el Presidente de México, Andrés López Obrador (AMLO), se ha embarcado en un programa limitado de renacionalización que hasta ahora ha arrojado resultados limitados. Mostrando su frustración por estas políticas aparentemente fallidas, a principios de este año se comprometió a detener las exportaciones de petróleo crudo de México para 2024, lo que en última instancia sería un duro golpe para el mercado tanquero. BRS Tanker analizó si este plan es viable y cómo podría evolucionar la producción y exportación de crudo mexicano en el corto y mediano plazo.

Petróleos Mexicanos (Pemex) sigue siendo una fuente de ingresos del gobierno mexicano, por ello su operación se ha mantenido entre los primeros lugares de la agenda política del país. Sin embargo, su deuda ha seguido aumentando en los últimos dos años, por lo que ahora se cree que se acerca a los US$120.000 millones, la mayor cantidad de cualquier compañía petrolera en el mundo.

AMLO llegó al poder con una agenda nacionalista y una de sus políticas clave fue reformar a Pemex. Desde su ascenso al poder, una promesa fundamental por la que está trabajando es hacer que México sea "autosuficiente" en energía para controlar mejor el precio interno de la gasolina. Esto solo lo logrará si el país consigue refinar más de su propio crudo.

Uno de los desafíos clave que enfrenta Pemex es detener la aceleración del declive en varios de sus campos, en particular en Supergigante Cantarell. Los datos más recientes sugieren que México produce alrededor de 1,8 mb/d de petróleo crudo y que la producción ha disminuido constantemente durante los últimos 15 años, debido a que los nuevos descubrimientos no han podido compensar las tasas de disminución de productividad.

México puede beneficiarse de la fuerte recuperación de los precios del petróleo en los últimos 18 meses y de las expectativas de que los precios se mantengan respaldados mientras persista el conflicto en Ucrania. Los altos precios hacen que las técnicas avanzadas de recuperación de petróleo sean más económicas, y éstas deberían implementarse en los envejecidos campos de México. Además, tras el desplome de los precios del petróleo hace dos años, Pemex no redujo la inversión en la medida en que lo hicieron otras empresas. En total, esto debería hacer que las tasas de declive se desaceleren.

Sin embargo, parece poco probable que la producción dé un giro si se tiene en cuenta que hay pocos proyectos grandes nuevos en preparación. De hecho, México ha tenido mucho menos éxito que otros países latinoamericanos, en particular Guyana, en atraer inversiones upstream desde que los precios del petróleo se recuperaron.

Refinación local

México actualmente importa poco menos de 1 mb/d de productos refinados, especialmente de EE.UU. Por esto AMLO describió planes ambiciosos para inyectar US$16.000 millones en el sector y reactivar la actividad de refinamiento de petróleo crudo (downstream) nacional teniendo como piezas centrales dos nuevas refinerías de 300 kb/d; uno en el puerto de la Costa del Golfo de Dos Bocas y otra en Atasta.

Los informes sugieren que la construcción de la planta de Dos Bocas está muy avanzada, aunque es posible que se entregue más tarde del 2023 propuesto originalmente. En consecuencia, aunque Pemex continúa afirmando que Das Bocas comenzará el procesamiento de crudo el próximo año, BRS Tanker la ha incluido en su lista de nuevas refinerías para 2025. Además, el proyecto Atasta parece haberse hundido sin dejar rastro y es poco probable que regrese.

México no detendría sus exportaciones

Una razón clave por la que BRS Tanker no cree que México detenga sus exportaciones de crudo es que seguirá habiendo una salida para las exportaciones de crudo hacia EE.UU. Pemex compró recientemente a Shell la refinería Deer Park de 340 kb/d en Texas.  Pemex había sido previamente un socio de mucho tiempo en la planta y, como tal, ha sido un importante procesador de barriles mexicanos. De hecho, los datos de envío implican que los productos de la planta también se envían de regreso a México y la planta actúa casi como una refinería cuasi-doméstica para México.

A pesar de que Pemex ahora controla la planta, los datos implican que ha habido pocos cambios en la pizarra de crudo de la planta este año con las importaciones de crudo mexicano a las terminales asociadas de la planta en un nivel similar al del año pasado. En el futuro, parece poco probable que esto cambie en 2023 y, por lo tanto, México seguirá exportando crudo a la planta a pesar de las declaraciones de AMLO.

En suma, parece inevitable que las exportaciones mexicanas de crudo caigan de sus niveles actuales de 1 mb/d en los próximos años. Es probable que esto se deba a una combinación de la caída de la producción interna de crudo debido a la falta de inversión, especialmente de fuentes externas, y de la demanda interna de crudo, que probablemente aumente durante la próxima década.

En el frente de las exportaciones, la consultora espera que los Suezmax y los VLCCs sean los más afectados. Esta noción es impulsada por estos segmentos que transportan más del 90% de los barriles mexicanos a destinos fuera de EE.UU. Por otro lado, suponiendo que Deer Park continúe refinando crudo mexicano, esto respaldará la demanda de Aframax, aunque los volúmenes a los EE.UU. pueden caer desde los 600 kb/d actuales, que respaldan alrededor de seis embarques de Aframax por semana.

Por MundoMarítimo