Pagará México por crudo importado de EE.UU.

México pagará a Estados Unidos el precio de los barriles de crudo ligero que importe, aunque esto represente un impacto a la balanza comercial negativa de Petróleos Mexicanos (Pemex), aseguró Guillermo García, jefe de la unidad de políticas de exploración y extracción de hidrocarburos de la Secretaría de Energía (Sener).

«Como todo intercambio, se establece el diferencial entre uno y el otro. Estados Unidos paga por el crudo pesado y nosotros pagamos por el crudo ligero. ambos a precio de mercado. No se intercambia molécula por molécula, son distintos productos.

«Aquí el objetivo no es de comercio exterior, sino en que en la medida que tengamos un crudo más ligero y las refinerías que no están diseñadas para procesar crudos pesados podrán procesar más gasolinas y más diesel, que son productos de alto valor», señaló García en entrevista al finalizar su participación en el foro Estrategias Energéticas.

Cuestionado sobre si los mayores productos refinados compensarán el diferencial de precio en la compra de crudo ligero más caro que el pesado mexicano, señaló que ese debe ser el objetivo.

El pasado 14 de agosto el Departamento de Comercio de Estados Unidos aprobó la solicitud de Pemex para exportar hasta 100 mil barriles diarios de petróleo ligero al País, mientras que México enviará la misma cantidad pero de crudo pesado.

El crudo extranjero se utilizará en las refinerías mexicanas para procesarlo y obtener productos de mayor valor agregado como gasolinas, diesel y turbina.

«Si dejamos que las refinerías que no están listas para crudo pesado configuren y procesen este crudo pesado, lo que va a lograr es que va a generar mucho combustóleo y este no se está utilizando a cabalidad porque CFE está haciendo el cambio en su matriz energética y está usando más gas.

«Aquí la clave es que el crudo ligero va a permitir a refinación tener más rentabilidad», agregó.

Alistan convocatorias

Sobre la cuarta convocatoria de la Ronda Uno petrolera, que concursará bloques de petróleo en aguas profundas, señaló que cerca de la tercera semana de septiembre se dará a conocer.

En la quinta convocatoria, la de crudos no convencionales, señaló que hay una estrategia que se está evaluando para licitar los bloques junto con yacimientos convencionales para reducir el costo de extracción.

«Los no convencionales y esos tienen una complejidad porque empiezan su producción muy pronto y ahí el precio de corto plazo sí es mucho más relevante porque los primeros años del contrato tienes producción de gas o crudo.

«Lo que estamos viendo es la posibilidad de armar paquetes en los que el no convencional esté acompañado de convencionales y eso ayude a que el precio promedio de producción baje y contribuya a que sea rentable aún a precios bajos», añadió García Alcocer.

En ambas rondas pendientes de licitar, el precio del hidrocarburo será determinante, aunque en el caso de aguas profundas, el precio que se estima es el que se establece en futuros a 8 años.

«La primera producción viene muchos años después de que tienes el bloque asignado porque primero tienes que hacer la exploración, encontrar, después empezar a delimitar y luego a desarrollar. En general estás viendo la producción entre 8 y 10 años después. Lo que es muy importante para las empresas es que su visión de precio de largo plazo», añadió el funcionario.

Durante el evento, Ernesto Marcos, director de la consultora Marcos y Asociados, señaló que en el futuro incluso se considera que el precio del petróleo podría bajar hasta 15 dólares por barril.

Al respecto, García Alcocer dijo que ninguna empresa está esperando que el precio se mantenga en el largo plazo.

«El precio (de 15 dólares por barril) es un precio que hoy perciben los mercados financieros que son muy volátiles pero ninguna empresa está viendo ese precio para el largo plazo», añadió el funcionario.

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