El incremento en la explotación de recursos no convencionales de hidrocarburos, especialmente, a partir de las lutitas, ha permitido a los Estados Unidos aumentar su producción y la sobreoferta mundial. Eso ha sido en medio de una severa depredación ambiental. Sin embargo, la guerra de petroprecios que ha llevado a una reducción drástica de los mismos, hará incosteable al oil/gas shale. La primera empresa de fracking hidráulico en Texas se ha declarado en bancarrota, otras están muy endeudadas. Si eso sigue, Estados Unidos perderá la guerra de precios. Ese irracional método es una burbuja especulativa a punto de reventar. La apuesta desnacionalizadora de Peña Nieto se irá al nivel basura, por ahora su futuro es muy incierto.

El imperio se siente “gallito” y, como ha sido característico del capitalismo, trata de recuperarse a costa de los demás sin detenerse a entrar en guerras comerciales abiertas. Eso lo hace con todas las mercancía y el petróleo no es la excepción.

La actual es una guerra de precios y forma parte de la rivalidad intercapitalista. Lo que hay es una crisis energética capitalista y la disputa es por obtener un mayor botín, expresado en la tasa y masa de ganancia. La salida no será inmediata pero la perderá la codicia imperial, arrastrando a sus aliados más peleles.

Estados Unidos culpa a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) de mantener altos niveles de producción pero, en ningún caso, hace referencia a su propia sobreproducción ni la de otros países fuera de la OPEP. Esta abastece un tercio de la oferta mundial, los otros dos tercios la aportan los países no OPEP.

La OPEP se resiste a reducir sus volúmenes de producción y exportación porque el imperio ha inundado el mercado con el aumento en su producción a partir de los recursos no convencionales, tales como, el shale. Que bajen los precios hasta 20 dólares, han dicho los árabes, estaban arriba de 100 y la caída ya está sobre los 40 dólares por barril.

Esta es la caída más fuerte en los últimos seis años y todos se niegan a frenar su producción. Pero hay síntomas desfavorables para Norteamérica.

Primero, empezará a reducirse la producción con el cierre de pozos. Los equipos de perforación se han reducido y los inventarios, también.

Segundo, y tal vez más importante, la burbuja de las lutitas (shale) apunta a reventar. En Texas, una empresa se declaró ya en quiebra y, otras, están muy endeudadas. En Nueva York, se prohibió al fracking. En Texas misma, el presidente de la Exxon Mobil, la petrolera que más invierte en esta técnica, se inconformó y pidió que por su rancho no hubiera ningún fracturamiento hidráulico. En otras partes no hay problema pero en sus terrenos sí lo hay. Por lo demás, las protestas en los propios Estados Unidos y en Europa continúan.

El fracking es una técnica criminal que arrasa con el territorio, el agua y el medio ambiente. Además, despilfarra el agua residual inutilizable por su alto grado de contaminación química. Los más de 500 compuestos utilizados son, en su mayor parte, cancerígenos. La afectación global es depredadora por inducir sismos, producir gases de efecto invernadero y alterar artificialmente al clima. El FTE ha explicado todos estos males.

Sin embargo, al capital no le importan los daños a la tierra, el agua, el aire o el clima. Eso no extraña, la explotación capitalista irracional siempre deja tras de sí un desastre.

Pero, lo que sí le importa es la rentabilidad, es decir, la ganancia y, cuando esta se afecta, hay reacciones previsibles. El fracking significa la perforación masiva y la explotación intensiva para garantizar niveles adecuados de producción. No obstante, la rentabilidad es incierta por la tasa de retorno, que no siempre es favorable.

Ahora, con los bajos precios de petróleo esa rentabilidad es mucho menor. Para hacer atractivo el negocio especulativo se requieren precios de 90 dólares por barril, al menos, según estimaciones de analistas. Por ahora y aunque vuelvan a subir los petroprecios, la recuperación de la rentabilidad no será inmediata. Para mantener inundado el mercado, los Estados Unidos podrán echar mano de sus reservas estratégicas pero eso es contradictorio habida cuenta de sus altos consumos pues, su economía es la mayor devoradora de crudo en el planeta.

Las consecuencias adversas incluyen a México, debido a la antinacional política energética seguida por el gobierno. En su afán privatizador a ultranza, Peña Nieto y socios apostaron a la explotación del aceite/gas shale, ofertando cuantiosos recursos prospectivos, es decir, no descubiertos. Para ello desnacionalizó a la industria petrolera, modificando regresivamente a los artículos 27 y 28 constitucionales.

“Cierto es que estamos avanzando” repite mecánicamente Peña en todos sus discursos, cualesquiera sea el tema. Y, eso se debe a las reformas que ha impulsado, dice. Es el mundo al revés, una visión fantasiosa y mentirosa de la realidad. Para la nación no hay beneficio alguno sino pérdidas enormes, en primer lugar, de su patrimonio colectivo.

La verdadera realidad es otra, particularmente, con las lutitas. Tan es así que el propio Videgaray ha declarado que, debido a la caída en los precios del crudo, probablemente la licitación de contratos para las cuencas Norte y Golfo de México, ofertadas en la Ronda Uno, se difiera.

Eso ocurrirá, más temprano que tarde. La razón es simple: si Peña Nieto y Videgaray se han uncido para entregarse a las garras del imperio, no podrán escapar a los efectos de la crisis de la metrópoli.

En la coyuntura, la refinación y almacena miento de crudo es un buen negocio, sí, para las transnacionales. En México, Peña decidió privatizar a estas actividades entregándolas al capital.

La propuesta del FTE está plenamente vigente: hay que volver a nacionalizar la industria energética y seguir una Política Energética Independiente. Eso, por supuesto, no se hace solo, se requiere un accionar organizado mayoritario en la nación, principalmente de los trabajadores.

Salvo el FTE, en estos momentos nadie piensa en esto. Pero la nacionalización se hará, porque es necesaria.

Los bajos precios del petróleo mundial ya cobraron su primera víctima entre las empresas estadounidenses explotadoras de yacimientos no convencionales, demostrando la poca rentabilidad de estas en el negocio del hidrocarburo (en www.prensa-latina.cu, 13 enero 2015)

WBH Energy, una de las tantas compañías que existen en Texas para extraer petróleo y gas de esquisto, recientemente se declaró en bancarrota con una deuda de 50 millones de dólares, convirtiéndose en la primera empresa petrolera estadounidense en quebrar luego del declive de los precios que comenzara el pasado junio.

El fracking es una técnica de obtención de hidrocarburos en formaciones de esquistos, arenas compactas y mantos de carbón, basada en fracturar la roca inyectando millones de litros de agua a alta presión mezclada con arena y una serie de aditivos químicos, lo que posibilita que los hidrocarburos asciendan a la superficie.

La Agencia de Información Energética (EIA) del Departamento de Energía estadounidense, prevé que antes de 2016 el país producirá unos 9.6 millones de barriles de petróleo por jornada, de los cuales, casi la mitad provendrán de formaciones compactas.

Sin embargo, en el contexto actual, donde las compañías que lucran mediante la explotación del también llamado "shell oil" están perdiendo más dinero con las inversiones en nuevas tecnologías de extracción y por demandas por daños al medio ambiente.

Especialistas en temas energéticos consideran que la "revolución del esquisto" será cosa del pasado en menos de una década.

El geólogo estadounidense con más de tres décadas de experiencia en el campo de la producción y exploración petrolera, Arthur Berman, en una entrevista con el portal especializado Oilprices.com confirmó que esta producción a las cotizaciones actuales no es rentable y que el petróleo debe estar sobre los 90 dólares por barril para atraer inversiones en ese sector.

A pesar de que compañías estadounidenses han anunciado que dedicarán menos dinero en explotar los yacimientos en los esquistos tomará un tiempo antes de que decrezca la producción, añade el experto.

Su pronóstico indica que seguirá aumentando la oferta antes de disminuir, debido al tiempo que toma terminar de perforar una vez comenzado ese proceso.

Cuando la extracción aminore y decrezca la producción, lo que no pasará hasta mediados de 2016, veremos la verdad del petróleo de esquisto estadounidense, sentenció Berman, quien asegura que ese negocio es rentable solo cuando los precios del hidrocarburo convencional están en alza.

Por otra parte, insiste en tomar en cuenta el alto riesgo de debilitamiento de los yacimientos y la poca fiabilidad de los mismos, pues sin importar que tan grande pueda ser, solo el núcleo, o sea entre el 10 o 15 por ciento, es comercializable.

El precio del crudo se recuperará, predice el experto, pues los países exportadores necesitan que el barril ronde los 100 dólares para mantener el balance de sus presupuestos fiscales y las compañías independientes también lo necesitan para obtener aunque sea una pequeña ganancia.

Sin embargo, el hecho de que durante las pasadas semanas el petróleo en bolsa haya caído a sus valores mínimos desde 2009, es otra señal de que el futuro en este campo es incierto y no serán pocas las compañías petroleras que abandonarán Texas.

Los precios del petróleo cayeron 59 por ciento desde junio en tanto Estados Unidos bombeó más crudo “shale” y la OPEP se resistió a los llamados a reducir la producción, acumulando una saturación de oferta global. Si bien el Índice STOXX 600 de Petróleo y Gas que integran 28 empresas cayó 3.7 por ciento este mes, las acciones de Royal Vopak, el operador independiente de tanques de almacenamiento más grande del mundo, con sede en Rotterdam, subieron 14 por ciento (Bloomberg, en El Financiero, 14 enero 2015).

“No sabemos especialmente las tasas de ocupación pero oímos decir a las empresas que crecen las averiguaciones por almacenamiento en tanques”, dijo por teléfono el 12 de enero Ronald Backers, asesor en el área de inteligencia de negocios en el Puerto de Rotterdam. El puerto más grande de Europa tiene almacenamiento en tanques de petróleo crudo con capacidad para 85.6 millones de barriles.

Los refinadores, las empresas de almacenamiento en tanques y los operadores que invirtieron en capacidad de almacenamiento de petróleo están beneficiándose con la caída del crudo por debajo de 45 dólares el barril ahondada por lo que se denomina contango (aplazamiento del pago), una situación relativamente infrecuente en la cual los precios para entrega del petróleo más adelante este año son más altos que los precios actuales.

Vitol Group, Mercuria Energy y Gunvor son algunas de las casas de mercancías que se aprestan a ganar almacenando productos del crudo y derivados del petróleo para venderlos en el futuro.

“Hay una demanda de almacenamiento significativa de los operadores que quieren ganar dinero con esa oportunidad específica”, dijo en una entrevista Martijn den Drijver, analista de SNS Securities en Ámsterdam.

Mercuria, el cuarto operador petrolero independiente más grande del mundo, tiene una capacidad de 40 millones de barriles de almacenamiento en lugares que van desde Texas hasta Sudáfrica, China, Bélgica y Holanda, según su sitio web. La firma se vuelca principalmente a sus instalaciones de almacenamiento en tierra para jugar con el aplazamiento del pago, dijo Matt Lauer, portavoz de la empresa con las operaciones bursátiles más importantes en Ginebra. Mercuria no ha hecho nada para conseguir almacenamiento flotante en buques petroleros en el mar.

“Sigue habiendo un riesgo”, dijo Lauer. “Con sólo una caída de tres por ciento en la producción petrolera mundial este mercado desaparecería”.

La OPEP, que bombea 40 por ciento del petróleo mundial, ha hecho hincapié una docena de veces en las seis últimas semanas en que no reducirá la producción para frenar la caída. El grupo decidió mantener su cuota colectiva en 30 millones de barriles diarios en una reunión del 27 de noviembre en Viena. La producción promedió 30.24 millones de barriles diarios en diciembre, según un sondeo de Bloomberg.

“En las próximas semanas, los operadores analizarán la situación económica de su almacenamiento con miras a capitalizar esté fenómeno del mercado que parece destinado a quedarse por un tiempo”, dijo George Johnson, asesor ejecutivo en el estudio de petróleo y gas de KPMG, en un informe fechado el 9 de enero.

Los precios del petróleo saltan de manera dramática, tras la publicación del Libro Beige de la Reserva Federal de Estados Unidos (Montero A., en El Financiero, 14 enero 2015).

El West Texas Intermediate (WTI) se disparó casi 6 por ciento, a 48.50 dólares por barril, mientras que el Brent subió alrededor de 5 por ciento, a 48.65 dólares, aunque posteriormente recortaron sus alzas.

Otros hidrocarburos como la gasolina están subiendo 6 por ciento y el de mayor alza es el gas natural, con casi 10 por ciento.

En el Libro Beige, la Reserva Federal hizo notar que los bajos precios del petróleo están dañando la economía de los distritos productores del hidrocarburo.

Hoy se dieron a conocer los inventarios de energía de Estados Unidos, que no daban una señal de que los precios pudieran dispararse.

En el informe, la producción de ese país llegó a un máximo histórico de 9.192 millones de barriles diarios la semana pasada, mientras las existencias subieron 1.41 por ciento.

La debacle financiera que sufrió Rusia cuando el precio del Brent cayó 50 por ciento en los últimos cuatro meses ha eclipsado la que podría aguardar a la industria estadounidense del esquisto en 2015. Es hora de prestarle atención porque es improbable que Arabia Saudita y otros grandes productores de petróleo de Oriente Medio cedan y reduzcan la producción, y el precio ahora se está acercando a un nivel en el que la producción estadounidense empezará a reducirse con el cierre de pozos (Bloomberg, en El Financiero, 13 enero 2015).

Los representantes de los principales miembros de la OPEP dicen desde hace semanas que no producirán menos petróleo por bajo que caigan los precios. El ministro de Petróleo saudita Ali Al-Naimi ha dicho que ni siquiera un barril a 20 dólares los hará cambiar de opinión. Las primeras reacciones en los Estados Unidos fueron de confianza: los productores estadounidenses de petróleo son suficientemente resistentes; seguirán produciendo incluso a precios de venta muy bajos porque el costo marginal de extraer de los pozos existentes es aún menor; la OPEP perderá porque las redes de seguridad social de sus miembros dependen del precio del petróleo; y, de todos modos, la OPEP está muerta.

Ese optimismo recuerda a la reacción displicente de los rusos al comenzar la caída de precios: en octubre el presidente de Rusia Vladimir Putin dijo que “ninguno de los actores serios” tenía interés en un precio del petróleo inferior a 80 dólares. Esta complacencia ha llevado a Rusia al borde del precipicio: Fitch rebajó su calificación crediticia un escalón por arriba de basura y ésta probablemente siga bajando en tanto el rublo continúe devaluándose al ritmo de la caída del petróleo.

En general, es una mala idea hacerse el gallito en una guerra de precios. Por definición, todos se van a ver afectados, y cualquier victoria puede ser sólo relativa. El ganador es aquel que puede soportar más sufrimiento.

Por ahora, la única señal de que la producción estadounidense de petróleo crudo puede reducirse es el menor número de plataformas petroleras en actividad en los Estados Unidos. La semana pasada bajó a mil 750, 61 por ciento menos que la semana anterior y cuatro menos que hace un año. Sin embargo, la producción petrolera sigue estando en un nivel récord.

En la semana que terminó el 2 de enero, cuando la cantidad de plataformas petroleras también se redujo, llegó a 9.13 millones de barriles diarios, más que nunca en la historia. Las empresas petroleras sólo están interrumpiendo la producción en los peores pozos, los que producen pocos barriles por día: a los precios actuales, esos pozos no justifican el costo de alquilar los equipos.

Como nadie reduce la producción, el precio sigue cayendo y las tendencias todavía se orientan hacia abajo.

Todo esto finalmente tendrá su impacto. Según un análisis reciente de Wood Mackenzie, “un precio del barril de Brent de 40 dólares o menos haría que los productores redujeran la producción a un nivel en el cual habría una contracción significativa de la oferta petrolera mundial. Con un Brent a 40 dólares, 1.5 millones de barriles diarios representan un flujo de caja negativo, en tanto el mayor aporte proviene de varios proyectos de arenas bituminosas de Canadá, seguido por los Estados Unidos y luego Colombia”.

Eso no significa que, una vez que el Brent llegue a 40 dólares –y ese es el nivel que ahora prevé Goldman después de renunciar a su pronóstico de que la OPEP cedería-, la producción de esquisto automáticamente se reducirá 1.5 millones de barriles diarios. Muchas empresas estadounidenses de fracking seguirán extrayendo a pérdida porque tienen deudas que pagar: unos 200 mil millones de dólares de deuda total, comparables con las necesidades financieras de las compañías energéticas estatales de Rusia.

El problema de las empresas de fracking de los Estados Unidos es que es imposible refinanciar esas deudas si están perdiendo efectivo. En algún momento, si los precios siguen bajos, las compañías más apalancadas se irán a pique y las más exitosas no podrán hacerse cargo de ellas porque no tendrán ni el efectivo ni la confianza de los inversores que las ayudaría a conseguir financiamiento para sus deudas.

Las insolvencias y la falta de expansión finalmente llevarán a recortes de la producción. La Administración de Información de Energía de los Estados Unidos aún pronostica que la producción estadounidense de crudo promediará 9.3 millones de barriles diarios, 700 mil barriles diarios más que en 2014. Pero, si el Brent llega a 40 dólares, ese pronóstico vuela por la ventana. Probablemente sea excesivamente optimista ya hoy.

En cuanto a los sauditas y los Emiratos Árabes Unidos, ellos seguirán produciendo. Son países, no empresas, y no pueden simplemente cerrar sus puertas e irse a casa: siguen teniendo presupuestos que financiar y carecen de un reemplazo para el petróleo como fuente de reservas internacionales. Rusia, el tercer productor mundial de petróleo después de Estados Unidos y Arabia Saudita, es mucho menos estable que las monarquías petroleras de Oriente Medio, pero está en la misma situación: el petróleo es su savia.

Esta podría ser una larga y sangrienta batalla de resultado incierto. El precio del petróleo es más bien inelástico a los cambios de corto plazo de la oferta y la demanda. Su rumbo en este año, por lo tanto, en gran medida dependerá de las noticias y de la reacción del mercado a ellas.

Una ola de quiebras en la industria estadounidense del esquisto probablemente lo haga subir porque se la percibirá como un factor negativo para la oferta. Pero cuánto subirá es impredecible. De hecho, podría aumentar lo suficiente para permitir fusiones en la industria estadounidense del esquisto, con lo que esta recobrará fuerzas y ocasionará mayores dificultades a los países de la OPEP, Rusia, México y Noruega... o podría quedar en un nivel que haría a Estados Unidos olvidarse del auge del esquisto. Eso tendría graves consecuencias para la recuperación económica estadounidense.

Quizá sea hora de que el gobierno de los Estados Unidos evalúe si quiere subir la apuesta en esta guerra de precios participando en ella como país soberano. Eso podría significar rescatar o subsidiar temporalmente a los productores de esquisto. Después de todo, ahora compiten con estados, no con empresas como ellos.

El secretario de Hacienda y Crédito Público (SHCP), Luis Videgaray, dijo que es probable que la licitación de contratos de hidrocarburos no convencionales se difiera a otras rondas debido al desplome de los precios del crudo (Reuters, en El Financiero, 15 enero 2015).

México tiene planeado en la llamada Ronda Uno, actualmente en marcha, licitar contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en áreas no convencionales, incluyendo shale (lutitas).

Sin embargo, los altos costos que conllevan el desarrollo de estas áreas han hecho pensar ya a la Secretaría de Energía (Sener) en la posibilidad de diferir las licitaciones de este tipo de hidrocarburos.

"La Ronda Uno considera todavía algunos campos de tecnologías no convencionales, las llamadas lutitas, o en inglés 'shale'; es probable que esas se difieran", dijo Videgaray a la cadena Radio Fórmula.

"No es una decisión que se haya tomado todavía. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Sener están analizando la posibilidad de eso posponerlo para otras rondas, otros años", añadió.

Como parte de la Ronda Uno, México lanzó a finales del año pasado la licitación internacional de 14 contratos de áreas de exploración y extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, que planea adjudicar en julio.

Pero la Ronda Uno también considera contratos para campos maduros, lutitas y otros hidrocarburos no convencionales, así como en aguas profundas.

Estas licitaciones son producto de la ambiciosa reforma energética impulsada por el gobierno y puesta en marcha el año pasado y con la que busca atraer multimillonarias inversiones privadas para elevar su alicaída producción de crudo.

El gobierno estima una inversión anual de 12 mil 500 millones de dólares por la reforma energética en los próximos cuatro años, pero Videgaray reconoció que "tendrá que hacerse alguna una modificación" a esta expectativa, pero dijo que sería "marginal".

Los precios internacionales del petróleo han caído un 60 por ciento desde su máximo del 2014 alcanzado en junio y han retrocedido más de un 36 por ciento en las últimas siete semanas.

Por lo menos ocho y hasta 58 bloques exploratorios, que involucran 1 hasta 48% de los recursos prospectivos petroleros proyectados para licitarse este año en la Ronda Uno, de adjudicaciones a privados, podrían dejarse para rondas posteriores por los bajos precios internacionales del crudo, dijo el secretario de Hacienda, Luis Videgaray (García K., en El Economista, 16 enero 2015).

En entrevista radiofónica, el titular de la SHCP dijo que los llamados no convencionales o shale “es probable que se difieran, no es una decisión que se haya tomado todavía, pero la CNH y la SHCP están analizando la posibilidad de posponerlo para otras rondas, es decir, para otros años”.

Ello implica que al menos ocho campos exploratorios con recursos prospectivos por 142 millones de barriles de petróleo crudo equivalente ubicados en la Cuenca de Sabinas, en Coahuila, mismos que estaban en planes para ser licitados en marzo, no saldrían a concurso, ya que son catalogados como no convencionales de gas en la Ronda Uno.

Sin embargo, también en marzo se contempla la licitación de campos en Chicontepec y de recursos no convencionales. Dentro de este bloque, hay 50 campos exploratorios con recursos prospectivos aproximados por al menos 7,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en el norte de Veracruz que no forman parte del activo Aceite Terciario del Golfo.

Videgaray dijo que el resto de las licitaciones, que involucran 111 campos con recursos prospectivos por hasta 7,400 millones de barriles equivalentes, además de reservas probadas más probables (2P) por hasta 3,782 millones de barriles en campos someros, terrestres y aguas profundas, parecen altamente viables.

La caída internacional de los precios del petróleo, impulsada por una mayor oferta de producto árabe que ha tirado los precios del Brent del Norte de Europa y del WTI -que son referencias para los crudos ligero y pesado que se extraen en México- ha impactado hasta lograr que la mezcla mexicana se cotice en 38 dólares por barril, cuando hace un año se situaba en 100 dólares por barril.

“Ha cambiado el entorno y tienen que hacerse los ajustes correspondientes, pero todo indica que la Ronda Uno seguirá en las condiciones previstas”, precisó Videgaray.

Sobre los cambios, la CNH detalló que apenas se está evaluando la posibilidad establecida por el titular de Hacienda, por lo que aún no es posible detallar si en efecto se realizarán estos ajustes ni los campos o volúmenes que se dejarían para licitaciones posteriores.

1. Campos terrestres, someros y aceites extrapesados.

Reservas 2P: 1,104 millones de bpce en 32 campos. Recursos prospectivos: 724 millones de bpce en 11 campos

2. Chicontepec y no convencionales.

Reservas 2P: 2,678 millones de bpce en 28 campos. Recursos prospectivos: 8,927 millones de bpce en 62 campos.

3. Aguas profundas en la provincia Perdido.

Recursos prospectivos: 1,591 millones de bpce en 11 campos.

4. Aguas profundas del sur.

Recursos prospectivos: 3,222 millones de bpce en 17 campos.

5. No convencionales (shale) de gas.

Recursos prospectivos: 142 millones de bpce en ocho campos.

Cotización en torno a 40 dólares provocará caída de ingresos del gobierno por 1.2 puntos del PIB

La caída en los precios del petróleo se convirtió en factor que puede retrasar proyectos de exploración derivados de la apertura del sector energético al sector privado, aseguró este jueves Moody’s Investors Service, firma calificadora de inversiones (González R., en La Jornada, p.23, 16 enero 2015).

Un precio del petróleo de la mezcla mexicana de exportación en torno a 40 dólares a lo largo del año provocará una caída de ingresos para el gobierno federal por el equivalente a 1.2 puntos del producto interno bruto, alrededor de 200 mil millones de pesos, previó la firma calificadora.

El precio de la mezcla mexicana ronda actualmente 38 dólares. El lunes pasado, Goldman Sachs, un banco de inversiones, pronosticó que el WTI, de referencia para el crudo mexicano, cotizará los siguientes seis meses en torno a 39 dólares por barril. Actualmente, el WTI se negocia siete dólares arriba del mexicano.

“La abrupta caída en los precios del petróleo tendrá un impacto limitado en la calificación de la deuda emitida por el gobierno mexicano”, sostuvo Mauro Leos, vicepresidente de Moody’s.

La firma financiera califica la deuda emitida y respaldada por el gobierno mexicano como A3, dentro del llamado grado de inversión, lo que implica que la posibilidad de incumplimiento es prácticamente nula. Una de las garantías implícitas de las obligaciones del gobierno mexicano es el petróleo, actividad de la que el Estado obtiene un tercio de sus ingresos.

El gobierno mexicano se encuentra en buena posición para absorber choques derivados de la disminución en los precios del petróleo y la depreciación del peso, dijo Leos.

La caída en el precio de la mezcla mexicana, de alrededor de 50 por ciento en los últimos seis meses, resultará en una significativa reducción en el valor de las exportaciones petroleras, añadió. Sin embargo, un peso más débil puede beneficiar la competitividad internacional del país, reforzando la perspectiva de crecimiento de las exportaciones mexicanas, expuso.

“En general, esperamos un incremento en las exportaciones manufactureras que sería más que suficiente para compensar las menores exportaciones petroleras; las exportaciones manufactureras también se verán beneficiadas por una mejoría en las perspectivas de crecimiento de Estados Unidos, aun si los proyectos petroleros se posponen”, apuntó Mauro Leos.

Cuatro quintas partes de las exportaciones manufactureras de México, actividad que aporta poco menos de 20 por ciento del producto interno bruto, tienen por destino Estados Unidos.

Desde octubre pasado, el peso se ha depreciado 8.5 por ciento frente al dólar, principalmente por la caída en los precios del petróleo, añadió Leos. Sólo una quinta parte del total de la deuda pública de México está colocada en moneda extranjera, lo que reduce el impacto de la devaluación en la calificación, apuntó.

El efecto de los menores precios del crudo en la posición fiscal del gobierno será contenido, a pesar de que los ingresos petroleros representan un tercio de los ingresos totales de la administración federal, agregó. Si el precio se mantiene en 40 dólares a lo largo del año, la potencial disminución de ingresos sería de 1.2 por ciento del PIB. Recordó que las autoridades contrataron coberturas para proteger el gasto de una menor cotización.

“Aun cuando algunos proyectos de exploración podrían ser pospuestos debido a los bajos precios, esos retrasos no comprometerán la actual calificación de la deuda mexicana. En todo caso, un avance más gradual sólo limitaría el potencial incremento de la calificación”, apuntó.


Ref: 2015, elektron 15 (22) 1-8, 22 enero 2015, FTE de México.

Plataforma Bicentenario, contratista de Pemex. FOTO: Milenio

Protesta contra el fracking en Estados Unidos. FOTO. Ap