El panorama que espera a Pemex luce complicado. Obligada por la ley, aplicada por la Comisión Reguladora de Energía, la petrolera perderá hasta el 80 por ciento de su participación de mercado de la venta de gas natural, lo que le significaría dejar de recibir ingresos estimados en 43 mil millones de pesos -cuatro quintas partes de sus ventas anuales de este producto, en un periodo fijado de tres años, que correrían a partir de 2016 y hasta finales de 2018.
Además, un escenario inercial la dejaría también sin los ingresos correspondientes a la venta de combustóleo a CFE, que ya este año le causaron una baja de casi 20 mil millones de pesos en sus ventas al primer semestre debido a que la eléctrica viró hacia fuentes de energía más baratas y limpias.
A todo esto se suma la falta de compensación a sus inversiones en yacimientos otorgados en las licitaciones efectuadas de la Ronda Uno, debido a que la Secretaría de Energía aún no define cómo y cuándo le pagará a la petrolera ese dinero que por ley le corresponde.
Los problemas son adicionales a la mayor preocupación de analistas nacionales e internacionales, que es la caída de 47 por ciento en los ingresos por concepto de exportaciones de crudo de Pemex, principalmente por la caída en sus cotizaciones.
Joe Kogan, codirector de mercados emergentes de Scotiabank, dijo que aunque la petrolera nacional mantiene costos por debajo del promedio internacional, sí hay una preocupación alta por cómo resolverán la entrada de nuevos flujos de efectivo para compensar las caídas en negocios actuales.
"Tienes a Pemex y una preocupación de cómo va a manejar su disminución de flujo de capital y cómo van a conseguir el capex (capital para invertir) que necesita: si va a ser con más deuda, con asociaciones o cómo", cuestionó desde Nueva York.
Una manera adicional sería contar con las compensaciones que el Gobierno prometió por las inversiones realizadas en campos que ya se adjudicaron en la Ronda Uno, sin embargo esto no se ha llevado a cabo, apuntó Fluvio Ruíz Alarcón, exmiembro del Consejo de Administración al momento en que se aprobaron las reformas.
En el caso de la Segunda Convocatoria ya hay hasta ganadores con campos adjudicados y para el caso de la Tercera Convocatoria -donde hoy hay equipos de Pemex en operación- que se adjudicará el 15 de diciembre aún no hay un plan de cómo valorar esas inversiones, agregó.
Para Kogan, de Scotiabank, las asociaciones que también están retrasadas, serían otra de las "fórmulas de rescate" de este panorama, pero aún no se han anunciado.
Estas asociaciones, conocidas como farm-outs, son un tanto inusuales porque pese a que la reforma busca darle independencia a la petrolera es el Gobierno junto con Pemex quienes buscan socios.
La estrategia de enfoque en los negocios de valor hoy cobra relevancia más que nunca y no está en los otros negocios, sino en la exploración y perforación, agregó Kogan.
"La actividad que es más prolífera para Pemex, no es shale gas, no es gas normal, es la exploración y la perforación, tradicionalmente esa ha sido el área de mayor interés para ellos y para nosotros como analistas", afirmó.
Alejandra León, analista de IHS Energy, coincidió en que es positivo que Pemex analice sus negocios más rentables.
"Eso cambia hacia dónde va a dirigir su negocio Pemex y eso implica que es bastante positivo: va a evaluar refinación, gas, petroquímica y va a quedarse con los negocios más rentables o verá la forma de hacerlos más rentables, si con una asociación, si invitando a terceros, es todo un cambio de visión de negocio", explicó León.
Refinación, la parte que produce y vende gasolinas, perdió cerca de 100 mil millones de pesos en 2014.
"No es que te diga 'pobrecito Pemex, le van a quitar el monopolio de gasolina'… si perdió dinero qué bueno que ya no tenga esa obligación y que lo que se quede sea un negocio rentable y más en tiempos difíciles", declaró la analista.
