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Pemex tiene un reto ante las nuevas exigencias para las mezclas de crudo

La paraestatal tendrá que invertir para reducir el contenido de azufre en la mezcla mexicana, o asumir una caída en los ingresos, dice Ramses Pech.
lun 07 octubre 2019 10:09 AM
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Pemex enfrenta un dilema ante los cambios en la demanda de mezclas.

(Expansión) - Con el incremento al precio del barril en el mundo y una tendencia volátil, así como con los cambios para el tipo de combustible para barcos que entrarán en vigencia en el 2020 -donde se determina que el combustóleo con un contenido de azufre de 3.5% deberá bajar la concentración a 0.5%- se influirá en el precio de venta de algunas mezclas de crudo en el mercado mundial, entre ellas, la mexicana.

De los cuatro tipos de crudo que comercializamos para el mundo (Maya, Istmo, Olmeca y Altamira), el único actualmente comercializado es el Maya, cuya característica es: Pesado (21-22° API) y amargo (3.4 a 3.8% de azufre en peso) por lo que brinda menores rendimientos de gasolina y diésel en esquemas de refinación simples en comparación con crudos más ligeros.

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Pero ante el porcentaje de azufre en el crudo de mayor venta de Pemex, la paraestatal deberá cambiar la fórmula como calcula el precio del barril en forma diaria, mientras tendrá que mantener una calidad en la mezcla mexicana sin que ésta pierda valor en el mercado mundial.

En el caso de no cumplir con la nueva norma establecida, la empresa tendrá que invertir para bajar el porcentaje de azufre en el crudo en un corto plazo. Y de no realizarlo, la Ley de Ingresos tendrá una menor recaudación por la venta de crudo de exportación.

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La fórmula actual que utiliza P.M.I. Comercio Internacional, la filial de Pemex, para calcular el precio para la Costa estadounidense del Golfo de México , Costa del Atlántico y el Caribe -a donde mayor exportación tenemos- es:

Petróleo crudo del tipo Maya: P Maya = 0.40 (WTS +USGC HSFO) + 0.10 (LLS + BRENT DTD) + K

WTS West Texas Sour; LLS Light Louisiana Sweet , USGC HSFO combustóleo con un contenido de azufre de 3.5%; BRENT DTD” Brent Dated. Los valores de cada uno corresponde al promedio aritmético de los precios Platts de cada uno durante el periodo de valoración de precios.

“K” se define como el grado de descuento o incremento del precio de acuerdo a las condiciones del mercado al momento de la cotización. Ese factor K es establecido a partir de noviembre de 2018, y Pemex fijó que no deberá ser superior a 1.90 dólares por barril. En caso de que, por circunstancias de alta volatilidad en el mercado, el ajuste al factor K deba ser mayor a 1.90 dólares, la paraestatal convocará una reunión extraordinaria de su Consejo de Administración para que dicho Órgano de Gobierno sea informado de las condiciones específicas de mercado, y en caso de considerarlo conveniente, autorice el ajuste.

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Actualmente en agosto el factor K para la región era de -0.75 dólares por barril (descuento), en septiembre, de 3.75, y para octubre de +0.5 de acuerdo con datos de P.M.I.

La nueva fórmula que resulte del análisis que realice Pemex dependerá de que en el corto plazo se pueda bajar el contenido de azufre en el crudo maya y se sepa evaluar al mercado para ofrecer descuento o incremento por medio del factor K.

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Requerimos crudo de bajo azufre, que sigan los pozos en formaciones de baja permeabilidad en el norte del País como en la cuenca de Burgos, donde el contenido de azufre está por debajo de 0.5%. Se lograría una ventaja al realizar un mezclado de crudo Maya con Ligero para mantener o aumentar el valor de la mezcla a nivel mundial, ante los cambios de demanda de algunos países asiáticos que han visto cortado el suministro de petróleo proveniente Arabia Saudita.

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El promedio de enero a agosto de la exportación de México ha estado en alrededor de 1 millón 135,000 barriles diarios, de donde 623,000 son enviados a América (Principalmente a EU), 196,000 a Europa y 317,000 al lejano oriente. La nación deberá parar y evaluar el mercado, así como dónde estamos para enviar el crudo de exportación a donde paguen mejor precio.

Ahora, ¿Qué vamos hacer ante una posición de una política energética de corto plazo interna de México; ante una falta de producción de petróleo actual y mientras se debe mantener un balance entre exportación y refinación?.

Debemos definir a dónde preferimos que entren divisas, si en forma directa a la nación, o vía Pemex por la venta de combustible. La decisión se debe tomar ante los cambios de muy corto plazo para el 2020.

Nota del editor: Ramses Pech es analista de la industria de energía y economía. Es socio de Caraiva y Asociados. Síguelo en Twitter como @economiaoil . Las opiniones en esta columna pertenecen exclusivamente al autor.

Consulta más información sobre este y otros temas en el canal Opinión

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