Tendencias regionales e internacionales en la Reforma Energética de 2013 en México: inversión extranjera

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Jóvenes en la Ciencia Económica

Tendencias regionales e internacionales en la Reforma Energética de 2013 en México: inversión extranjera

Carlos Eduardo Vargas Santiago

Recibido: Septiembre 2014
Aceptado: Junio 2015

Resumen

Es difícil imaginar cómo después de tantos años de proteccionismo en la industria petrolera mexicana, ésta sufrirá una transformación radical en su esquema que no sólo impactará en la economía, sino también en aspectos políticos y sociales del país. Este artículo se encarga de explicar con relación al aspecto internacional cómo surge una decisión de grandes implicaciones domésticas para un país, en un contexto cambiante a nivel mundial. De igual forma, contempla las principales aportaciones de la reforma energética aprobada en el año 2013 y se hace una breve comparación entre PETROBRAS de Brasil y PEMEX para trazar una posible ruta que nuestro país podrá obtener a través de esta apertura a la inversión en el sector de hidrocarburos. Finalmente, los resultados del estudio abarcarán los retos que tendrán que ser alcanzados por México en el sentido de aprovechar un recurso que no es renovable y además, de no quedarse rezagado frente a un panorama de revolución energética mundial.
Palabras clave
Reforma, energética, México, inversión, extranjera, PEMEX.
JEL: Q48 – energía; política pública.

Abstract
It is hard to imagine how after so many years of protectionism in the Mexican oil industry, which is one of the most relevant industries in the whole country, it will undergo a radical transformation in its scheme that will not only impact on the economy, but also in political and social aspects of the country. This article takes care to explain in relation to the international aspect, how a decision of great domestic implications for a country arises in a changing global context. Similarly, contains the main contributions of the energy reform approved in 2013 in Mexico and a brief comparison between PEMEX and Petrobras of Brazil. This will help us to trace a possible path that our country can get through this opening to investment in the hydrocarbon sector. Finally, the results of the study will cover the challenges that have to be made by Mexico, meaning to tap into a resource that is not renewable and also not to fall behind against a background of global energy revolution.
Key words: Reform, Energy, México, Investment, Foreing, PEMEX.

Introducción

En el presente artículo trataremos de explicar la situación actual del petróleo en México. Aquí se plantea que, todavía a finales del siglo pasado, la industria petrolera de México aún seguía conservando un esquema restrictivo a la inversión. No es sino hasta el 2008 con una reforma energética moderada que México empieza a permitir la inversión en el sector. Después de eso, resulta necesario ver de cerca lo que acaece en el mundo, principalmente en la región de Norteamérica y posteriormente a partir de la suposición de una probable revolución energética en la región que promete transformar profundamente a la industria petrolera global. Hay que destacar que frente a este panorama internacional, y algunas determinantes internas como lo es el declive de la producción petrolera, son las causas fundamentales de la reforma energética del año 2013. A manera de ilustrar la importancia de una reforma energética, analizaremos ésta desde el punto de vista aperturista a la inversión. Del mismo modo, podremos explicar cómo funcionan los esquemas liberales del petróleo en el mundo, para analizar si en verdad la reforma es apta para la dinámica del mercado actual. Concluiremos con un breve pero sustancial estudio comparativo entre la empresa Brasileña Petróleo Brasileiro (PETROBRAS) y Petróleos Mexicanos (PEMEX). Lo último con la finalidad de entender cuáles fueron los beneficios de la apertura en Brasil de su sector petrolero, y cuáles son los posibles beneficios que podrá obtener PEMEX a raíz de la reforma energética.

Reforma Energética 2008

En este apartado el propósito no es precisamente profundizar en el tema de la reforma energética del 2008, sino analizar el contexto actual en el que se presenta la reforma del 2013. No obstante, creemos fundamental que en el 2008 se dio un paso importante hacia la apertura a la inversión privada en la industria en cuestión. Sostenemos que la reforma del 2008 obedeció a tres grandes objetivos: seguridad energética, eficiencia económica y productiva, y sustentabilidad ambiental. Estos objetivos fueron conocidos como la “Estrategia Nacional de Energía”. Con el fin de alcanzar la eficiencia en la productividad, el Consejo de Administración y los organismos subsidiarios de PEMEX fueron investidos del poder para controlar y otorgar, lo que nueve meses después de la aprobación de la reforma el 28 de noviembre de 2008, serían llamados los contratos incentivados o contratos EP. Estos contratos servirían para servicios de evaluación, desarrollo y producción de hidrocarburos en campos maduros(Ortega, 2012, p.309-321).
Estos contratos surgen debido al agotamiento de los campos más productivos de México, incluyendo el yacimiento de Cantarell, la empresa PEMEX para enfrentar la situación había dirigido sus esfuerzos a otros campos cuya explotación supone retos técnicos y de inversión, con gran complejidad. También, la búsqueda de nuevas reservas de hidrocarburos impulsó el desarrollo de nuevas cuencas y horizontes que ya habían sido explorados. Los contratos EP preveían la incorporación de tecnología de punta, mayores eficiencias y menores costos, entre otros factores. Lo anterior mediante el supuesto de la generación de valor y el incremento de la capacidad de ejecución, a través de esquemas rentables y competitivos en campos maduros. Estos esquemas contractuales fueron diseñados para atraer empresas que contaran con capacidades, habilidades y una estructura de costos acordes con estos proyectos a fin de explotar los recursos con eficacia y eficiencia.

A pesar de algunas ideas acertadas para el comienzo del resquebrajamiento del monopolio que representaba PEMEX, los cambios no fueron bien establecidos y por lo tanto las inversiones no llegaron como se esperaban. Algunos expertos establecen que la reforma careció de planeación, de conocimiento de mercado y de un adecuado impulso por parte de la administración gubernamental. Según Miriam Grunstein, la reforma limitó a un solo modelo las alternativas de PEMEX. Lo único que se generó fue la contratación de servicios, por lo que se entiende, almacenamiento, distribución, etc., del petróleo. No se llegó a explotar y explorar el petróleo más complejo y costoso de producir debido a que las inversiones no llegaron por falta de certidumbre jurídica. Una de las cosas que con esta reforma se generó, fue que el Consejo de Administración tuvo demasiado poder gracias a la rectoría que se le otorgó para dirigir PEMEX y debido a que el Sindicato tenía un lugar importante en esta empresa, ocasionando que la autonomía de PEMEX fuera controlada por un sistema aún más corrupto.

Por lo tanto, algunos errores aquí mencionados sobre la reforma de 2008, no deberían ser repetidos en la reforma de 2013. Lo que es cierto, es que muchos de estos errores fueron visibles a lo largo de la implementación de la reforma, y no se anticiparon durante su aprobación. A pesar de la reforma, y de la apertura del sector en cierto modo, el hecho de que México fuera considerado uno de los países más proteccionistas del mundo en este sector, no cambió. Lo anterior será explicado en nuestro siguiente apartado sobre restricciones del marco legal en la industria petrolera mexicana.
Marco restrictivo de la industria petrolera en México frente al mundo

El gobierno de México durante muchas décadas permaneció cerrado a recibir inversiones privadas extranjeras en el área de los hidrocarburos. ´No fue sino hasta 2008, con el esfuerzo de mejorar y expandir el aprovechamiento del petróleo que surgió una reforma menos ambiciosa a la que acaeció apenas en el 2013 sobre la apertura a la inversión en el ramo petrolero. Así pues, se ha dicho que México y Corea del Norte tienen el marco energético más restrictivo. En contraste, países que solían abordar esta cuestión de manera igualmente dogmática han optado por dar un giro de 180 grados a sus respectivas políticas petroleras y ahora, gracias a los aportes tecnológicos, financieros y gerenciales de compañías internacionales, tienen sectores petroleros vigorosos, capaces de enfrentar los desafíos más complejos (Boué, 2013, p.34).

Un ejemplo de lo anterior es Brasil. Quien entre los años 1953 y 1997 mantuvo un régimen monopólico industrial petrolero, muy similar al que todavía existe en México, pero cuya liberalización de la explotación de los recursos petroleros ha traído un crecimiento impresionante de los mismos.
Otros de los grandes logros de PETROBRAS ha sido el referente a la producción de la última década. Su producción se ha incrementado aún más a pesar de desplazarse a la exploración de aguas profundas. Durante ese mismo periodo, la producción de crudo en México disminuyó una cuarta parte por el agotamiento de los yacimientos petroleros principales de la nación. También se debió al fracaso de la iniciativa de explotar yacimientos someros y terrestres en el área de Chicontepec durante el sexenio foxista. Incluso, a través de lo ya reformado en 2008, sobre la participación privada por medio de contratos de servicios múltiples de Burgos, o a través de los contratos integrales de exploración y producción para campos maduros en México. El objetivo de la reforma que más tarde será descrita, es precisamente abrir el sector energético en nuestro país (Boué, 2013, p.34).

Juan Carlo Boué establece que estar a favor de la participación del capital privado indica una pragmática y saludable percepción de las enormes posibilidades que ofrece el mercado para hacer frente a los desafíos de una economía globalizada y una industria petrolera mundial en acelerado procesos de transformación tecnológica, así como para satisfacer las necesidades de la población mundial. La postura de un Estado frente a la participación del capital privado en exploración y producción de petróleo es, o debería de ser, ante todo una cuestión de negocios, no de ideología (Boué, 2013, p. 35). Para el Estado mexicano el monopolio en las actividades de exploración y producción durante los años de auge de los yacimientos de Tabasco, Chiapas y Campeche resultó también un negocio colosal. Ideológicamente es posible constatar que el PEMEX de hace algunas décadas era visto como el héroe de la economía nacional, aunque actualmente ya no lo es. Ahora, los yacimientos más grandes ya no proporcionan el rendimiento que hace algunos años generaban. Dicha circunstancia da origen a la necesidad de nuevos cambios en el sector. Hay que ver de cerca entonces, en qué consiste el modelo internacional y cómo funciona la liberalización de actividades en un sector tan cerrado como lo era el petrolero en México.

Nuevas tendencias de exploración y producción en un marco regional Norteamericano

Con el paso de los años, la población se ha incrementado de manera cuantiosa, de igual forma lo ha hecho el consumo de energéticos en el mundo. Para ser más específicos, con datos del Instituto del North American Energy Research Institute (2011, p.3-10) los siguientes datos permitirán una mejor perspectiva de la situación sólo de los Estados Unidos, principal consumidor de energéticos en la región. Durante los últimos 100 años, la población ha incrementado tres veces su tamaño, también la esperanza de vida ha incrementado en un 70%, la economía ha incrementado su Producto Interno Bruto en 600% más, y como resultado se han consumido 310 billones de barriles de petróleo. Por supuesto, el aumento poblacional, ha generado mayor crecimiento económico y de esa forma ha incrementado el consumo de energéticos, pero una cosa en particular nos importa, que es el monto de reservas probadas en los Estados Unidos. Pues, de acuerdo al mismo instituto, en 1982 se probaron tan solo 30 millones de barriles en reservas, en los últimos 30 años, más de 77 millones de barriles de petróleo han sido producidos en territorio estadounidense. El hecho de que la producción del petróleo haya rebasado a las reservas probadas en más del doble, según el instituto, se debe a la constante innovación tecnológica en el país norteamericano. Lo que hace pensar que en toda Norteamérica las reservas probadas son sólo una pequeña fracción de lo que realmente son.

Lo anterior nos sirve como un breve preámbulo en el que podemos comprobar argumentos sobre cuáles han sido los verdaderos cambios tecnológicos en la industria petrolera, y su impacto en la maximización de la producción petrolera, no solo en México sino en todo el mundo. El petróleo como un recurso no renovable, claramente se tendrá que agotar en algún momento, en algunos países las energías renovables están formando parte ya de agendas tanto ambientales como económicas, pero a pesar de eso, la energía renovable sigue siendo más costosa de producir que la no renovable. Por lo anterior, los precios en el mercado serían menos competitivos con los energéticos derivados del petróleo, de esa forma, los consumidores se inclinarían a seguir consumiendo los energéticos no renovables que de alguna forma son más económicos y accesibles. Aunque los energéticos renovables no tengan mucho auge ahora, los avances en tecnología y en eliminación de costos seguirán generándose, por lo tanto, dicho avance también puede estar ligado con la disminución del consumo de hidrocarburos al existir una alternativa viable de fuentes energéticas. Por ello creo es sumamente viable que el petróleo sea explotado lo antes posible generando así su máximo aprovechamiento antes de que sea demasiado tarde.

Si recurrimos a datos importantes relacionados con los avances tecnológicos y el incremento de las reservas estadounidenses, nos referimos al depósito de esquisto Marcellus que se ejecuta a través de la Cuenca de los Apalaches. En 2002, el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS) estimó que el área que se tiene sobre dos billones de pies cúbicos de gas natural y de 0,01 millones de barriles de líquidos de gas natural. Para el año 2011, sin embargo, el USGS estimó 840 mil millones de pies cúbicos de gas natural y 3,4 millones de barriles de líquidos. Dentro de un lapso de 9 años, la tecnología aumentó un estimado de los suministros de gas natural en los Marcellus 42 veces, y los líquidos también se multiplicaron 340 veces. Del mismo modo, se estima que la formación Bakken en Dakota del Norte y Montana tenía 151 millones de barriles de petróleo en 1995, pero en 2008, el USGS había aumentado su estimación de entre tres y 4.3 miles de millones de barriles, 25 veces la estimación de 1995. El crecimiento de las reservas es exorbitante gracias al aumento en las estimaciones de recursos causado por la mejora en la tecnología, la cual permite producir más recursos (2011, p. 3-10).

Con base a las reservas probadas en 2004 a diferencia de las probadas en 2011, la economía de los estados federales en el país norteamericano ha tenido un gran cambio. El nivel de producción de Dakota del Norte es especialmente sorprendente si se considera que en 2004 en el Estado la producción era de sólo 31 millones de barriles de petróleo, 26 o menos de la tercera parte de lo que produce en la actualidad. En menos de una década, Dakota del Norte ha pasado de ser el noveno estado más grande productor de petróleo en el cuarto más grande. A raíz del aumento en la producción de energía también se ha mantenido la tasa de desempleo entre las más bajas del país. Aquí podemos observar uno de los beneficios del incremento en la explotación del petróleo. Lo anterior ocurrió nuevamente con el descubrimiento de tecnologías para extraer gas y petróleo esquito o shale.

Una historia similar recientemente se ha desplegado en el sur de Texas, donde el descubrimiento de la formación de Eagle Ford Shale ha dado lugar a un considerable aumento en la producción que se habría considerado improbable sólo alguno años atrás. En 2009, 94 permisos de perforación fueron emitidos a empresas que operan en el Eagle Ford. El próximo año el número de permisos superó los 1000. En ese mismo período, la producción combinada de petróleo crudo y otros líquidos casi se cuadruplicó. Con la evolución de la tecnología, cada vez más empresas se están moviendo hacia la Eagle Ford, que resulta ser uno de los yacimientos de petróleo más prolíficos en los Estados Unidos. Con lo anterior nos damos una idea de la importancia en el avance tecnológico de la industria, puesto que ahora, Estados Unidos de no tener casi nada de reservas petroleras hace unos años, ahora se está convirtiendo en un jugador importante a nivel mundial en el sector (North American Energy Research Institute, 2011, p. 3-10).

Tabla 1: Aspectos más relevantes de la revolución energética en Estados Unidos

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Fuente: Elaboración propia.

 Por otra parte, la situación canadiense es similar. La producción de las arenas bituminosas ha permitido a Canadá aumentar sus reservas probadas de petróleo de 5 mil millones de barriles a 170 mil millones de barriles, posicionando sus reservas de petróleo en tercer lugar mundial después de las de Arabia Saudita y Venezuela. En el gráfico siguiente se puede ver la lista de los países que poseen mayor cantidad de reservas en petróleo hasta el año del 2013.

Tabla 2: Reservas de petróleo 2013

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Fuente: Energy Information Administration.

Con la información anterior, podemos subrayar la evolución que ha tenido el petróleo en la región norteamericana. Señalamos previamente cómo la expansión de la producción tanto en Canadá como en Estados Unidos se debió al nuevo avance tecnológico en las diferentes formas de extracción de hidrocarburos no convencionales. A raíz de esta revolución energética de la región, dicho acontecimiento dio origen a una revolución en todo el mundo. Por ello es fundamental conocer cuáles serán los posibles escenarios de México frente al panorama internacional.
México frente al panorama norteamericano y mundial

En cuanto al desarrollo productivo en los últimos años de México, encontramos que produce cerca de tres millones de barriles por día de una base de recursos técnicamente recuperables de más de 30 mil millones barriles. El total de los recursos in situ en México son casi 100 mil millones barriles. El campo petrolero de mayor producción en México es el campo costa afuera de Ku-Maloob-Zaap en el Golfo de Campeche , que produce más de 830,000 barriles por día. El campo marino Cantarell vecino en el Golfo de México fue una vez uno de los yacimientos de petróleo más grandes del mundo, pero en el pasado decenio la producción ha disminuido considerablemente. En 2004 , Cantarell produjo más de dos millones de barriles por día , pero para el año 2010 la producción se había reducido a 558 mil barriles por día, -tan solo un poco más de un cuarto de lo producido en 2004-. Sin embargo, recientes descubrimientos en el Golfo de México sugieren que otra fuente importante de petróleo en alta mar podría estar disponible para PEMEX.

Como hemos venido explicando, uno de los motivos del declive petrolero en México, principalmente es causado por el agotamiento de los yacimientos convencionales. El petróleo no convencional es además de costoso, más difícil de extraer y de explotar. Por eso, el riesgo se comparte creando asociaciones, o incluso, empresas multinacionales contratan empresas de menor tamaño para realizar actividades muy específicas que las primeras no dominan. Por lo tanto, hacemos énfasis en las líneas anteriores para explicar el motivo de un cambio al régimen actual de la industria petrolera en México.

El campo de tierra de mayor producción es actualmente Puerto Ceiba, en la región sur del país, que produjo cerca de 50.000 barriles por día en 2009. Gran parte del petróleo conocido de México es considerado pesado (principalmente se encuentra en la cuenca de Chicontepec al noreste de la Ciudad de México), que ha sido considerado demasiado costoso de producir. Pero recientemente ha existido un desarrollo tecnológico, junto con la creciente demanda mundial de petróleo, lo que significa que la producción mexicana tiene el potencial de aumentar sustancialmente en las condiciones adecuadas. Los mismos argumentos aludidos sobre el petróleo pesado en México sobre lo altamente costoso y difícil de extraer, se hicieron hace diez años sobre el Esquisto en Dakota del Norte en Bakken, que ha demostrado ser uno de los campos de petróleo en tierra más prolíficos en América del Norte.

En cuanto al gas natural, las reservas probadas de gas natural en los Estados Unidos y en toda América del Norte son enormes, y la cantidad total de gas natural recuperable es aún más impresionante. La EIA (U.S. Energy Information Administration por sus siglas en inglés) estima que los Estados Unidos tienen 275.5 mil millones de pies cúbicos de gas natural, pero estos son reservas probadas y no totales de recuperables recursos. La cantidad total de gas natural que es recuperable en América del Norte es suficiente para proporcionar a los Estados Unidos con 175 años de gas natural al ritmo actual de consumo, para 575 años a los niveles actuales de generación de gas natural, o para uso residencial durante 857 años (Energy Information Administration, 2013, p. 10).

México cuenta hasta el momento con cerca de 12 billones de pies cúbicos de gas en reservas probadas. En realidad, con el descubrimiento del gas shale son 681 billones que siguen estando en gran parte sin explotar en el país.
En general, el petróleo esquito no aporta un porcentaje tan alto como el gas lo hace en los tres países. Estados Unidos es el país más beneficiado del hidrocarburo esquito gracias al número de pozos localizados en su territorio. En ello residió la importancia de una reforma energética en el territorio mexicano, precisamente, para expandir la producción petrolera a través de la explotación de campos no convencionales que requieren una tecnología más moderna con más capital humano lo que requiere mayor inversión por la complejidad del proceso.

Frente a un panorama cambiante en el marco energético de México y el mundo en contra del reloj por la revolución del shale oil y shale gas debido a que, como mencionamos con anterioridad, en la segunda década del siglo XXI Estados Unidos no necesitó en gran medida del petróleo mexicano ni de ningún otro país gracias a los hallazgos internos. La autosuficiencia estadounidense está surgiendo. La competitividad de México en sus exportaciones frente a la región de Norteamérica puede verse diluida debido a los bajos precios del gas principalmente en Canadá y Estados Unidos. Para darnos una idea, el gas en Texas cuesta de 4 a 5 dólares por unidad, contra 11 a 17 dólares que cuesta en el resto del mundo. Se necesita licitar y construir gasoductos que conecten con la región. PEMEX no puede con el monopolio petrolero debido a que su ineficiencia parece ser un riesgo. Se debe acotar la acción de PEMEX en la reforma, dejándolo con los pozos donde aún es eficiente (ronda cero). En las cuatro divisiones de PEMEX, éste sólo gana dinero en PEMEX exploración y producción, en los otros tres sobre refinación, gas y petroquímica pierde. Sus flujos de caja son tan altos que no solo disfrazan y absorben la pérdida de sus divisiones, también absorben huecos fiscales. Hoy en día el 35% del presupuesto federal, o sea, unos 75 mil millones de dólares anuales provienen de la renta petrolera (Nexos, Editorial, 2013, p. 26).

En el año 2012 los ingresos petroleros fueron de un billón 647 mil millones de pesos. Las actividades de exploración y producción generaron ganancias netas después de impuestos por 94 mil millones de pesos. Gas y petroquímica básica ganó mil 613 millones. Petroquímica perdió 11 mil millones, mientras que refinación perdió 102 mil millones. El corporativo y otras subsidiarias tuvieron una ganancia neta consolidada de 14 mil millones. Los impuestos petroleros percibidos por el gobierno mexicano en ese año fueron de 903 mil millones de pesos. Con estos números, podemos observar que solo funciona la parte de exploración y producción (crudo) y la recaudación tributaria.

Aunado a esto, el factor de eficiencia en PEMEX no es tanto la capacidad extractiva, sino la suerte de contar con pozos de fácil extracción cuyo costo es de 6.84 dólares por barril, unidad que se vende en el mercado mundial arriba de 102 dólares en 2012. Por lo tanto, es preciso mencionar que aunque PEMEX maneje altos números y ganancias millonarias, como cualquier otra empresa petrolera, lo hace porque PEMEX ha tenido la oportunidad de contar con yacimientos vastos de petróleo convencional. Con las líneas anteriores asumimos que si bien PEMEX tiene un superávit cuantioso en la división de exploración y producción, esto forma parte de una actividad relativamente fácil y bastante remunerativa.

Durante la última década, PEMEX ha bajado su producción y venta de crudo en un millón de barriles, pero su renta se ha mantenido debido al constante aumento del precio del petróleo. En el supuesto de que la apertura del petróleo en México sea muy fructífera, todo barril o pie cúbico extraído del subsuelo deberá pagar el 50% de su valor de mercado. Como alternativa, existen dos grandes cambios donde se podría involucrar la inversión privada:

• Contratos, mayoritariamente de riesgo en modalidades extractivas que PEMEX no domina como lo son; shale o lutitas, aguas profundas y otros campos no convencionales.
• Apertura a la inversión privada en todo el ciclo de producción industrial y comercialización donde PEMEX pierde como lo es en; refinación, gas, petroquímica y distribución(2013, p. 27).

Con la apertura a la inversión, se podrá avanzar a una maximización de la producción de bienes derivados del petróleo, ya que PEMEX no ha podido hacer rentable la petroquímica. También, a diferencia de los gasoductos donde puede invertir quien lo considere oportuno, en los oleoductos sólo puede invertir PEMEX.

La reforma energética está ligada fuertemente a la reforma fiscal con la que se pretende cambiar la estructura tributaria de la paraestatal. Ninguna política de apertura en el petróleo puede funcionar sin una cuestión de trasparencia de precios y subsidios. De igual manera la reforma fiscal es pertinente para despretrolizar las finanzas públicas.

La reforma debe perseguir algunos objetivos como los siguientes: garantizar la seguridad energética del país a largo plazo (algunos estadistas, han previsto que al ritmo actual de extracción, las reservas convencionales se agotarán en 10 años); construir instituciones reguladoras autónomas que sustituyan gradualmente la intervención directa del Estado; establecer incentivos claros para todos los actores involucrados; lograr eficiencia en la asignación y uso de los recursos; aprovechar los recursos racionalmente; vincular la industria petrolera con el resto del mercado; controlar las afectaciones ambientales que implica la extracción del petróleo; y proveer precios competitivos para los consumidores.
Según Adrián Lajous (2013, p. 29), la importación estadounidense de hidrocarburos líquidos disminuyó 40% entre 2005 y 2012, y la de gas natural en 60% entre 2008 y 2012. En el 2012, Canadá exportó a Estados Unidos 2.6 millones de barriles diarios, 3.5 veces más que las exportaciones mexicanas a ese mismo país. En ese mismo año, la exportación mexicana de hidrocarburos cayó de su máximo histórico, de un millón 800 mil barriles pasó a 735 mil. Asimismo, las importaciones de gas natural que efectuó México fueron de 2.1 miles de millones de pies cúbicos diarios, cifra que equivale al 45% de la producción nacional de gas seco.

Lajous menciona que probablemente una amenaza para las exportaciones mexicanas será el gasoducto de Keystone XL de gran diámetro y con una capacidad de transporte de 830 mil barriles diarios que va desde Hasrdisy, Canadá, a Steel City, Nebraska. El ducto, de ponerse en marcha en 2015, ampliaría la capacidad de transporte Cushing (Oklahoma) de crudo ligero de Bakken (Dakota del Norte) además de que permitiría llevar a la costa del Golfo unos 500 mil barriles diarios de crudo pesado canadiense.

Lajous brinda una posible alternativa, de ampliar la red de ductos con América del Norte, ya que su gas natural tuvo una reducción mayúscula de precios respecto al petróleo y otros líquidos del mundo. Adicionalmente, resulta más económico aprovechar la libre exportación de gas natural gracias al TLCAN. Actualmente las redes que conectan el transporte y distribución de los hidrocarburos dentro de la república Mexicana no son eficientes. Por ello, transportistas privados y otros intereses dentro de PEMEX se benefician ampliamente de la ineficiencia de la red logística de productos petrolíferos.

En la cuestión de refinación, México importa el 40% de la gasolina consumida, pero de acuerdo con el análisis de Lajous, seguirá importando más. En Estados Unidos, entre 2008 y 2012, las exportaciones de gasolina se triplicaron gracias a su eficiencia productiva, cosa que México no ha logrado. Como hemos hecho énfasis, la industria de refinación de México es una de las peores manejadas en el mundo. Ejemplo de ello puede ser observado en el siguiente gráfico.

Tabla 3: Miles de barriles diarios

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Fuente: Sistema de Información Energética.

Algunas de las propuestas de Lajous, fueron insinuadas por la Organización Para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), por medio de un documento titulado “México: Mejores políticas para un desarrollo incluyente”. Que en su apartado 18 habla de la política energética que el país deberá enfrentar en su futuro próximo. Este trabajo fue entregado en septiembre del 2012, al entonces Presidente electo, Enrique Peña Nieto, con el fin de impulsar el crecimiento y desarrollo del país.

En un análisis comparativo, donde podremos observar los inmensos desperdicios presupuestarios y económicos de México, es el del caso de Marathon, quien compró una refinería a BP en octubre de 2012 en el estado de Texas con el propósito de expandir la capacidad productiva de esta misma. Marathon programó invertir 850 millones de dólares en los próximos 5 años para cumplir su objetivo, el cual busca exportar a países de América Latina, incluyendo a México. Ese monto de inversión representa tan solo el 7% de la inversión que se estimó para Tula que era de 12 mil millones de dólares, la cual ha obtenido pocos resultados, a diferencia de la refinería de los Estados Unidos (Lajous, 2013, p. 28).

Con el panorama anterior podemos reiterar nuevamente la deficiencia de PEMEX en la producción petrolera. Por eso y debido a la importancia de un modelo reformista de la industria petrolera en México, vamos a evaluar cómo son los cambios generales que una paraestatal debe de efectuar con el propósito de incorporar una estructura aperturista de mercado.

Funcionamiento de las empresas petroleras en el mundo

En el marco de apertura a la inversión en el ramo petrolero hay algunas reglas que deben ser establecidas para tener éxito. Por ejemplo, si un Estado implementa un régimen fiscal confiscatorio, la inversión difícilmente llegará, y por lo tanto no se producirá petróleo ni habrá maximización de la renta petrolera. La combinación de altos costos de inversión con altos niveles de riesgo ha generado que la mayor parte de los proyectos ahora se ejecuten por consorcios múltiples de operadores. Las compañías petroleras más grandes y exitosas actualmente comparten tecnología de punta y se asocian para explotar diferentes yacimientos, de este modo se reducen riesgos. Esta dinámica de cooperación y competencia ya es característica del funcionamiento actual del sector petrolero y gasero en el mundo(IMCO, 2013, p. -21-26).

Tabla 4: Esquema de contratación internacional en la industria petrolera

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Fuente: Elaboración propia.

La explotación del petróleo actualmente se hace por dos grandes regímenes, concesiones y contratos. Para México, el modelo que usará de acuerdo a lo dictaminado en la reforma será de los contratos. En términos generales, mientras mayor sea el riesgo de inversión mayor será la utilidad. Partiendo de esa premisa, existen tres elementos que influyen en la maximización de la renta petrolera en general:

• Regalías: Primer pago que realiza el operador: Se determina con base en la cantidad y el valor del petróleo producido. Siendo un porcentaje fijo, o a escala móvil calculada a partir del grado de rentabilidad del proyecto. El total de las ganancias menos las regalías equivalen al ingreso neto.
• Deducciones o recuperación de costos: Se deducen los costos de operación, depreciación, amortización y agotamiento, así como los costos intangibles de la perforación. En el caso de contratos de producción compartida esta modalidad tiene un límite. Al ingreso neto menos la recuperación o la deducibilidad de costos se le denomina ingreso gravable.
• Esquema fiscal; En esta fase se establecen impuestos con tasas gravables. En el caso de un contrato de producción compartida, posterior a la deducibilidad de costos se hace un reparto de utilidades (profit oil split), y sobre el monto restante se establecen diferentes impuestos.

El sector energético, al ser un área clave para el desarrollo internacional, involucra diversas variables de índole mundial como las hemos venido mencionando. Este mismo sector, se encuentra íntimamente relacionado con la geopolítica internacional, la diplomacia y las fricciones políticas.

El Instituto Mexicano de la Competitividad (2013, p. 21-26) menciona que para el análisis reformista de un país en materia energética, lo primero que se debe de hacer es transferir el control de las reservas a órganos reguladores autónomos, separar las finanzas de la empresa con las del presupuesto del Estado e introducir una disciplina del mercado al abrir la competencia. El éxito de la instrumentación de una reforma energética, radica en la fortaleza institucional en el país. Se debe de tener un sistema político fuerte que brinde el suficiente Estado de Derecho para regular el régimen económico del país.

Después de un breve análisis de las sugerencias que un marco restrictivo debe de hacer al momento de abrir sus puertas a la inversión en petróleo, continuaremos con el análisis de lo que implica la reforma energética aprobada en el 2013.

Reforma Energética 2013 en México

Esta reforma, que durante su negociación causó diversas polémicas, así como también confrontación entre diversos sectores del país, se perfila como necesaria para competir frente a un panorama cambiante en el marco energético de México y el mundo.

La reforma que fue aprobada el 11 de diciembre de 2013, destaca varios puntos importantes, que aquí analizaremos, después de haber explicado de manera general la situación previa en el mundo y en México antes de la reforma. Fue publicada en el Diario Oficial de la Federación el día 20 de diciembre de 2013.

Rescatamos los siguientes puntos como los esenciales en materia petrolera derivados de la reforma:
1. Pemex se convertirá en una empresa productiva del Estado, cuya operación se sustentará en criterios de eficiencia, productividad y transparencia con base en las mejores prácticas de su sector respectivo. De esa manera, PEMEX podrá celebrar contratos con particulares bajo el nuevo marco legal vigente. Está demás decir que los recursos del subsuelo seguirán siendo de la nación.
2. Se da la exclusión del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) en la participación del Consejo de Administración de Pemex, como consecuencia desaparecerá su influencia en las decisiones que tome en el futuro este órgano. El Consejo se conformará ahora por cinco consejeros del gobierno federal, incluyendo el secretario de Energía (quien gozará de un voto de calidad ) y cinco consejeros independientes. Por otro lado, los derechos laborales de los trabajadores actualmente enrolados en la plantilla de Pemex y sus subsidiarias serán respetados (Centro de Investigación para el Desarrollo, 2013, p. np).
3. Se “despetrolizan” las finanzas públicas, debido que se establece que Pemex transferirá de sus ganancias máximo un 4.7% al Presupuesto de Egresos de la Federación.
4. En materia de exploración y extracción de hidrocarburos, se decretaron cuatro modelos contractuales básicos. Algunos de éstos podrían ser: 1) de servicios (con pagos en efectivo); 2) de utilidad compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la utilidad aún no establecido formalmente); 3) de producción compartida (con pagos hechos con un porcentaje de la producción aún no establecido formalmente); 4) licencias (con pagos hechos por medio de la transmisión onerosa de los hidrocarburos, una vez extraídos éstos del subsuelo). También se podrá crear una fusión entre dos o más de estas cuatros modalidades.
5. Algunos de los órganos reguladores de energía en México fueron modificados en cuanto a sus funciones, así como también reforzados para cumplir con la necesidad de regular la entrada de inversión a México en el sector energético. La Secretaría de Energía (SENER) tendrá la facultad de otorgar permisos para el tratamiento y refinación de petróleo, así como para el procesamiento del gas natural. Es decir, una vez extraídos del subsuelo, los hidrocarburos pueden ser vendidos a fin de ser procesados, incluso dentro de territorio nacional. En cuanto a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público determinará las condiciones sobre los términos fiscales de los contratos y las licitaciones en exploración y explotación de hidrocarburos que expida la SENER. Por otra parte, la Comisión Nacional de Hidrocarburos fungirá como el cerebro técnico que brindará asesoría a la Secretaría de Energía. Además, podrá autorizar la realización de las licitaciones, la asignación de ganadores y la suscripción de los contratos para exploración, y la explotación de hidrocarburos, también supervisará y regulará los contratos. La Comisión Reguladora de Energía tendrá facultades respecto al otorgamiento de permisos relativos al almacenamiento, transporte, distribución de los hidrocarburos. El Ejecutivo tiene que crear el organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural, cuya tarea será regular la operación del sistema nacional de ductos de transporte y almacenamiento.
6. PEMEX someterá a la consideración de la Secretaría de Energía, dentro de un plazo de 60 días tras la aprobación de la reforma, cuáles son las áreas en exploración y los campos en producción que aún hoy el organismo descentralizado esté en capacidad de operar, a través de asignaciones. La SENER contará con un plazo de 180 días naturales para dar su veredicto. Lo anterior, como antes lo dijimos, es conocido como la Ronda Cero. También, PEMEX podrá continuar trabajando en proyectos vigentes en exploración por un plazo de tres años, prorrogables a dos años más.
7. Se compromete al Ejecutivo Federal quien debe proponer al Congreso un programa de sustitución de subsidios generalizados por uno de subsidios particulares en el rubro de hidrocarburos.
8. Creación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo el cual recibirá todos los ingresos, con excepción de los impuestos. Este fondo deberá transferir recursos de 10% al Sistema de Pensión Universal, de 30% para las inversiones en infraestructura y hasta 10% por ciento para la formación de capital humano en universidades y postgrados. El fideicomiso se constituirá en 2014 para comenzar a operar en 2015. Servirá como un fideicomiso público con el Banco de México como fiduciario. Dicho fondo integrará un Comité Técnico conformado por los secretarios de Hacienda, Energía y el gobernador del Banco de México, así como cuatro miembros independientes que serán nombrados por el Presidente de la República, con el consentimiento de aprobación de la Cámara de Senadores. El presidente del Consejo Técnico será el secretario de Hacienda.
9. En materia ambiental es introducido el concepto de “sustentabilidad” para que en el desarrollo económico se tome en cuenta el entorno ecológico. En las leyes secundarias, el Congreso deberá crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos como un órgano administrativo desconcentrado de la SEMARNAT, con autonomía técnica y de gestión (Excélsior, 2013, p. np).

Comparación entre PETROBRAS y PEMEX

Para iniciar el estudio comparativo entre las dos empresas petroleras, es necesario precisar que hay algunas similitudes entre ambos países, lo cual nos permite escoger en términos comparativos un caso adecuado de estudio. Algunas de las características similares entre Brasil y México pueden ser las siguientes:

• Son los dos países más poblados de América Latina.
• Ambos países tienen mercados internos grandes.
• El ingreso per cápita en cada país es similar.
• La corrupción es un problema generalizado en los dos gobiernos.
• Los rezagos educativos en ramas técnicas son grandes, sobre todo comparados con los países industrializados e incluso con los países emergentes de Asia.
• Durante la posguerra ambos países implementaron la estrategia de desarrollo vía la sustitución de importaciones, logrando así altas tasas de crecimiento en los años sesenta y setenta.
• Los dos padecieron fuertes crisis económicas en los ochenta y adoptaron políticas de ajuste neoliberales durante los noventa.
• Uno de los aspectos más importantes es que PETROBRAS también fue un monopolio estatal.

El éxito de PETROBRAS se ha consolidado desde años atrás, como antecedente del auge de la economía brasileña en la actualidad. PETROBRAS fue fundada por el Presidente Getulio Vargas en los años cincuenta. Generalmente era una empresa sin mucho éxito para encontrar yacimientos petroleros vastos, hasta hace varias décadas, la empresa no era nada exitosa. A diferencia de PEMEX que realizó trabajos de exploración significativos a finales de los años sesenta y principios de los setenta, cuyo resultado fue el descubrimiento de yacimientos al Sur de México (Flores, Musacchio , 2011, p. np).

Una de las grandes diferencias entre las dos empresas puede ser que PETROBRAS no ha estado íntimamente relacionada con la trayectoria del movimiento obrero en el sector petrolero brasileño. A diferencia de PEMEX que sí lo ha estado desde los años treinta.

Otra de las diferencias estructurales entre ambas empresas es que en el caso brasileño existió hace mucho la escasez de petróleo en el territorio del país sudamericano, esto influyó en el grado de atención por parte del gobierno a la necesidad de adquirir tecnología para operar en lugares cada vez más inhóspitos. Sobre todo a raíz del incremento en los precios del petróleo durante los años setenta. Esta diferencia fundamenta la posible explicación de por qué México no empezó una fase tecnológica como la que Brasil implementó décadas atrás. México gozó durante muchos años de yacimientos petroleros importantes que permitía la expansión del mercado, incluso con el boom petrolero en los setentas, mientras que las reservas brasileñas en ese mismo periodo decaían.

Ahora, México está padeciendo la misma fase que Brasil vivió hace más de una década. Por ello, la importancia de la necesidad de transferir tecnología, como parte de un desfase tecnológico que hoy en día México vive por la incapacidad de explorar campos no convencionales, que requieren de un mayor conocimiento y maquinaria especial.

Aunque el problema de la producción actual puede ser vinculado con la falta de tecnología en PEMEX y el declive de los yacimientos principales de la nación norteamericana. Otro mal menor pero que hay que tomar en consideración es el rendimiento de sus trabajadores, en gran parte por el control sindical de PEMEX. Dicho sindicato impide que los trabajadores sean transferidos de regiones con baja productividad a otros sitios más prometedores (ni mucho menos que se disminuya el personal excedente). Petróleos Mexicanos mantiene un alto índice de personal contratado, del cual al menos 81.7 por ciento pertenece al sindicato, genera importantes pasivos laborales y reporta un bajo rendimiento operativo. Al cierre de 2012, la empresa registró poco más de 151 mil trabajadores, entre sindicalizados, de confianza y transitorios, que se desempeñan en sus cuatro organismos subsidiarios. De acuerdo al Centro de Investigación para el Desarrollo -CIDAC- , hace un estudio que demuestra que Pemex mantiene el índice más bajo de producción en relación con sus empleados con un promedio de casi 24.5 barriles diarios por persona ocupada, mientras que Statoil registra al menos 78.4; Ecopetrol (Colombia), 76.4, y ExxonMobile, 55.1 (González, 2013, p. 13). Por ende, los problemas generados de mano de obra calificada y eficiente, y de tecnología de punta para operar a niveles similares a la par de las mejores compañías internacionales, resultan ser exorbitantes. En la siguiente gráfica observaremos cómo se ha comportado la producción en Colombia, Brasil y México. Es preciso destacar que los dos primeros países incrementaron su producción en los últimos años a diferencia de PEMEX, a pesar de que eta última tiene más empleados.

Tabla 5: Comparación Brasil, México y Colombia; capacidad productiva

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Fuente: Gobierno de México.

Como un marco de soluciones podemos observar que algunos autores han comentado cuestiones como las siguientes: Primero, la mayor parte de las tecnologías de punta para la exploración y producción de crudo están disponibles libremente en el mercado. En efecto, las empresas petroleras internacionales como Chevron, Exxon o Shell contratan a empresas especializadas en servicios específicos como Schlumberger o Transocean, cuestión que puede hacer PEMEX en casos específicos. Segundo, la mano de obra calificada es un beneficio muy amplio para las compañías petroleras. Un geólogo experimentado puede encontrar petróleo leyendo el mismo mapa donde un colega menos capacitado fracasó. Dicho punto se vincula con la capacidad del recurso humano para manejar la tecnología. En otras palabras, la tecnología de punta depende totalmente de la mano de obra especializada, pues es determinante en la obtención de resultados satisfactorios.

Algunas alternativas para implementar la cuestión del capital humano pueden ser:

1. Contratar a personal ya capacitado fuera del país, ofreciendo grandes sumas de dinero a cambio de contratos laborales de varios años.
2. Desarrollar el capital humano internamente. Esto consiste en contratar jóvenes talentosos, fomentar que estudien en centros académicos de alto nivel y supervisar su maduración en diferentes cargos operativos y administrativos.
3. Las compañías petroleras menos avanzadas buscan asociaciones en proyectos productivos con empresas líderes en el ramo, en espera de que sus ingenieros interactúen con los líderes del ramo y así aprendan las mejores prácticas en la industria (Flores, Musacchio , 2011, p. np).

Partiendo de las tres alternativas, la segunda puede ser descartable ya que es a largo plazo, y PEMEX necesita resultados rápidos. La segunda es muy costosa pero rápida, aunque los expertos que traería servirán para campos no convencionales cuya inversión es sumamente cuantiosa. Por lo tanto, creo que es más viable la última, en la que al compartir riesgos, PEMEX puede llegar a desarrollar la capacidad de conocimiento a través del aprendizaje y trabajo conjunto.

De esa forma, el comparativo que hemos hecho entre PEMEX y PETROBRAS, nos ayuda a encuadrar cómo la reforma energética es importante para cambiar el rumbo de PEMEX con resultados positivos. El aprendizaje que podemos adquirir sobre la empresa brasileña es vasto, pues las circunstancias son similares, la única diferencia importante puede ser precisamente que México tiene el tiempo en contra, ya que está muy rezagado en comparación a otros países. La correcta implementación de la reforma podrá ofrecernos un cambio en la industria petrolera de México.

En resumen, podemos insistir que el panorama internacional tiene mucho que ver con la preocupación de una reforma doméstica en México en el ramo petrolero. Como ya hemos mencionado, la revolución energética que se vive en México y el mundo es fundamental. El declive de la capacidad productiva de petróleo en territorio nacional es otro hecho que nos debe de alarmar. Es natural que los yacimientos que en algún momento fueron claves para el desarrollo del país se agoten, más, tratándose de un recurso no renovable como lo es el petróleo. Por lo tanto, esta revolución energética que se vive a nivel global debe de incentivar a México para el desarrollo e implementación de nuevas tecnologías y estrategias que son implementadas en otros países.

Conclusiones

Concluimos que PEMEX requiere de tecnología nueva y capital humano. Con base en el aspecto tecnológico afirmamos que debido a la nueva tecnología que se necesita para yacimientos no convencionales es prudente aprender a través del trabajo conjunto con empresas extranjeras. Con ese esquema se podrá no sólo tener la tecnología adecuada, sino también aprender del personal extranjero quien utiliza esa tecnología que no resulta tan fácil de manejar. PEMEX podrá seguir explotando los yacimientos convencionales que aún son redituables para la empresa. Es necesario saber que la inversión extranjera no viene a tomar todas las actividades y yacimientos que PEMEX hoy en día trabaja, más bien, viene a llenar esos espacios vacíos que la paraestatal deja, como lo son en: refinación, gas, distribución, etc.

En definitiva, podemos resaltar algunas cuestiones como: el agotamiento de los yacimientos convencionales, la corrupción interna de la paraestatal, la incapacidad de explotar los pozos no convencionales y el alto monto de inversión que se necesita para adentrarse a explotar el mercado no convencional de hidrocarburos. Las anteriores razones nos explican por qué de alguna manera la reforma energética podría cumplir con el objetivo de responder a los problemas actuales de la paraestatal y llamar a la inversión privada para reducir costos y riesgos con el propósito de expandir la producción petrolera en México en el marco de campos no convencionales.

Alguno de los retos que la industria petrolera en México podrá enfrentar pueden ser los siguientes:
• Desarrollo de la infraestructura en refinerías, almacenamiento, distribución.
• Certidumbre jurídica y transparencia en los contratos en que las empresas privadas participarán.
• Transición de PEMEX como empresa eficiente y productiva.
• Fortalecimiento exitoso de los actuales y nuevos agentes reguladores: CRE, CNH, SENER, etc.
• Política de subsidios (aún no enviada por el Ejecutivo al Congreso).
• Sustentabilidad del recurso no renovable.
• Adquisición de nuevas tecnologías, sobre todo, las que no impacten al medio ambiente.
• Mejoramiento de la industria de refinación y petroquímica.
• Diversificación de las exportaciones de hidrocarburos mexicanos a otros continentes como Asía y Europa.
• Desarrollo e inversión en energías renovables.
• Fomento en las relaciones con los países vecinos y Norteamérica, quienes son pioneros en la revolución de yacimientos no convencionales.

Los tiempos que le tocará vivir a la industria energética de México serán parte de una etapa, sin duda, de las más influenciadas por el factor internacional. La revolución energética en el mundo es un hecho y México debe adaptarse a la situación. Además que esto también resulta necesario por la situación de baja productividad de la empresa debido al agotamiento de los yacimientos convencionales.

Bibliografía

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