CUIDADO CON LA RENTAJuan Carlos Boué In memoriam: José Luis González Aragón,entrañable amigo y colega en Petróleos Mexicanos

El director general de Pemex declaró hace poco a la prensa que la industria petrolera de México tiene el marco legal más restrictivo de todos los países del mundo, con la sola excepción de Corea del Norte. La comparación sugiere que gracias a la añeja hostilidad contra la participación del capital privado en la industria petrolera, especialmente en exploración y producción, México acusa tal rezago institucional que se encuentra a la par de un fósil estalinista de la Guerra Fría (“México y Corea del Norte tienen el marco energético más restrictivo”, El País, 25 de febrero 2013). En contraste, países que solían abordar esta cuestión de manera igualmente dogmática han optado por darle 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.

Un caso emblemático sería Brasil, país que entre 1953 y 1997 mantuvo un monopolio estatal sobre todas las ramas de la industria petrolera, muy similar al que todavía existe en México, pero cuya liberalización de la exploración y la producción de sus recursos petroleros ha traído un crecimiento espectacular de los mismos. En los últimos cinco años Brasil ha anunciado descubrimientos en aguas ultraprofundas cuya magnitud es comparable al total de reservas probadas de México. La mayor parte de esta impresionante adición de reservas ha corrido por cuenta de la compañía petrolera nacional, Petrobras, cuyas acciones se cotizan en las bolsas de valores de São Paulo y Nueva York. De hecho, entre todas las empresas petroleras del mundo, Petrobras probablemente sea la que cuente con el más impresionante palmarés en lo tocante a la producción de petróleo a profundidades marinas extremas. Más aún, a lo largo de la última década la producción de crudo y gas de Petrobras ha aumentado espectacularmente, a pesar de que ha tenido que desplazarse a tirantes de agua cada vez mayores. Durante esos mismos años, en cambio, la producción de petróleo crudo en México ha ido en picada por el agotamiento natural del campo Cantarell, agravado por el daño que se causó a éste en aras del frívolo objetivo de imponer un récord absoluto de producción durante el sexenio de Vicente Fox, así como del fracaso de la iniciativa de Pemex de compensar dicha declinación mediante producción proveniente de los yacimientos, someros y terrestres, de Chicontepec.

Para efectos de la definición de la agenda petrolera mexicana la comparación con Corea del Norte no parece venir demasiado al caso. Después de todo, “parecerse lo menos posible a Corea del Norte” no suena como un programa serio de acción. Sin embargo, en términos analíticos, es sumamente valiosa, por lo que revela del debate en materia petrolera en México, tanto en lo fáctico como en lo conceptual. El supuesto paralelismo entre ambos países no existe en los hechos. El marco legal petrolero de México es más restrictivo que el de Corea del Norte. Inclusive tras la firma de los contratos de servicios múltiples de Burgos o los recientes contratos integrales de exploración y producción para campos maduros, México sigue siendo uno de los tres países que excluyen de la manera más tajante la inversión privada en exploración y producción. Los otros dos miembros de este club son Arabia Saudita y Kuwait. En cambio, Corea del Norte al igual que Cuba, la otra reliquia del socialismo realmente existente, ha suscrito numerosos acuerdos de producción compartida con compañías privadas de diversos orígenes (“Glimmers of Hope

Seen in North Korean Basins, Markets”, Oil and Gas Journal , 97 [1], 1999). En la práctica, principalmente por consideraciones de índole geológica y por los riesgos de sanciones y embargos,  ni los acuerdos de producción compartida norcoreanos ni los cubanos han sido fructíferos. Vale la pena subrayar que los promotores de la apertura petrolera en México ven en este tipo de contratos el vehículo legal idóneo para la reforma, entre otras cosas porque el inversionista privado se presenta ahí como un simple agente o contratista del Estado, y nunca tiene título de propiedad sobre los hidrocarburos producidos, aunque su remuneración casi siempre se liquida en especie con los hidrocarburos producidos y, cuando se liquida en efectivo, el precio de mercado de los hidrocarburos es la variable de mayor peso para determinar el monto.

En el plano conceptual, las deficiencias que subyacen al planteamiento del director de Pemex son menos evidentes, pero más insidiosas. Se aborda la participación del capital privado en actividades de exploración y producción como un asunto de izquierda versus derecha. Discrepar de dicha participación es sintomático de una mal aconsejada y anacrónica vocación estatista, un tanto más excusable en México por la veneración que suscita la memoria del general Cárdenas. Estar a favor de la participación del capital privado, en cambio, 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 proceso de transformación tecnológica, así como para satisfacer las exigencias de la población mexicana.

Las limitaciones inherentes a esta perspectiva saltan a la vista cuando se consideran los casos de los dos países cuya postura a este respecto es la más parecida a la de México: Arabia Saudita y Kuwait, monarquías semifeudales que difícilmente pueden verse como adalides de la izquierda. Asimismo, si se repara en los casos de otros países que o bien tradicionalmente han optado por esquemas restrictivos al capital privado (Abu Dhabi, Irán, Irak antes de la invasión estadunidense), o bien están tratando de apretar nuevamente las tuercas tras haber usado esquemas liberales, como la Federación Rusa y Venezuela, se puede constatar que dichos países se encuentran distribuidos a todo lo largo del espectro ideológico.

El único factor que estos países tienen en común es la fecundidad de sus yacimientos petrolíferos. Disfrutan, por ello, de costos unitarios relativamente bajos de explotación, y generan en consecuencia utilidades extraordinarias que se traducen en tasas de rentabilidad superiores, en ocasiones por órdenes de magnitud, a las necesarias para atraer capital de inversión a estas actividades, habida cuenta de los riesgos involucrados. La capacidad de generar ganancias extraordinarias es la que tiende a determinar si la estructura de gobierno de las actividades de exploración y producción es, en principio, de corte restrictivo o más bien liberal.

Es decir, que el grado de receptividad de un país cualquiera a la inversión privada en estas actividades no necesariamente refleja la visión mayoritaria en dicho país acerca de cuál debe ser el peso relativo del Estado versus el del mercado en una economía moderna. Las más de las veces es una respuesta a una pregunta de índole eminentemente práctica; a saber, ¿cuánto más podrá recibir dicho país a cambio de la liquidación de un recurso natural no renovable, valioso y relativamente escaso, que es de su exclusiva propiedad y dominio, si restringe o impide el acceso del capital privado?

La postura de un Estado frente a la participación del capital privado en exploración y producción de petróleo es, o debería ser, ante todo una cuestión de negocios, no de ideología. Más concretamente, se trata del negocio que está en posición de hacer un Estado cuando, en su calidad de terrateniente, exige una remuneración patrimonial bajo la forma de regalías, derechos de producción y otros tipos de gravámenes a la extracción de petróleo y gas, a cambio de permitir la explotación de sus recursos de hidrocarburos.

Para apreciar la superioridad de esta última perspectiva analítica, conviene hacer referencia a la historia reciente no tanto de Rusia o Venezuela, dos países cuyas políticas petroleras actuales se prestan a interpretaciones ideológicas simplistas, sino de Dinamarca, una de las democracias liberales más avanzadas del mundo. En 2003 este país nacionalizó parcialmente la así llamada “concesión petrolera única” y también alteró radicalmente su régimen fiscal. Explicar estas medidas en términos ideológicos es muy difícil: ¿el gobierno de coalición de centro-derecha que las tomó sucumbió, temporalmente, al temible virus norcoreano? Para explicarlas desde la perspectiva de negocios antes esbozada basta ver que con los precios del petróleo en franca alza estas medidas permitieron al gobierno danés triplicar sus ingresos fiscales petroleros, aumentando la proporción de los ingresos brutos generados por la concesión petrolera. Dicha proporción pasó de poco más de 20% durante el periodo 1990-2003 a aproximadamente 50% entre 2004 y 2011.

Una situación análoga a la de Dinamarca, pero mucho más extrema, fue la de las monarquías del Golfo Pérsico, tras la guerra de Yom Kippur y el primer shock petrolero (1973-4). Ante estos eventos, dichos países sencillamente no tuvieron otra opción más que nacionalizar sus propias concesiones petroleras y confiar la conducción de las actividades de la industria a empresas estatales. El peso de la renta petrolera en sus respectivas economías se volvió a tal grado avasallador que, más allá de sus preferencias ideológicas, les quedó claro que no podían darse el lujo de que su ingreso petrolero fiscal dependiera de las decisiones de inversión de compañías privadas cuya tajada del negocio, a las tasas de imposición derivadas de los acuerdos de Teherán y Trípoli (1971), era cuando mucho de cinco centavos por cada dólar de ingreso bruto de la concesión.

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, con todo y que el vehículo a través del cual se ejerció dicho monopolio fuera una paraestatal con las ineficiencias seculares de Pemex. Cabe aclarar que la percepción generalizada de que esta empresa mantiene al gobierno federal —y, por extensión, a México— no podría ser más equivocada: lo que sostiene al gobierno federal no es Petróleos Mexicanos sino el petróleo mexicano y las rentas que éste genera. Por espacio de casi tres décadas México logró recaudar, proporcionalmente, los gravámenes a la producción petrolera más elevados del mundo. Con toda seguridad éste no habría sido el caso si el gobierno federal hubiera tenido que cobrarle estos impuestos a empresas privadas, en lugar de a Pemex. El hecho de que México tenga la tasa de impuestos más baja de todos los países miembros de la OCDE hasta cierto punto se explica por la efectividad de Pemex como instrumento de recaudación fiscal, pero también es un reflejo de la inhabilidad del gobierno federal para cobrar impuestos a contribuyentes no cautivos (la cual ya estaba muy en evidencia para cuando tuvieron lugar los grandes descubrimientos petroleros de la década de los años novecientos setenta).

Pero el negocio petrolero del Estado mexicano se ha deteriorado al compás de la declinación de los grandes yacimientos del sureste, y las múltiples carencias tecnológicas y gerenciales de Pemex no permiten avizorar una mejoría en la situación. A partir de 2005, lejos de haber sido descapitalizada por causa de la “voracidad fiscal” del gobierno federal, Pemex ha dedicado montos sin precedentes de capital a la inversión en actividades de exploración y producción, pero los resultados obtenidos han sido exiguos, por decir lo menos. Ante esto, el gobierno mexicano, efectivamente, no parece tener otra alternativa que relajar las condiciones de acceso y admitir el regreso del capital privado a la exploración y la producción de petróleo. A grandes rasgos este diagnóstico luce similar al de los actuales promotores de la apertura petrolera en México. Sin embargo, las semejanzas son engañosas, ya que los segundos tienen una visión mucho más desalentadora respecto a la debilidad de la posición negociadora del país en estos momentos. Dicha visión hace énfasis en lo mucho que

supuestamente ha de concederse con tal de atraer capital petrolero, pero pasa por alto la prospectividad geológica de México y, sobre todo, el hecho incontrovertible de que los precios altos del petróleo son sintomáticos de la relativa escasez —no la abundancia— de alternativas de inversión a nivel mundial. 2011 marcó la primera ocasión en que el promedio anual del precio internacional del petróleo superó los 100 dólares por barril. Estos precios son una condición necesaria para sustentar las actividades de producción de hidrocarburos líquidos provenientes de lutitas bituminosas ( shale oil) cuyos costos variables mínimos generalmente exceden los 50 dólares por barril, las más de las veces por un margen considerable. En contraste, los costos de producción en un yacimiento en un tirante de agua moderado frente a las costas de Tabasco o Veracruz son del orden de los 15 dólares por barril.

El mejor indicio de los preocupantes derroteros por los que se encauza la iniciativa de apertura petrolera del presente gobierno quizás sea la elección de Brasil como el modelo a seguir. El régimen fiscal brasileño fue diseñado expresamente para maximizar los flujos de efectivo disponibles para propósitos de reinversión y distribución a los inversionistas, a costa del ingreso fiscal del Estado. El aparato gubernamental brasileño, hay que apuntar, apenas está cayendo en cuenta de ello. Este modelo fiscal implica la liquidación acelerada, sin que medie una compensación razonable, de un bien natural irremplazable que es propiedad común de la nación. Los impuestos especiales contribuyen solamente con la mitad del ingreso fiscal petrolero en Brasil, el resto proviene del impuesto sobre la renta corporativo normal, cuya recaudación está sujeta a un sinnúmero de excepciones y deducciones. Por el contrario, en México, el 100% de los gravámenes petroleros son impuestos especiales, de muy difícil manipulación.

Difícilmente puede esperarse que la injusticia intergeneracional que el modelo brasileño supone afecte los cálculos políticos de funcionarios cuyas prioridades se limitan al corto y mediano plazos. Lo que debería alarmar a dichos funcionarios es que en 2011, por ejemplo, la producción de hidrocarburos líquidos de Brasil fue equivalente al 81% de la de México, pero el ingreso fiscal del gobierno brasileño, de unos 32 mil millones de dólares, representó menos de la mitad de lo que recaudó el gobierno mexicano (70 mil millones). De hecho, si la tasa de participación fiscal mexicana hubiera sido comparable a la brasileña, el gobierno federal habría percibido 148 mil millones de dólares menos en ingresos tributarios entre 2003, año en que arrancó el actual ciclo de precios altos del petróleo, y 2011. A la luz del raquítico desempeño económico del país durante ese periodo, cabría preguntarse cuál habría sido la situación con un gasto público inferior, por este enorme monto, al que realmente se ejerció.

Los promotores de la apertura petrolera en México insisten en que la liberalización del sector de exploración y producción no tiene por qué desembocar en una calamidad fiscal. Para citar nuevamente a su director general: “Creemos que Pemex debe pagar más impuestos en términos nominales, no necesariamente en términos relativos. Es decir, si a la paraestatal se le dota de un marco fiscal más competitivo podrá producir más y, en términos nominales, podrá producir más impuestos” (“Un mito, decir que Pemex está en situación trágica: Lozoya”, La Jornada , 13 de marzo de 2013). Pero lejos de ser un consuelo estas palabras de hecho apuntan a lo que constituye el aspecto más preocupante del actual programa de apertura en México; a saber, la cercanía con la que se ciñe a un modelo de liberalización ensayado con anterioridad y cuyos resultados, tanto en el plano económico como en el político, fueron desastrosos. Declaraciones sustancialmente idénticas a éstas, a cargo del presidente y otros altos funcionarios de PDVSA habrían podido leerse casi a diario en la prensa venezolana de principios de la década de los

noventa.

Significativamente, la apertura petrolera venezolana se sustentó en la interpretación creativa de las restricciones en la legislación vigente y no en una reforma de la misma, ya que esto último planteaba demasiadas complicaciones. Más aún, su postulado político central era uno que tiene enorme resonancia en México: la no privatización de la empresa petrolera estatal. Quienes se oponen a la apertura petrolera en México acusan a sus adversarios de mentir cuando estos últimos insisten en que Pemex no habrá de privatizarse, pero la verdad es que los primeros no acaban de entender que el modelo aperturista a la venezolana requiere de una paraestatal que asuma el doble compromiso de blindar el régimen fiscal de los contratistas e indemnizar a éstos por los efectos de cualquier cambio en dicho régimen.

Esta funesta figura de la empresa nacional como rehén de sus contratistas ya está plasmada en los contratos integrales de exploración y producción para campos maduros de Pemex, cuyo articulado en lo referente a impuestos reza así: “En caso de modificación o creación de Leyes Aplicables respecto a Impuestos aplicables exclusivamente a prestadores de servicios de petróleo y gas, en la medida en que sea permitido por las Leyes Aplicables, el Contrato podrá ser modificado, por mutuo acuerdo y siempre que resulte conveniente para las Partes”. Desde luego, el disparate de que Pemex pueda asociarse con sus contratistas en las empresas que le prestan servicios no hace más que reforzar esta perversa alineación de incentivos. Y si bien sería reconfortante poder concluir que estas cláusulas son simplemente una muestra de incompetencia de la administración anterior, y no reflejan el tenor de lo que será la propuesta aperturista del nuevo gobierno, el problema es que se pueden encontrar también en los nuevos contratos integrales para Chicontepec, que la nueva administración de Pemex promueve con entusiasmo.

A propósito de esta labor de promoción, merece destacarse que el único consejero de Pemex que se opuso a la firma de los contratos integrales fue el priista Rogelio Gasca Neri. Sus votos razonados al respecto, así como la explicación que sobre ellos diera, son documentos de lectura obligatoria para quien se interese por la cuestión de la apertura petrolera. Pueden encontrarse en el portal internet de Pemex bajo el título “Acuerdos”, del año 2010 para los contratos de la región sur y 2011 para los de la región norte. En contraste con Gasca Neri, la representación del PRD en el consejo de Pemex no tuvo mayor problema en aprobar las cláusulas descritas anteriormente, a pesar de la altisonante retórica de este partido en materia petrolera. Por todo ello, el que Gasca Neri no haya sido refrendado como consejero tras el triunfo electoral del PRI es, a la vez, motivo de profunda preocupación y clara indicación de por dónde han de ir los tiros.

A Gasca Neri, por cierto, le quedaba claro el linaje de los contratos a los que se opuso, como explicó en un memorándum dirigido al anterior director general de Pemex (ver http://www.pemex.com/files/content/VotoRazonadoRGN_Anexo%20ContratosIncentivados.pdf ): “la estructura económica adoptada en el modelo de contrato propuesto no es nueva. Fue implementada en los años noventa en Venezuela bajo la modalidad de convenios operativos… La historia muestra que bajo esos convenios las petroleras transnacionales pudieron extraer una proporción muy considerable de la renta petrolera que le correspondía al Estado venezolano”. De hecho, tan considerable era esta proporción que, en medio de una acelerada expansión de la producción petrolera venezolana, el ingreso fiscal de ese país se contrajo brutalmente. En el año 2000, por ejemplo, México y Venezuela produjeron volúmenes comparables de hidrocarburos, pero sus respectivos

ingresos fiscales fueron de 24 mil millones de dólares versus 13 mil millones.

No cabe duda que este colapso fiscal fue un factor determinante en la llegada de Hugo Chávez a la presidencia de Venezuela. Ahora, con el deceso de Chávez, su legado político, económico y social está acaparando nuevamente la atención tanto de la prensa como de la clase política mexicana. Esto ofrece una excelente oportunidad para reflexionar sobre las graves consecuencias que una apertura petrolera mal diseñada puede tener en un país para el cual la renta petrolera bien puede no ser el futuro, pero cuyo futuro sin renta petrolera es alarmante. Si monumentum requiris, circumspice .

Juan Carlos Boué . Ex funcionario de Petróleos Mexicanos, experto y académico en temas de economía industrial del petróleo y política fiscal petrolera. Autor de numerosos libros y monografías especializados en materia petrolera.

¿ADIÓS A PEMEX?En materia de energía, México es como un viajero que no tiene las maletas hechas y debe subirse a un barco que está zarpando.

El gobierno plantea para este año la reforma que debió enfrentar tiempo atrás. Lo hace contra reloj, frente a la revolución del shale gas y el shale oil , que anuncia una nueva frontera de precios y reservas mundiales de hidrocarburos.

Durante la mayor parte del siglo XX, el temor de México fue que Estados Unidos codiciara su petróleo. En la segunda década del siglo XXI, Estados Unidos empieza a no necesitar el petróleo de México ni de ningún otro país. La autosuficiencia energética estadunidense es el barco que está zarpando. Las consecuencias de no subirse a él pueden ser altas. México puede ver diluida la competitividad de sus exportaciones frente a América del Norte por los precios bajos de la energía, el gas en particular, en Estados Unidos y Canadá. Puede también volverse importador neto de cosas que tiene, como gas y petróleo, pero que no puede extraer porque su estructura productiva es ineficiente, su legislación arcaica y sus empresas energéticas ineficaces.

 ¿Qué hacer? nexos ha enviado un cuestionario con esta pregunta a un selecto club de conocedores y expertos en la materia. Lo que sigue es el recuento de sus convergencias.

La primera oportunidad del nuevo mundo energético no necesita reformas. Necesita acción decisiva. Basta conectarse a la red del gas hoy barato que empieza en Texas, a 4-5 dólares por unidad (btu), contra 11-17 del resto del mercado mundial. La agenda es clara: hay que licitar y construir gasoductos que conecten a la industria mexicana con los precios del gas estadunidense.

Una rápida conexión al gas de Estados Unidos potenciará la industria mexicana, en particular la de exportación vinculada al TLCAN, y reducirá los subsidios eléctricos: 100 mil millones de pesos cada año.

Todos los demás aspectos de la industria requieren cambios, algunos constitucionales. La piedra de toque de esos cambios es reconocer que Pemex no puede con el monopolio

petrolero que tiene a su cargo, y que su ineficiencia empieza a ser un riesgo para México.

Pemex necesita socios que le ayuden a hacer lo que no puede hacer solo. México necesita inversionistas que hagan privadamente lo que Pemex hace mal y con pérdidas.

El corazón de la reforma petrolera debe ser acotar la acción de Pemex, dejarle sólo el espacio donde produce buenos resultados y liberar lo demás a la competencia de terceros. La reforma debe generar un Pemex muy distinto al que conocemos: un cambio profundo de la empresa y del mercado en que opera.

Pemex es varios Pemex. Uno explora y produce, otro refina, otro se dedica a la petroquímica, otro al gas, otro a la distribución. Pierde dinero en todo, salvo en su actividad primaria de extraer crudo. Sus flujos de caja son tan altos que disfrazan y absorben no sólo las pérdidas de las demás actividades de la empresa, sino también los huecos fiscales del gobierno federal. Un 35% del presupuesto federal, unos 75 mil millones de dólares cada año, vienen de la renta petrolera.

En el año 2012 los ingresos petroleros de México 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. Refinación perdió 102 mil millones. Gas y petroquímica básica ganó  mil 613 millones. Petroquímica perdió 11 mil millones. El corporativo y otras subsidiarias tuvieron una ganancia neta consolidada de 14 mil millones. Los impuestos petroleros directos que percibió el gobierno mexicano ascendieron a 903 mil millones de pesos.1

Sólo funciona, pues, la extracción de petróleo y la atracción de impuestos. 2 Todo lo demás pierde. Añádase que el factor de eficiencia en las actividades extractivas de Pemex no es tanto la calidad de la empresa como la generosidad de sus pozos y yacimientos que han dado barriles de 6.84 dólares por barril de petróleo crudo equivalente en un mercado mundial que los compró a un promedio de 102 dólares en 2012. Éste es el gran filete de la renta petrolera al que le pegan grandes y pequeñas tarascadas todas las otras actividades asociadas a Pemex, siendo la parte del león la del gobierno federal.

La convergencia de expertos y partidos firmantes del Pacto por México es que la reforma energética debe abrir a la inversión privada todos los sectores productivos donde Pemex es manifiestamente improductivo. Vale decir: refinación, petroquímica, gas y distribución.

Las nuevas leyes deben permitir la participación de inversionistas nuevos en todos estos ámbitos bajo una lógica de competencia.La realidad resultante de la reforma debiera ser una diversidad de empresas que compiten, entre las cuales Pemex ha de ser un actor importante, en muchos sentidos insustituible, pero no único.

Lo que se dice de Pemex vale, agravadamente, para la Comisión Federal de Electricidad (CFE), porque en CFE no hay nada que genere excedentes. Es simplemente una empresa monopólica que cubre más de lo que puede administrar, y cuya improductividad obliga a grandes subsidios. El monopolio de la energía de México tiene que dejar de ser un “sector” gubernamental de rentas fiscales, subsidios y clientelas opacas para volverse un mercado de empresas competitivas, rendimientos y resultados.

¿Qué hacer?

Lo primero es conservar la renta petrolera. Durante la última década, México ha bajado su producción y venta de crudo en un millón de barriles, pero su renta se ha mantenido igual por los altos precios de cada barril. No podemos contar con un nuevo aumento de los precios del crudo.  Aumentar la producción en el corto plazo es imposible, pues los yacimientos históricos están declinando. Sólo podrá ampliarse con la aparición de nuevas opciones en aguas someras del sureste, la recuperación mejorada de yacimientos maduros o explotando nuevas fuentes: aguas profundas, lutitas (shale) y campos no convencionales.

Como se ve, el de las perspectivas de extracción es un terreno incierto frente al cual la única posición prudente es sostener para el país los porcentajes y montos de la renta actual. Cualquiera que sea el sentido de la reforma, su primera provisión debe ser que todo barril o pie cúbico de gas extraído del subsuelo pague un derecho mínimo equivalente a lo que se recoge hoy de Pemex: cercano al 50% de su valor de mercado. Cualquier arreglo de regalías por debajo de eso es inaceptable en una reforma que se propone mejorar lo que existe, no empeorarlo.

Garantizada la posición en la renta petrolera, el nombre del juego es abrir el mercado a la competencia mediante cambios constitucionales que permitan la inversión de terceros, privada o pública, nacional o extranjera. Esto quiere decir:

1. Contratos de riesgo en modalidades extractivas que Pemex no domina: aguas profundas, lutitas (shale) y campos no convencionales.

2. Apertura a la inversión privada en todo el ciclo de producción industrial y comercialización donde Pemex pierde: refinación, gas, petroquímica, distribución.

La experiencia mexicana indica que toda apertura a la inversión privada en empresas públicas debe empezar por la definición de entes reguladores fuertes que impidan la repetición de tristes experiencias que convirtieron monopolios públicos en monopolios privados. Garantizada la regulación, quizá mediante la ampliación de facultades y poderes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, la reforma debería proceder con diferentes aperturas en diferentes actividades del sector.

En materia de exploración y producción, Pemex debe concentrarse en proyectos de aguas someras y tierra firme. El Estado debe abrir al sector privado contratos de riesgo para proyectos de aguas profundas, lutitas (shale oil) y campos no convencionales como Chicontepec.

Es probable que las nuevas reservas de hidrocarburos mexicanos tengan que venir de esas fuentes, pues los yacimientos convencionales están declinando: al ritmo actual de extracción, las reservas probadas se agotarán en 10 años. Pemex no tiene tecnología ni dinero suficientes para explotar esos nuevos campos. Necesita socios y la reforma debe permitir que los tenga.

Tenemos que decirle adiós al Pemex que tenemos y diseñar otro. Hay Pemex para rato, pero tiene que ser otro Pemex.

La reforma debe asumir la refinación como zona de desastre, abandonar el carísimo proyecto de invertir en una refinería, mejorar draconianamente la administración de las que conserve y abrir el campo a la inversión nacional y extranjera. El desastre en la refinación explica que México importe más del 40% de la gasolina que consume.

En materia de gas, es libre ya la importación y sólo falta, como se dijo arriba, licitar y construir los gasoductos necesarios sujetos a regulación federal de tarifas y acceso.

Se requiere una apertura constitucional, en cambio, para la explotación de reservas de lutitas (shale gas), y del llamado gas grisú, asociado a los yacimientos de carbón.

El estado de la petroquímica es tan desastroso como el de la refinación. El déficit comercial de esta actividad es de 20 mil millones de dólares anuales. Debe borrarse de la legislación el concepto de la petroquímica básica como de exclusividad estatal y abrir el campo a la inversión, dejando que nuevas fábricas hagan lo que Pemex no ha podido: hacer rentable la petroquímica.

La distribución de productos petrolíferos enfrenta restricciones legales que deben removerse. A diferencia de los gasoductos donde puede invertir quien quiera, en los oleoductos sólo puede invertir Pemex. El hecho es que no hay oleoductos suficientes y la distribución de productos petrolíferos está entregada hoy a una cara y opaca red de transporte carretero.

Ninguna apertura del mercado energético mexicano será exitosa sin una política transparente de precios y subsidios. Éstos deben cuantificarse con rigor y extenderse de forma transparente, no en un proceso opaco de formación de precios.

Por último, Pemex, al igual que CFE, requiere una cirugía mayor para volverse de verdad una empresa. Pero Pemex no podrá ser una empresa verdadera mientras sus excedentes sean el fondo de garantía y la caja grande de los huecos fiscales de la nación. La reforma energética debe ir de la mano de una reforma fiscal que despetrolice el presupuesto y modernice la hacienda pública.

Como se ve por la simple enumeración de sus distintos frentes, la reforma energética mexicana es un camino largo de premisas exigentes. Requiere un nuevo régimen fiscal, un poderoso ente regulador, un nuevo régimen de contratos de riesgo y un nuevo régimen de gobierno corporativo de Pemex.

Por último, pero realmente al principio de todo, la reforma debe responder con claridad qué busca en cada campo y cómo espera conseguirlo. Algunos objetivos estratégicos han de ser los siguientes:

1. Garantizar la seguridad energética del país a largo plazo; 2. Construir instituciones reguladoras autónomas que sustituyan gradualmente la intervención directa del Estado por mecanismos de mercado; 3. Establecer reglas del juego claras con incentivos congruentes para todos los actores; 4. Lograr mayor eficiencia en la asignación y el uso de recursos; 5. Identificar y aprovechar racionalmente los recursos naturales que tenemos; 6. Vincular más estrechamente a la industria petrolera con el resto del mercado; 7. Controlar la contaminación local y descarbonizar la economía; 8. Proveer bienes y servicios de calidad a precios competitivos para los consumidores.

Todo esto tomará tiempo. Estamos, si estamos, frente a una reforma de largo plazo cuyos frutos mayores no verá este gobierno.

Ofrecemos en este número cinco textos pertinentes para pensar la reforma en puerta. Adrián Lajous aborda los cambios del mercado energético mundial. Juan Carlos Boué advierte sobre los riesgos de un cambio apresurado de reglas en la obtención de la renta petrolera. John Scott describe el carácter regresivo de los subsidios energéticos. Bernardo Minkow dibuja los obstáculos de la reingeniería empresarial de Pemex. Manuel Rodríguez Woog ofrece el retrato de una muy distraída opinión pública respecto de la reforma en marcha.

1 Resultados dictaminados de Pemex al 31 de diciembre de 2012. 2 Las ganancias de gas y petroquímica en 2012 por 1.6 mil millones de pesos se compensan a la baja por su pérdida de 3.3 mil millones en 2011. Perdió 11.3 mil millones de pesos.

SUBSIDIOS REGRESIVOSJohn Scott

En México los subsidios energéticos han alcanzado niveles que los colocan entre los más altos del mundo. A menudo se les justifica como instrumentos que protegen a los sectores más vulnerables frente a los aumentos de precio. Durante la crisis financiera de 2008-2009, por ejemplo, el gobierno federal justificó la decisión de congelar los precios de las gasolinas, “con el afán de apoyar a los que menos tienen, porque son los que más sufren los efectos de la recesión internacional” (Informe Semanal del Vocero de la SHCP, 12 de enero 2010, pp.3-4).

Sin embargo, como instrumentos de protección social, los subsidios energéticos son altamente inefectivos y además minan la capacidad del Estado mexicano para cumplir con dicha función social. Por un lado, generan múltiples costos ambientales —locales y globales— asociados al sobreconsumo de energéticos: enfermedades respiratorias, congestión vehicular, sobreexplotación de mantos acuíferos (subsidio eléctrico para bombeo en tierras de riego), calentamiento global, etcétera. Por otro, transfieren recursos fiscales escasos al consumo corriente de la población, principalmente de los estratos de mayor ingreso, limitando la capacidad del Estado para invertir en crecimiento, seguridad, o un sistema de protección social universal. Estos costos son especialmente altos en el contexto de escaso crecimiento económico, alta desigualdad del ingreso, baja capacidad tributaria, persistente pobreza (asociada a los tres factores anteriores), y la creciente inseguridad pública que vive el país.

Los recursos públicos que se han asignado a subsidiar el consumo de energéticos en 2006-2012 representaron un monto acumulado equivalente a 14% del producto interno bruto (PIB), de los cuales 6.1% correspondieron a subsidios a gasolinas, 5.9% a electricidad y 0.9% a gas LP (gráfica 1). Durante 2008, cuando se duplicó el precio internacional del petróleo, estos subsidios alcanzaron un máximo histórico cercano a 400 mil millones de pesos (mmp). Esta cifra representó, en ese año, 3.3% del PIB: 18% del gasto público

programable, 30% del gasto en desarrollo social, más que todo el gasto público en salud, y 10 veces el presupuesto del principal programa contra la pobreza, Oportunidades . En 2009 cayó drásticamente el subsidio a combustibles fósiles, como efecto de la caída en los precios internacionales asociada a la crisis financiera, pero a partir de 2010 el subsidio retomó una tendencia creciente y en 2012 alcanzó 223 mmp, monto similar al ejercido en 2008. En el primer trimestre de 2013 este subsidio ha acumulado 23.1 mmp.

Este subsidio se ha acumulado porque las tasas de ajuste del precio de la gasolina que determina el gobierno (Hacienda), diseñadas en principio para estabilizar el precio al consumidor, se han rezagado respecto al aumento en los precios internacionales en el curso de la última década: en 2002-2012 el precio al público de la gasolina Magna aumentó 84%, mientras que el precio internacional de importación para Pemex aumentó 413% (México importa actualmente cerca de la mitad de la gasolina que se consume en el país).

El subsidio a gasolinas no se contabiliza como un rubro de gasto público financiado por medio de impuestos generales en el presupesto federal, sino como una reducción en los ingresos petroleros que el gobierno obtiene de Pemex. Por ejemplo, en ausencia del subsidio, en 2008 el gobierno federal hubiera obtenido ingresos petroleros por un monto de 7.5% del PIB para financiar el gasto público. Pero el subsidio se financió en efecto por medio de una reducción de 2.3% del PIB en los ingresos petroleros que recibe el gobierno federal. En otras palabras, el mecanismo de precios de las gasolinas que determina el subsidio asigna una parte importante de los ingresos petroleros extraordinarios (en los picos cíclicos del precio del petróleo) a gasto corriente en combustibles fósiles . Otra

forma de entenderlo es como un instrumento que transfiere la variabilidad (y en la última década el crecimiento de largo plazo) en el precio de los combustibles de los consumidores de energéticos (principalmente estratos de mayores ingresos) hacia las finanzas públicas y sus beneficiarios netos (principalmente de menores ingresos).

La asignación de los ingresos petroleros que implica el subsidio a la gasolina puede

contrastarse con dos mecanismos de asignación alternativos comunes en los países exportadores de petróleo: a) inversión en infraestructura o fondos de inversión, o b) financiamiento de programas sociales o transferencias directas en beneficio de la población de bajos recursos. No es necesario juzgar los méritos y costos relativos de estas dos estrategias para apreciar que la estrategia del subsidio a las gasolinas resulta el peor escenario posible: ni inversión para el crecimiento y la sustentabilidad (fiscal y ambiental), ni gasto redistributivo para reducir la desigualdad y la pobreza en el corto plazo.

Es necesario destacar que el costo total que impone el diseño actual del subsidio a gasolinas, y los precios de los otros energéticos en México, no se limita al de los subsidios así estimados. Es necesario considerar además el gasto fiscal por los impuestos positivos que se dejan de recaudar sobre estos bienes.

México se encuentra entre los países con precios más bajos de gasolinas dentro de la OCDE y dentro del 20% con precios más bajos de entre 196 países (WDI, Banco Mundial). La mayoría de los países de la OCDE aplican impuestos a gasolinas en un rango entre 50% y 60%. Usando estimaciones recientes de un impuesto óptimo a gasolinas en México, 1  el subsidio a gasolinas e imposición simultánea de un impuesto óptimo generaría un aumento total en la recaudación tributaria de 3.8 puntos del PIB en 2012 (1.6 puntos por la eliminación del subsidio, y 2.2 puntos por el impuesto), equivalente a 40% de la recaudación tributaria total de ese año (9.4% del PIB). Si se agregara a esto el gasto fiscal asociado a las exenciones y tasa cero del IVA (220 mil 433 mmp en 2012, estimado por la SHCP), eliminando así todos los subsidios y gastos fiscales generalizados al consumo, el efecto total sería un aumento en los recursos fiscales de 5.9% del PIB, o 63% de la recaudación tributaria actual.

Distribución de los subsidiosPor diseño , los subsidios energéticos son regresivos en términos absolutos (se concentran principalmente en los estratos de mayores ingresos), ya que se distribuyen en función de

la

capacidad de consumo de los hogares. Esto es así especialmente en un contexto de alta desigualdad del ingreso, como es el caso de México. En la gráfica 2 se contrastan la distribución de los principales subsidios energéticos con los principales programas de transferencias dirigidas y de protección social (Seguro Popular). 2

Dada la distribución y el tamaño de los subsidios energéticos frente a las transferencias

dirigidas, estos subsidios anulan y revierten la progresividad absoluta de las transferencias. En la gráfica 3 se puede apreciar que la distribución pro pobre de Oportunidades se convierte en una concentración de beneficios inversa, en los estratos de mayores ingresos, una vez que se agregan los subsidios generalizados al consumo (subsidios energéticos y gasto fiscal en gasolinas e IVA). Así, mientras que estos

subsidios representaron un beneficio medio anual por persona de más de dos mil pesos para el decil (10%) más pobre de la población, representaron casi 20 mil pesos por persona para el decil más rico (montos de 2012, distribución de gasto en energéticos estimada a partir de datos de 2010).

Aún este nivel de regresividad absoluta de los subsidios energéticos no implica que éstos no beneficien a las poblaciones pobres ni contribuyan a disminuir la desigualdad. Dada la distribución del ingreso que impera en México, y el peso mayor del consumo en el ingreso de los hogares más pobres, a pesar de su regresividad absoluta la distribución de los subsidios es menos desigual que la distribución del ingreso, por lo que resulta progresiva en términos relativos , es decir, midiendo el subsidio como proporción del ingreso de los hogares: los subsidios energéticos representan en promedio 11% del ingreso de los hogares en el decil más pobre, pero sólo 2% para los hogares en el decil más rico. Por ello, cualquier reforma de los subsidios debe reconocer que la eliminación de estos subsidios sin sustitución por instrumentos más progresivos dañaría más a los estratos más pobres de la población, y plantearse no como un ahorro de recursos públicos sino como una reasignación hacia mejores instrumentos. Lo que revela claramente este análisis de incidencia es que el impacto de estos subsidios en la disminución de la desigualdad y la pobreza en México es extremadamente inefectivo en relación a los recursos que absorben, y en comparación a los instrumentos de protección social y transferencias dirigidas disponibles al gobierno.

De subsidios generalizados a protección social universalEn el contexto de desigualdad del ingreso que impera en México, los subsidios

generalizados al consumo resultan altamente ineficientes como instrumentos de protección social aun respecto a instrumentos de gasto no focalizados. Si se hubiera reasignado el subsidio a gasolinas ejercido en 2012 por medio de una transferencia universal, idéntica para el más rico que para el más pobre, la incidencia de estos recursos en el ingreso de los más pobres hubiera aumentado de 6% a 22% y la reforma hubiera resultado beneficiosa para el 60% más pobre de la población. El impacto potencial en el ingreso de los más pobres sería aún mayor si estos recursos se asignaran por medio de Oportunidades, lo que implicaría un aumento de 73% en el ingreso del decil más pobre. Sin embargo, esto último difícilmente sería factible en la práctica pues supondría cuadruplicar las transferencias de Oportunidades sin modificar la efectividad de sus mecanismos de focalización, impondría fuertes desincentivos laborales a sus beneficiarios, y aun si Oportunidades retuviera su capacidad de focalización actual, ésta implica que cerca de 46% de la población con ingresos menores a la línea de bienestar mínimo (principalmente en áreas urbanas) permanecerían excluidas de la transferencia.

La idea de una transferencia monetaria universal, o renta básica , como una forma más justa y eficiente de repartir una parte de las rentas de un recurso natural común, y en particular los hidrocarburos, ha sido aplicada en diversos contextos, incluyendo la Renta Dignidad de Bolivia, el fondo de pensiones de Noruega, la repartición anual de una parte de la renta petrolera como renta ciudadana en Alaska, y la reciente reforma a los subsidios energéticos en Irán, que eliminó subsidios energéticos (y de transporte público, trigo y pan) por un valor de 60 billones de dólares (15% del PIB) transfiriendo estos beneficios a una renta básica universal (Tabatabai; Segal 2011a,b). 3 Estas transferencias pueden tomar muchas formas, desde transferencias directas a cuentas para cada hogar o persona (Alaska, Irán), hasta pensiones básicas no contributivas para adultos mayores (Bolivia) y financiamiento de pensiones futuras (Noruega).

Una reforma óptima para la reasignación de los subsidios energéticos en el caso de México podría incluir dos componentes básicos:

a) Protección social universal : un piso básico no contributivo como base de un sistema de protección social universal, con los beneficios tradicionales de la seguridad social (salud, pensión de vejez, seguros de vida, discapacidad y desempleo, etcétera). Esto permitiría eliminar las dos brechas más amplias en la pobreza multidimensional (Coneval), el acceso a la salud y a la seguridad social, que en 2010 aún afectaba a 31.8% y 60.7% de la población, respectivamente.

b) Ingreso mínimo . Un ingreso mínimo suficiente para adquirir una canasta alimentaria básica garantizado para toda la población independientemente de sus características laborales y a lo largo de todo el ciclo de vida. Esto permitiría, en principio, eliminar la pobreza extrema por ingresos (población con ingresos menores a la línea de bienestar mínimo: 19.4% en 2010) y reducir la población sin acceso a la alimentación (24.9%).

En años recientes el primer componente ha generado un amplio consenso académico, político y en la opinión pública más ampliamente (Levy, CEEY, Coneval), 4 y representa uno de los dos principales compromisos del nuevo gobierno en materia social. El segundo componente no forma parte de los modelos tradicionales de protección social, pero ha sido incluido en algunas de las discusiones recientes (Coneval, CEEY, Scott 2012), y se relaciona directamente con un segundo compromiso social de la presente administración federal, la Cruzada Nacional contra el Hambre (CNCH) o la estrategia Sin Hambre. Este objetivo podría lograrse en principio por medio de una Renta Básica Universal, pero su

costo fiscal sería prohibitivo: el costo de una transferencia suficiente para cubrir la brecha media respecto a la línea de bienestar mínimo sería del orden de 2.9% del PIB, y aun este monto no garantizaría que toda la población en pobreza extrema alcanzaría esta línea. La alternativa es una estrategia amplia de coordinación focalizada de múltiples intervenciones diseñada para concentrar activos, oportunidades productivas y transferencias directas suficientes sobre la población más pobre, como busca la CNCH.

A la luz de los recursos fiscales que se podrían liberar eliminando los subsidios energéticos junto con el resto de los subsidios generalizados al consumo que persisten en México (5.9% del PIB), podemos concluir que el reto en este caso, como para la creación de un sistema efectivo, integral y universal de protección social, no es de recursos, sino de voluntad política y capacidad institucional para diseñar e implementar este nuevo pacto fiscal.

John Scott . Profesor-investigador del CIDE.

Este artículo se basa en trabajos recientes del autor que el lector interesado puede consultar para mayores detalles: Redistribución de los subsidios a los combustibles en México: Oportunidades  de Reforma , 2013 (estudio financiado  por Climate Works Foundation, Grant # 12-0441); “Protección social universal”, en Seguridad social universal: retos para su implementación en México , Hernández Trillo, ed., CIDE, 2012; “¿Quién se beneficia de los subsidios energéticos en México?”, en El uso y abuso de los recursos públicos , Elizondo y Magaloni, eds., CIDE, 2012.

1 Fausto Hernández y Arturo Antón en “El impuesto sobre la gasolina: una aplicación para Ecuador, El Salvador y México” (CIDE, 2013) han estimado un impuesto óptimo a la gasolina en México, tomando en cuenta tanto la eficiencia de las gasolinas como fuente de recaudación por su baja elasticidad-precio, como sus múltiples costos ambientales, de 48.2 centavos de USD por litro, equivalente a 72% del precio de producción en 2012. La estimación del impacto fiscal de este impuesto que se presenta a continuación asume una elasticidad precio de la gasolina de -0.5, propuesta en el artículo citado como valor medio de las estimaciones disponibles en la literatura. 2 La distribución del subsidio a gasolinas se estima tomando en cuenta el gasto asociado tanto al transporte privado como al transporte público. Los combustibles fósiles también son un insumo en el transporte y producción de prácticamente todos los bienes y servicios. Este efecto podría aproximarse con la distribución del gasto corriente total de los hogares, que aumentaría ligeramente la regresividad absoluta del subsidio. El subsidio eléctrico residencial resulta menos regresivo gracias a la aplicación de tarifas progresivas (crecientes para bloques crecientes de consumo) hasta la eliminación total del subsidio para consumidores domésticos de alto consumo (DAC). 3 Hamid, Tabatabai (2010): “The ‘Basic Income’ Road to Reforming Iran’s Subsidy System”, BIEN, manuscrito, agosto; Segal, Paul (2011a): “Resource Rents, Redistribution, and Halving Global Poverty: The Resource Dividend”, World Development 39 (4): 475-489; Segal, Paul (2011b):  “El petóleo es nuestro: The distribution of oil revenues in Mexico”, en The Future of Oil in Mexico , James A. Baker III Institute for Public Policy and The Mexican Programme at Nuffield College, Oxford University.   4 Levy, S. (2010): Buenas intenciones, malos resultados. Política social, informalidad y crecimiento económico en México, Editorial Océano, México; CEEY (2012): El México del 2012. Reformas a la hacienda pública y al sistema de protección social, Centro de Estudios Espinosa Yglesias; Coneval (2012): Evaluación Estratégica de Protección Social en México.

4 Levy, S. (2010): Buenas intenciones, malos resultados. Política social, informalidad y crecimiento económico en México , Editorial Océano, México; CEEY (2012): El México del 2012. Reformas a la hacienda pública y al sistema de protección social , Centro de Estudios Espinosa Yglesias; Coneval (2012): Evaluación Estratégica de Protección Social en México .

EL FUTURO NOS ALCANZÓ. NOTAS SOBRE EL CAMBIO ENERGÉTICO DE NORTEAMÉRICAAdrián Lajous  

Cambios paradigmáticos en la industria de los hidrocarburos de Norteamérica modifican aceleradamente el contexto en el que se desenvuelve el sector energético mexicano. Sus primeros síntomas se confundieron con los efectos de la crisis financiera de 2007-2008 y de la gran recesión de 2009; y la velocidad del cambio hizo difícil cobrar conciencia del mismo, así como anticipar sus consecuencias inmediatas. Aún están por delinearse sus principales repercusiones geopolíticas. Para México su alcance trasciende a la industria petrolera, y el diseño de la reforma y de la nueva estrategia energética suponen una buena comprensión de las discontinuidades que se han dado en el contexto externo y las que están por venir. Cambios fundamentales en las condiciones de la oferta y de la demanda de hidrocarburos, así como en el nivel y la estructura de sus precios, son el producto de múltiples causas que es necesario descifrar. Son parte de un reordenamiento global ocasionado por el rápido crecimiento de la producción de petróleo y gas natural en Estados Unidos y Canadá, así como por la expansión de la demanda de hidrocarburos en Asia y el Medio Oriente, que han modificado el flujo y la dirección de su comercio internacional.

Se configura un nuevo patrón de integración energética en Norteamérica. Estados Unidos desplaza importaciones de gas natural de Canadá y de petróleo crudo de México; los dos primeros países se preparan para exportar gas natural licuado y Estados Unidos tenderá a flexibilizar la prohibición a las exportaciones de crudo, en la medida en que siga comprimiendo sus importaciones. Por su parte, Canadá continuará incrementando sus exportaciones de crudo a su vecino, pero se verá obligado a exportar gas licuado a Asia, dado el pronunciado desplazamiento de sus exportaciones terrestres en Estados Unidos. México, a su vez, tendrá que colocar excedentes exportables decrecientes de petróleo crudo fuera de Norteamérica e incrementará sus importaciones de productos petrolíferos y de gas natural de Estados Unidos.

Comienzan a percibirse con mayor nitidez los cambios globales en la dirección del comercio internacional de los hidrocarburos y algunas de sus implicaciones. La cuenca del Atlántico tiende a volverse superavitaria mientras que la del Pacífico incrementa sus importaciones. En esta transición, la estructura de precios internacionales del petróleo

enfrenta una importante paradoja: el principal precio de referencia es el del crudo Brent, que se forma en el Atlántico, mientras que las señales de mercado más dinámicas provienen del Lejano Oriente, región importadora de última instancia. A su vez, los precios internacionales del gas natural están fuertemente vinculados al del Brent, mientras que los que rigen en Norteamérica obedecen a la competencia en el mercado regional de gas. Por ahora resulta difícil prever cómo se resolverá esta paradoja.

Unos cuantos hechos llaman la atención sobre la magnitud, hasta ahora, de estos cambios:

La producción estadunidense de petróleo crudo en 2012 aumentó al ritmo anual más elevado de su historia, alcanzando a principios de 2013 una producción superior a siete millones de barriles diarios, sólo superada por la proveniente de Arabia Saudita y de Rusia.

La importación neta de hidrocarburos líquidos de Estados Unidos disminuyó 40% entre 2005 y 2012, y las importaciones netas de gas natural cayeron 60% en el periodo 2008-2012.

En 2011 Estados Unidos volvió a ser exportador neto de productos refinados, por primera vez desde 1949.

En 2012 Canadá exportó a Estados Unidos, en términos netos, 2.6 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, cifra tres y media veces superior a la de México. Desde el año 2000 se convirtió en la principal fuente de importación de Estados Unidos, superando de manera creciente a Arabia Saudita, a Venezuela y a México.

La exportación neta de hidrocarburos líquidos de México descendió de un máximo de un millón 800 mil barriles diarios a 735 mil barriles diarios en 2012, una reducción del 60%. En ese año el valor de la importación neta de productos petrolíferos del país equivalió a más de la mitad del valor de las exportaciones de crudo.

En 2012 las importaciones netas de gas natural de México ascendieron a 2.1 miles de millones de pies cúbicos diarios, cifra equivalente al 45% de la producción nacional de gas seco.

En 2012 China se convirtió en el segundo consumidor más grande de hidrocarburos del mundo, sólo superado por Estados Unidos.

Estos cambios en el contexto externo deberán considerarse plenamente en la articulación de estrategias y planes de negocios de la industria petrolera mexicana, en las estrategias nacionales de energía y en materia de planeación hacendaria. Una discusión amplia de dichos cambios y de sus probables consecuencias aún está por darse.

Este artículo consta de cinco secciones. En la primera se describe la evolución reciente de las reservas y la producción de petróleo crudo y gas natural en los tres países que integran Norteamérica. Enseguida se plantean los desequilibrios logísticos ocasionados por cambios regionales de la demanda y la oferta de hidrocarburos, así como su impacto en la formación de precios. Posteriormente, se examina el desplazamiento en Estados Unidos de importaciones de petróleo crudo que llevarán a México a revisar su estrategia de comercio

exterior. En una cuarta sección se derivan algunas de las principales implicaciones de este cambio de circunstancias para la industria de refinación en México. Por último, se presentan algunas conclusiones.

Producción y reservas

La dinámica de la producción de petróleo y gas natural en Canadá y Estados Unidos es producto de cambios tecnológicos que modificaron las estimaciones de su potencial, aumentaron sus reservas y han permitido extraer recursos no convencionales en diversas provincias petroleras de la región. El gas y los hidrocarburos líquidos provenientes de lutitas y de arenas compactas de baja permeabilidad 1 se volvieron económicamente viables gracias a la aplicación conjunta de nuevas técnicas de fracturación hidráulica, de perforación horizontal de pozos y de cambios complementarios en la operación de campos petroleros, así como a los altos precios del petróleo. La longitud lateral de la perforación en campos no convencionales es de mil 500 a dos mil metros y el número de segmentos de fracturación usual es de 15 a 20. La terminación y estimulación de los pozos se hace de manera cada vez más controlada. El vigoroso incremento de la producción que se ha registrado en los últimos años no tiene precedente, al igual que la mayor eficiencia en la perforación, al maximizarse el contacto del pozo con el intervalo productor del yacimiento. Avances técnicos y mejores prácticas operativas han modificado la economía de la producción de hidrocarburos, transformando recursos in situ en reservas recuperables.

La extracción económica de las arenas bituminosas de Canadá ha supuesto también cambios tecnológicos significativos. Dos son los principales métodos utilizados: el desarrollo de grandes minas a cielo abierto y la extracción in situ, mediante la inyección de vapor para separar el bitumen que se encuentra en el subsuelo y bombearlo a la superficie. El primero de estos mecanismos es el que ha predominado hasta ahora, pero la creciente profundidad de las reservas hacen necesaria la extracción in situ que cuenta, a su vez, con dos técnicas predominantes: el drenado gravitacional con vapor (SAGD) y la inyección cíclica de vapor (CSS). Los altos costos de extracción han tendido a aumentar, por lo que la producción de crudo pesado de estas arenas es muy sensible al nivel de precios del petróleo. Una parte de la producción se comercializa como crudo pesado y otra es procesada para transformar el bitumen en crudo sintético, con un peso específico intermedio. Hoy en día más de la mitad de la producción de petróleo de Canadá se extrae de esquistos bituminosos. En cambio, el crudo convencional se obtiene de campos maduros que tienden a declinar.

El incremento reciente de la producción petrolera de Estados Unidos es atribuible a yacimientos no convencionales de lutitas y de arenas compactas. Destacan tres grandes formaciones: Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford en el sur de Texas y la cuenca Permian en el oeste de Texas. En los últimos tres años —de 2010 a 2012— la producción de petróleo crudo en ese país aumentó 21%. Los incrementos de Texas y Nordakota compensaron con creces la baja de la producción mar adentro, en el Golfo de México. La cuenca de Permian ha sido explorada durante más de un siglo, pero en fechas recientes se

ha trabajado en nuevas zonas productoras y utilizado una mejor tecnología para la explotación de arenas compactas. En las formaciones de lutitas de Eagle Ford y de Bakken es donde la producción ha aumentado más rápidamente. Una estimación cuidadosa sobre bases explícitas2 establece que la producción en Bakken en el cuarto trimestre de 2012 fue de 720 mbd y la de Eagle Ford de 600 mbd, pronosticándose que la producción de ambas se igualará en el cuarto trimestre de 2013, a un nivel más elevado. A su vez, en 2012 la producción de crudo pesado en el occidente de Canadá fue de 1.3 mmbd y el National Energy Board de ese país estima que ésta aumentará 13% en 2013. 3

No resulta prudente extrapolar a mediano y largo plazos estos ritmos de expansión. Una característica sobresaliente de los pozos en yacimientos no convencionales son sus muy elevadas tasas de declinación a partir de la producción inicial. Las tasas de declinación en el primer año de producción son entre 50% y 80%. La aritmética de la declinación rápidamente se impone, obligando a incrementar el ritmo de la perforación para mantener el nivel de la producción del campo en cuestión. Con el tiempo la producción se desplaza a secciones de la formación menos productivas, por lo que la calidad de los pozos tiende a degradarse, nulificando mejoras en la eficiencia en la perforación y terminación de los mismos.

En Estados Unidos las reservas probadas de gas natural comenzaron a crecer de manera extraordinaria a partir de mediados del decenio de los años 2000. Se han registrado ocho incrementos anuales consecutivos. Más recientemente, el desarrollo de crudo en lutitas y en arenas compactas revirtió más de dos décadas de disminución de las reservas probadas de petróleo. A fines de 2010, las reservas de gas seco superaron los 300 trillones de pies cúbicos4 (Tcf). El gas de lutitas contribuyó a cerca de un tercio de éstas. En cuanto al crudo, las reservas probadas superaron en la misma fecha los 25 mmmb. Estos incrementos permitieron elevar la relación reservas a producción de gas natural a 13 años y las de petróleo a 11 años. Aún más impresionante es el aumento en las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas del US Geological Survey, gracias a la incorporación de recursos no convencionales. Éstas ofrecen una perspectiva muy atractiva a mediano y largo plazos.

En cambio, en el caso de México las reservas probadas de petróleo crudo disminuyeron 29% a partir del 1 de enero de 2004, de acuerdo a criterios uniformes de la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). Anteriormente se utilizaron métodos de estimación diferentes, pero en todos los años desde 1999 las reservas probadas cayeron. Sólo en 2012 tuvieron un incremento de medio punto porcentual. En ese año la tasa de restitución observada fue de 101% y la relación reservas a producción se acercó a los 11 años debido, fundamentalmente, a la caída de la producción. A los niveles de producción de 2004 la tasa de restitución hubiera sido de 88% y la relación reservas a producción de ocho años. En cuanto al gas natural, en 2012 la tasa de restitución observada fue de 94% y la relación reservas a producción de sólo siete años.5 No cabe duda que ha habido cierta mejora en estos indicadores, pero ésta ha sido mucho más modesta que la proclamada por Pemex. Por otra parte, las estimaciones de recursos prospectivos tienen una baja credibilidad en la medida de que Pemex no haya publicado sus métodos de estimación, los supuestos

centrales en las que éstas descansan y las fuentes de información.

Entre 2004 y 2012 la producción total de petróleo crudo en México disminuyó en 835 mbd. En estos ocho años la notable caída de la producción de crudo pesado marcó la evolución de la industria petrolera mexicana. El colapso productivo del campo Akal, en el complejo Cantarell, fue espectacular. La producción cayó 89%. La baja fue de casi un orden de magnitud al pasar de un poco más de dos mmbd a cerca de 235 mbd. A pesar de que Pemex anunció desde hace tiempo su estabilización, la declinación continúa a un ritmo acelerado: en 2012 la tasa observada de declinación superó el 25%. 6 La menor producción de Akal fue parcialmente compensada por la del complejo Ku-Maloob-Zaap, el cual aumentó su producción a 855 mbd en 2012. Aún así, la baja total de la producción de crudo pesado fue de 1.1 mmbd en este periodo. En cuanto a la producción futura, preocupa que KMZ haya alcanzado su producción máxima. Los pronósticos respecto al tiempo que la producción se sostendrá a los niveles actuales y los relativos al perfil de su declinación resultan críticos, pues no va a ser fácil compensar su eventual caída, en adición a la de Cantarell, con la producción de otros campos de crudo pesado y extrapesado que aún no se desarrollan.

A corto y mediano plazos prevalece un alto grado de incertidumbre respecto al perfil de la producción de petróleo de México, y de su composición por tipo de crudo. El nivel y la estructura de su exportación son aún más inciertos al depender, además, del comportamiento de las refinerías del país. El incumplimiento de programas y metas de producción primaria en los últimos ocho años no son un buen augurio respecto a los pronósticos que hoy se ofrecen. Todo esto incide, necesariamente, sobre las expectativas y el diseño estratégico. Pemex anunció recientemente que en 2018 producirá tres mmbd de petróleo crudo, un incremento neto de 450 mbd respecto al registrado en 2012. La expansión bruta tendrá que ser mayor para compensar la declinación de campos maduros. Pemex aún no documenta los proyectos específicos que permitirían alcanzar dicha meta. Difícilmente podrá hacerlo antes de que se apruebe la reforma energética y se formule un nuevo plan de negocios. El anterior, aprobado en julio de 2012, preveía una producción de 2.882 mmbd en 2017.

La producción de crudo en aguas profundas no tendrá un efecto material relevante en ese plazo. Tampoco lo podrá tener la extracción de aceite en formaciones de lutitas. Un plazo efectivo de menos de un quinquenio resulta excesivamente ambicioso, dada la experiencia en otras provincias petroleras. Pasar de la fase de exploración incipiente a la de producción requiere más tiempo, una vez delimitados campos recién descubiertos y resueltos complejos obstáculos institucionales. Los contratos de servicios de producción que actualmente se licitan en Chicontepec podrán aportar sólo una fracción reducida del incremento propuesto. El peso principal del esfuerzo expansivo recaerá, muy probablemente, sobre nuevos campos en aguas someras del litoral de Tabasco. Por lo que hace al gas natural, Pemex prevé que a mediados de 2015 concluirá el proyecto Lakach, en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, cuya administración otorgó a Petrofac en marzo de 2013. La capacidad de producción proyectada es de 400 mmpcd. A más corto plazo, va a ser difícil romper la inercia de la producción de petróleo crudo y de gas natural. Desde

2009 la extracción de crudo se ha mantenido estancada, aunque con una ligera tendencia a la baja. En el caso del gas natural la declinación ha sido más marcada. Todo parece indicar que en 2013 la producción de crudo se sostendrá al mismo nivel que la del año anterior y la de gas continuará a la baja.7

Ante el aumento excepcional en la oferta estadunidense, la demanda de petróleo crudo en ese país se contrajo, inicialmente debido a la gran recesión económica y, más recientemente, a cambios estructurales de naturaleza demográfica, nuevos patrones de asentamiento urbano y una mayor eficiencia de la flota vehicular en ese país, entre otros. Estos movimientos contrastantes de la oferta y la demanda provocaron el desplazamiento de importaciones de petróleo crudo y, dado que su exportación está prohibida, un crecimiento en las exportaciones de productos petrolíferos.

Al formarse una idea del futuro siempre se corre el riesgo de extrapolar tendencias recientes a mediano y largo plazos. Los exuberantes pronósticos de producción de recursos no convencionales de petróleo y gas natural en Norteamérica pudieran estar pecando de este vicio. No pocos analistas concluyen que Estados Unidos se volverá autosuficiente en ambas fuentes de energía al iniciarse la próxima década. Bien pudiera ser que algunos de ellos confundan sus deseos y predilecciones con el complejo conjunto de determinantes de la producción futura. No obstante, no cabe duda que el balance energético de Estados Unidos seguirá mejorando en los próximos años. 8 Aún más difícil resulta predecir la trayectoria de los precios de los hidrocarburos y los cambios en los procesos de su formación. La historia de estos precios en los últimos 40 años debe servir de antídoto a quienes asumen, con certeza, que los precios del petróleo caerán necesariamente debido al incremento de la oferta en Norteamérica, Irak y Brasil. 9

El crecimiento de la producción de crudo no convencional supone precios relativamente altos, dada su elevada curva de costos. Los precios de equilibrio de una parte importante de esta producción se sitúan en más de 90 dólares por barril. Una baja del precio por abajo de este nivel necesariamente afectaría el volumen producido. Se estima que en Estados Unidos se requiere un precio del Brent de entre 88 y 93 dólares por barril para mantener el actual nivel de la inversión en formaciones de lutitas petrolíferas. En un cierto sentido, el crudo de lutitas establece un piso al precio del petróleo. Sin embargo, el crecimiento volumétrico de estos barriles marginales de petróleo fijan también un techo pues es difícil lograr precios de 110-115 dólares por barril sin desencadenar un rápido crecimiento de la oferta.10

Desequilibrios logísticos y de precios

La magnitud, la velocidad y la naturaleza misma de los cambios registrados en la oferta y la demanda de hidrocarburos impidieron un ajuste terso a las nuevas condiciones del mercado en Norteamérica. Destacan entre éstos los rezagos en la construcción de infraestructura de transporte por ducto y las dificultades para revertir la dirección de los flujos de hidrocarburos que ahora se reorientan a la sustitución de importaciones y a la exportación. Obstaculizaron el ajuste las restricciones físicas a las exportaciones de gas

natural, dada la ausencia de plantas de licuefacción; la diversidad de mecanismos de formación de precios del gas en el mercado mundial; la prohibición legal a la exportación de petróleo crudo en Estados Unidos; y la oposición social a proyectos de extracción y de transporte de recursos naturales. El ajuste incompleto observado obligó a transportar crudo por ferrocarril y por carretera, incurriendo en costos muy superiores a los usuales por oleoducto, lo que se tradujo en cambios sustanciales en la estructura de precios relativos de los principales crudos marcadores del petróleo crudo y el gas natural, y entre diferentes calidades de crudo. En el caso del gas, restricciones de capacidad de recolección y transporte por ducto en Estados Unidos obligaron a liberar a la atmosfera volúmenes significativos. En México la falta de capacidad de transporte por ducto se tradujo en interrupciones recurrentes de suministro de gas natural, principalmente en el centro y occidente del país.11

Relaciones tradicionales de precios se han modificado de manera significativa. Así por ejemplo, en 2012 el precio del West Texas Intermediate (WTI), que se forma en Cushing, Oklahoma, sufrió descuentos significativos (de 18 dls/b) frente al del Brent, que se comercializa en el Mar del Norte; el precio del Western Canada Select (WCS) cayó muy por abajo del correspondiente al Maya12; y se alteraron los precios relativos de los crudos que se cotizan en la costa norteamericana del Golfo. El precio del gas natural en Henry Hub, Luisiana, se desplomó frente a los que prevalecieron en Asia y en Europa. Asimismo, en términos de su equivalencia calórica, el precio del gas natural en Norteamérica tuvo una reducción mayúscula respecto al del petróleo crudo y otros líquidos. 13 El arbitraje de precios observado reflejó los problemas logísticos que surgieron al aumentar la producción, trastocando la estructura de precios relativos, que difícilmente regresará a la situación ex ante.

El proceso de ajuste ha sido más lento de lo esperado. La ampliación, construcción y reversión de ductos se han retrasado por problemas relacionados a permisos de construcción y a obstáculos de carácter ambiental. Sin embargo, ya se cuenta con nuevos ductos en operación y se avanza en muchos otros. Las áreas productoras de Eagle Ford y de West Texas se han conectado a Corpus Christi y a Houston, en la costa. En el primero de estos puertos llega más crudo que el que pueden procesar las refinerías allí instaladas, por lo que se embarcan cargamentos a otros puertos. El segmento del ducto Keystone XL, que une a Cushing con el Golfo, deberá entrar en operación a fines de 2013, con lo que se aliviará la congestión en el área de Cushing.14 Se ampliaron, y están por entrar en operación, varios sistemas de ductos que permitirán evacuar un mayor volumen de crudo de Bakken. Mientras tanto se siguen ampliando terminales de transporte terrestre y se estructuran trenes unitarios para acarrear crudo de esta región hacia la costa este de Estados Unidos.15 No obstante, aún no se otorga el permiso para el tramo del oleoducto Keystone XL, de gran diámetro y con una capacidad de transporte de 830 mbd, que va de Hardisty, Canadá a Steele City, Nebraska. De autorizarse a principios del verano de 2013, podría entrar en operación al inicio de 2015. Este ducto estratégico no sólo ampliaría la capacidad de transporte de crudo ligero de Bakken, sino que permitiría también llevar hasta la costa del Golfo unos 500 mbd de crudo pesado canadiense.

La autorización de este tramo del Keystone XL plantea complejos dilemas al gobierno norteamericano. Hay una fuerte oposición al mismo, pues supone una mayor extracción y procesamiento de esquistos bituminosos canadienses. Estos proyectos mineros dejarían una profunda huella ambiental; emitirían a la atmósfera elevados volúmenes de carbono; sus procesos son intensivos en el uso de agua, cuya disposición posterior plantea problemas difíciles de resolver; y su transporte masivo aumenta los riesgos de derrames. De no autorizarse este oleoducto, los canadienses tendrían que construir un ducto paralelo al actual que va a Vancouver, desde donde se podría exportar crudo pesado a Asia y a la costa oeste de Estados Unidos. Alternativamente, tendrían que modificar y ampliar sistemas de ductos que transportarían el crudo al este de Canadá y de allí a Portland, Maine, para enviarlo al Golfo de México o exportarlo a otros mercados. La oposición de grupos ambientalistas y de poblaciones indígenas a todos estos proyectos no debe subestimarse, dada la importancia simbólica que han cobrado.

Sin embargo, por razones de seguridad energética, interesa al gobierno de Estados Unidos la posibilidad de desplazar importaciones de otras fuentes. El gobierno de Canadá consideraría la negativa del presidente Obama a autorizar el ducto Keystone XL como un acto poco amistoso, que tensaría las relaciones entre ambos países. De igual manera, la industria petrolera se sentiría agredida por lo que consideraría una falta de apoyo y desinterés respecto a las ventajas económicas que este proyecto brindaría a los dos países. Además, debe recordarse que la capacidad de cabildeo de esta industria no es menor. Es muy probable que el oleoducto finalmente sea aprobado. Para ello el gobierno canadiense tendrá que comprometerse a un mejor desempeño ambiental en la extracción y transporte del crudo pesado, adoptando una regulación más rigurosa. El presidente Obama tiene unos cuantos meses más para plantear medidas de mitigación de cambio climático que enmarcara una decisión que iría en contra de la mejor opinión de importantes grupos ambientalistas. Probablemente argumentará que la explotación de los esquistos bituminosos canadienses de cualquier manera se llevará a cabo y que el crudo pesado podría dirigirse a otros mercados.16

Durante muchos años México no ha asignado recursos suficientes a sus redes de ductos, tanto de gas natural como de crudo y productos petrolíferos. Restricciones de capacidad, así como fallas de mantenimiento, han tenido graves consecuencias económicas y en materia de seguridad. Las recientes alertas críticas en relación al suministro de gas natural son un claro síntoma, así como la frecuencia de accidentes en ductos, muchos de ellos catastróficos. El estado que guarda un buen número de ductos impide utilizarlos a un nivel adecuado de su capacidad de diseño. Sin embargo, en el caso del transporte de productos petrolíferos, la posibilidad de hacerlo por autotanques y carrotanques ha permitido esconder algunos de los principales estrangulamientos de la red y las distancias que no están cubiertas por la misma. Resulta indispensable movilizar mayores recursos a estas actividades, así como a la capacidad de terminales y centros de almacenamiento.

La reforma de 1995 abrió la inversión en gasoductos a particulares, mediante la modificación de la ley reglamentaria correspondiente. Desafortunadamente, la instrumentación de esa reforma fue incompleta, lo que explica parcialmente la crisis

reciente en cuanto al suministro de gas natural. En relación a los poliductos que transportan productos petrolíferos y oleoductos es posible hacer cambios similares, tomando en cuenta las costosas lecciones aprendidas recientemente. La subinversión en este rubro no sólo eleva costos de suministro sino que aumenta los riesgos de desabasto. A diferencia del gas natural, los transportistas privados, y otros intereses dentro de Pemex, se benefician ampliamente de la insuficiencia y la ineficiencia de la red logística de productos petrolíferos. Lo mismo puede decirse de la red de transporte y distribución de gas LP.

Desplazamiento de importaciones

La compresión y el desplazamiento de las importaciones de crudo ligero en la costa estadunidense del Golfo se inició hace tres años y continuará hasta la eliminación de dichas importaciones, entre ellas las que vienen de México. Una mayor producción de crudos provenientes de Bakken, Eagle Ford y Permian, que desembocan en las refinerías del Golfo, sustituyeron inicialmente importaciones de crudo extraligero dulce para después seguir con las de crudos ligeros amargos. En el cuarto trimestre de 2012 dichas refinerías sólo importaron 430 mbd de crudos extraligeros. El principal suministrador fue Pemex, cuyas exportaciones de Olmeca ascendieron a 184 mbd en ese periodo. Este crudo tuvo como destino refinerías de Exxon. Pemex ha podido proteger este flujo debido a que dicho crudo está homologado para producir lubricantes. No obstante, mantener su posición de mercado en 2013 no va a ser tarea sencilla. A su vez, las exportaciones a ese país de crudos ligeros amargos, tipo Istmo, descendieron a 61 mbd en el mismo año y, a corto plazo, es también previsible un mayor desplazamiento.

La sustitución de crudo pesado importado en las refinerías de alta conversión del Golfo tomará más tiempo. Para Pemex esto es importante dado que 75% del crudo exportado a Estados Unidos es Maya. Su desplazamiento presupone un mayor flujo de crudo pesado canadiense a la costa del Golfo por el ducto Keystone XL. Mientras tanto, algunas refinerías intentarán sustituir crudo pesado importado con crudos intermedios propios. Ello no será fácil pues las torres de refinación ya están sobrecargadas de componentes ligeros —condensados y líquidos del gas. Más importante, supondría reducir las tasas de utilización de coquizadoras, equipos costosos por excelencia.

Al desplazarse las importaciones de crudo pesado se intensificará la competencia entre Venezuela y México por este mercado especializado de crudo y en otras regiones del mundo. En el último trimestre de 2012 México exportó a las refinerías estadunidenses del Golfo 736 mbd y Venezuela 925 mbd.17 Si Canadá efectivamente colocara 500 mbd adicionales en este mercado, éstos equivaldrían a cerca de 30% de las exportaciones conjuntas de los otros dos países. PMI está en una posición comercial débil pues el volumen de exportaciones de Maya a Estados Unidos cayó 39% entre 2008 y 2012 y la percepción del mercado, y del propio gobierno de ese país, es que el volumen de exportaciones de Maya seguirá declinando. Por fortuna, PMI cuenta con un poco más de dos años para prepararse para esta contingencia. De alguna manera ya lo está haciendo. Ha aumentado sus exportaciones de crudo pesado al Lejano Oriente. En 2012 colocó 80 mbd

en esa región y en el primer trimestre éstas ascendieron a 115 mbd. Ha logrado un precio de exportación con este destino superior al enviado al Golfo de México. Sin embargo, es muy probable que al aumentar el volumen comerciado en ese mercado este diferencial inicialmente se revierta, dado que la capacidad de conversión profunda de las refinerías de esa parte del mundo, aunque creciente, es aún limitada.

Los cambios en la estructura de la demanda de productos petrolíferos han modificado el modo de operación de las refinerías de la costa norteamericana del Golfo, así como la composición de las exportaciones de productos petrolíferos. Históricamente, la elaboración de gasolina —el producto cuya demanda crecía más rápidamente— constituía el pivote del proceso de refinación. Este papel ha sido sustituido por el diesel, que ahora crece a un mayor ritmo relativo. Ya se hizo referencia a las causas estructurales del estancamiento y disminución de la demanda de productos petrolíferos en Estados Unidos y en otros países de la OCDE, lo que requerirá una cierta reconfiguración de las refinerías. Mientras tanto, el ritmo de crecimiento del excedente exportable de gasolina y sus componentes ha sido mayor al del diesel, si bien las exportaciones de ambos aumentaron notablemente. Entre 2008 y 2012 la exportación de gasolina de Estados Unidos aumento dos y media veces al pasar 236 a 619 mbd. Si bien la utilización de la capacidad de las refinerías del Golfo se elevó el invierno pasado por arriba de 90%, es aún posible incrementarla un par de puntos porcentuales. La creciente disponibilidad de gasolina y diesel para exportación ofrece oportunidades atractivas para un mercado como el mexicano, que no sólo es el más cercano, sino que también es uno en el que los requerimientos de importación van a aumentar a mediano plazo.

Estados Unidos y Canadá se preparan para exportar gas natural licuado, para dar salida a la creciente producción estadunidense y acomodar el desplazamiento de las exportaciones canadienses a Estados Unidos.18 Hasta ahora sólo se han autorizado dos plantas de licuefacción, con sus respectivos ductos de alimentación, en Kitimat, sobre la costa de Columbia Británica, y en Sabine Pass, Luisiana. Se tiene previsto que estas plantas entren en operación antes de finales de 2015. Sin embargo, se ha suscitado un intenso debate sobre la conveniencia de autorizar más plantas, cuyas solicitudes están siendo evaluadas. El argumento restrictivo esgrimido hasta ahora sostiene que la construcción de un mayor número de plantas tendería a aumentar el precio interno del gas natural, al reducir la oferta excedente que lo tiene actualmente deprimido. Mayores precios del gas erosionarían la ventaja competitiva de las industrias manufacturera y química de Norteamérica. Una postura más liberal argumenta que se necesitan precios más elevados para alentar inversiones en la producción de gas natural y, basándose en diversos estudios económicos, plantea que el aumento de los precios atribuible a la exportación sería, en cualquier caso, moderado. La discusión se centra en el ritmo de los incrementos de capacidad de licuefacción que debería autorizarse.

Estados Unidos tiene también la posibilidad de aumentar sus exportaciones terrestres de gas natural a México. Los niveles actuales son sustanciales y, en los próximos tres años, cuando menos, se expandirán significativamente. Debe tenerse en cuenta que cerca de la frontera con México se ubican, del lado estadunidense, importantes zonas productoras y,

del lado mexicano, centros consumidores también importantes. Los costos de capital requeridos para ampliar las interconexiones con la red de gas mexicana son mínimos en comparación con los que incurrirán en la cadena de valor del gas licuado. Esta situación otorga una ventaja comparativa al suministro de gas a México. El nivel de las importaciones mexicanas equivale hoy al volumen que finalmente procesarán los cuatro trenes de licuefacción de Sabine Pass. Por su parte, México eventualmente dejará de importar gas natural licuado, sustituyéndolo con gas transportado por ductos de mucho menor costo.

Todas estas relaciones comerciales, así como las de inversión en este sector, están normadas de manera asimétrica. Entre Canadá y Estados Unidos se rigen por el Tratado de Libre Comercio de 1998, así como por el acuerdo de autosuficiencia para emergencias, suscrito con la Agencia Internacional de Energía. La relación entre estos dos países y México se estructura con base en el Acuerdo de Libre Comercio de Norteamérica de 1994. El primero borró, para efectos prácticos, la frontera entre Canadá y Estados Unidos en materia de comercio e inversión en el sector energético. El segundo estableció una serie de restricciones, reservas y salvaguardas en este campo, lo que explica la clara preferencia por el suministro canadiense.

Los cambios que aquí se reseñan obligan a México a repensar su estrategia de comercio exterior —tanto la exportación de crudo como la importación de productos petrolíferos y gas natural, así como sus prioridades de inversión en refinerías y en infraestructura logística—. El notable incremento de las importaciones de gas natural no logró evitar las restricciones al suministro de este combustible ocasionadas por estrangulamientos en el sistema de trasporte por ductos. La importación de gasolina, diesel y gas LP enfrentan problemas logísticos que aumentan riesgos y elevan el costo de suministro. Las exportaciones de crudo mexicano a Estados Unidos comienzan a ser desplazadas. México tiene que preparase para actuar con agilidad y de manera decisiva. Deberá también dar mayor prioridad a la administración de la demanda interna de hidrocarburos y no sólo a la expansión de la oferta.

PMI, la empresa de comercio exterior de Pemex, va a tener que diseñar una nueva estrategia de colocación de petróleo crudo, reestructurar sus actividades para acomodar la mayor importancia relativa del comercio de productos petrolíferos y revisar críticamente las fórmulas de precios del crudo exportado. Convendría también evaluar la conveniencia de que el comercio exterior de gas natural, gas LP, condensados y líquidos del gas sigan bajo la responsabilidad de Pemex Gas, a través de su propia empresa comercializadora, MGI, o se centralicen en PMI. El crudo que se desplace del mercado norteamericano tenderá a fluir a Asia, así como algunos nichos de mercado en otras regiones. Una mayor participación en el Lejano Oriente requerirá un importante esfuerzo de ventas, y de desarrollo de mercados, para sostener el precio LAB, puerto mexicano. Las actuales fórmulas de precio tendrán que ser ajustadas a las nuevas condiciones del mercado petrolero. Su sustento analítico deberá tomar en cuenta los problemas que enfrentan los principales crudos marcadores.19

La complejidad, un mayor número de transacciones y la necesidad de administrar riesgos de precios de los productos petrolíferos requieren, ahora, mayor y mejor control y atención gerencial que la comercialización de crudo. El suministro del mercado interno con productos importados cobrará más importancia en los próximos seis años. En el caso del gas natural, el volumen de importaciones realizadas por Pemex y por terceros aumentará de manera acelerada. Separar más nítidamente la responsabilidad del procesamiento y el transporte de gas de las adquisiciones externas, alentaría la competencia interna en el mercado de gas natural. 20 Asimismo, dada la importancia que ha cobrado el suministro externo de productos petrolíferos y gas natural, valdría la pena explorar posibles arreglos contractuales a mediano plazo. Así, las crecientes responsabilidades de PMI obligan a proteger a este instrumento comercial al ámbito de su misión original. Sin embargo, en un mercado interno más competitivo, esta empresa podría convertirse en una organización integrada de suministro, distribución y comercialización que responda ágilmente a las señales del mercado y las transmita dentro de Pemex.

Refinación

La industria de refinación de México es una de las peor manejadas del mundo. Desde 1993 Pemex participa en encuestas comparativas sobre la competitividad y eficiencia operativa de sus refinerías, las que se ubican en la franja inferior del último cuartil de un universo formado por casi todas las refinerías del mundo. Además, es poco el avance logrado en los últimos 20 años y las brechas respecto a la eficiencia y competitividad de las refinerías de la costa estadunidense del Golfo se siguen ampliando. Con base en estas encuestas, y en múltiples estudios, se cuenta con un diagnóstico de este mal desempeño, así como con un programa detallado de mejoras. No obstante, ello no se ha traducido, hasta ahora, en mejores resultados. En 2012 Pemex Refinación arrojó una pérdida neta de 142 mil millones de pesos, a pesar de los altos márgenes de refinación en el mercado del Golfo. La producción de gasolina y de diesel —excluyendo el efecto de la entrada de operación de la refinería de Minatitlán, recién reconfigurada— fue 14% inferior a la de 2009. 21 Por más que Pemex insista en que comienzan a registrarse signos de un cierto avance, las cifras agregadas aún no lo demuestran.

En estas circunstancias, distribuir culpas por el desastroso manejo y operación se ha vuelto una práctica recurrente. Éstos se atribuyen a una subinversión crónica, errores estratégicos en la asignación de recursos, baja utilización de la capacidad instalada de plantas de proceso críticas, frecuentes paros no programados, mantenimiento insuficiente y deficiente, adquisición inadecuada de bienes y servicios críticos, obsolescencia tecnológica, arreglos sindicales disfuncionales, cuadros gerenciales incompetentes e indolentes, elevada intensidad energética de las refinerías, así como precios de insumos y de productos arbitrarios, entre muchas otras causas. Asimismo, la falta de capacidad de ejecución ha rezagado proyectos, elevado sus costos e inducido errores imperdonables. Los costos logísticos y de distribución de productos se han elevado debido a prácticas monopólicas en el transporte y a falta de capacidad de ductos y terminales, así como por diversas mermas.

Este estado de cosas ha obligado a importar un volumen creciente de gasolina y diesel, que en no pocas ocasiones se han vendido a un precio inferior al de adquisición. 22 En 2012 Pemex importó 395 mbd de gasolina y 133 mbd de diesel. Estos volúmenes equivalieron a la mitad y a un tercio de las ventas internas de estos combustibles, respetivamente. Si bien dichos volúmenes son sustanciales, sólo representan una fracción de las actuales exportaciones estadunidenses de estos dos combustibles. La única manera como podrá incrementarse la producción interna en los próximos tres o cuatro años es mediante mejoras operativas en las refinerías existentes. A partir de entonces puede también aumentar al concluirse la reconfiguración de tres de las refinerías de Pemex y convertir combustóleo en productos destilados. En estas circunstancias es difícil pensar que el nivel de las importaciones disminuirá a corto y mediano plazos, particularmente si la economía mexicana crece sostenidamente a tasas superiores a las registradas en los últimos años.

La costa estadunidense del Golfo es el mercado relevante para la industria petrolera de México. Allí se determina el precio de la mayor parte del petróleo crudo y productos petrolíferos exportados, así como de productos y gas natural importado. Los precios de estos bienes comerciables no sólo determinan el valor del comercio exterior, sino que también establecen el costo de oportunidad de la producción y el suministro interno en una economía abierta como la mexicana. Dada la estructura monopólica de la industria petrolera del país, las autoridades regulatorias han adoptado dicho costo de oportunidad como base para la formación de los precios de venta de primera mano en mercados regulados. De esta manera los precios externos inciden en las decisiones de inversión de la industria de la refinación y de la infraestructura logística asociada a ella. Así, el cálculo económico parte necesariamente de la estructura de precios prevaleciente en mercados relevantes y en las previsiones que se hagan de éstos.

Una segunda refinería en Tula tendría todos los atributos de un elefante blanco. 23 La construcción de una nueva refinería y su ubicación tierra adentro fueron decisiones políticas que no tomaron en cuenta las condiciones económicas de la refinación. Fue un error inequívoco cuando se autorizó y, hoy en día, dadas las nuevas condiciones de esta industria en el Golfo de México, seguir adelante con el proyecto sería un error aún mayor, a pesar de los costos hundidos incurridos. El costo de capital de una nueva refinería compleja es un múltiplo del valor de mercado de una refinería existente. Un ejemplo basta: la refinería de Texas City que Marathon compró a BP en octubre de 2012, que es de mayor tamaño y complejidad que la que se pretende instalar en Tula, tuvo un precio de venta de 848 millones de dólares y Marathon programa invertir en la misma unos mil 850 millones adicionales en los próximos cinco años. Esta refinería busca exportar una buena parte de sus productos destilados a México y a otros países de América Latina. El costo de adquisición es el 7.1% del estimado para Tula, de unos 12 mil millones de dólares. Si se incluye la inversión futura en Texas City, éste ascendería a un poco más de la quinta parte. Puede también ilustrarse la magnitud de esta disparidad al compararla con el valor actual de mercado de las acciones de Valero de 25 mil millones de dólares, 24 que en 2012

produjo dos mil 269 mbd de gasolina y destilados intermedios, cifra más de tres veces superior a la del sistema de refinación de Pemex.

Pemex necesita modificar sus prioridades de la construcción de nueva capacidad de refinación a la instrumentación de un programa de inversiones congruente con la estrategia de gasificación del país, mediante la conversión de combustóleo en productos destilados de mayor valor. Tiene también que incrementar su eficiencia operativa, mejorar la calidad de sus productos, así como fortalecer la seguridad de suministro y disminuir el costo de éste. Para garantizar un flujo continuo de productos importados puede recurrir a una amplia gama de arreglos contractuales. La adquisición de refinerías en el exterior es uno de ellos, aunque en las condiciones actuales no necesariamente el más atractivo. Refinadores norteamericanos están sumamente interesados en explorar estas y otras oportunidades. En un mercado de compradores, México podría explotar plenamente las ventajas de la cercanía, de la escala de sus requerimientos y de un plazo contractual relativamente largo. PMI tiene la experiencia y los recursos humanos necesarios para estructurar relaciones de esta naturaleza, centrales a su misión, en lugar de perseguir transacciones marginales a la misma, que pudieran poner en riesgo su integridad institucional.

Resulta difícil comprender que Pemex envíe a sus refinerías mezclas uniformes de petróleo crudo. Al hacerlo, por definición, no optimiza su proceso. Esta añeja práctica puede obedecer a restricciones en el sistema de oleoductos, en materia de almacenamiento y en las propias plantas de proceso. Puede también reflejar el dominio que ejerce la función de producción primaria, que simplemente entrega lo que logra extraer. En cualquier caso, no es la demanda de productos ni la configuración de cada refinería que determinan la mezcla de crudo a procesar. Además, no se envían crudos individuales segregados, sino una mezcla de ellos. Esta práctica, poco común, afecta necesariamente los resultados de refinación. Sobresale también la negativa a importar o intercambiar petróleo crudo, que ampliaría las opciones de insumos. 25 Ahora, ante el incremento de la producción de crudos ligeros en Estados Unidos, sería posible acogerse al mismo trato que se da a Canadá en cuanto a intercambios y exportaciones. Esto permitiría, por ejemplo, mantener el volumen de exportaciones de crudo Olmeca , intercambiándolo por crudo ligero de Eagle Ford, disponible en Corpus Christi, así como muchas otras opciones —internas y externas para modificar las mezclas de crudos procesados en términos de las necesidades específicas de cada refinería.

La industria mundial de refinación se ha reestructurado sobre múltiples dimensiones, obligada por bajos márgenes durante ciclos económicos completos, shocks de precios y alta volatilidad de los mismos, regulaciones ambientales cada vez más rigurosas y costosas, así como cambios en el patrón geográfico del consumo. En los países industriales la demanda de productos petrolíferos ha tendido a estancarse y, en no pocos casos, a contraerse. El crecimiento más alto del consumo se ha dado en Asia y en el Medio Oriente. Esto ha ocasionado el cierre y la venta de refinerías en Europa y en Estados Unidos, a la vez que se erigieron megarrefinerías costeras en India, China y Arabia Saudita. El caso de Reliance, la empresa india, es paradigmático: en años recientes

construyó y puso en operación dos refinerías particularmente complejas de 660 y 580 mbd, cada una, a costos y plazos menores a los previstos, que operan a plena capacidad. En Arabia Saudita el objetivo es lograr una mayor integración vertical de la industria petrolera, dadas las escasas oportunidades alternativas de inversión en el sector manufacturero. En América Latina ha sobresalido el diferimiento de proyectos, así como mayores costos y plazos de ejecución de los mismos.

La organización industrial de la refinación se ha también transformado, alejándose cada vez más del modelo tradicional de la empresa petrolera integrada. Hoy en día las dos principales empresas de refinación en Estados Unidos son refinadores independientes (Valero y Phillips). Han surgido en el mundo refinadores que sólo están integrados a la distribución y comercialización de productos, otros únicamente integrados a la producción de petróleo y otros más que limitan su actividad a la refinación propiamente dicha —merchant refiners— . La reestructuración de las grandes empresas petroleras y la venta de activos de refinación continúan avanzando. ConocoPhillips y Marathon segregaron sus activos de refinación de los dedicados a las actividades de exploración y producción, formando nuevas empresas independientes que cotizan en bolsa. Otros como Hess se retiraron de la refinación de petróleo. Se han cerrado grandes refinerías en el Caribe orientadas al mercado norteamericano. Las grandes empresas internacionales —salvo Exxon— han reducido significativamente sus actividades de refinación.

La reforma energética deberá tomar en cuenta los cambios estructurales de la industria global de refinación. Por lo que toca al sistema logístico podría abrirlo con cierta facilidad a la inversión privada. Cuenta con los precedentes del caso; el marco y la institución regulatorios; y la experiencia adquirida por la Comisión Reguladora de Energía en materia de gas natural. Respecto a las actividades de refinación, resulta difícil —si no imposible— que particulares deseen invertir en la construcción de refinerías en México. Sin embargo, se pueden establecer empresas que maquilen algunos procesos de refinación y suministren servicios auxiliares y algunos productos no petrolíferos, como el hidrógeno. Ello reduciría los requerimientos de inversión de Pemex en la reconfiguración de sus refinerías. Sobresalen tres requisitos para la introducción de una competencia limitada en este sector: la autorización para que terceros importen productos petrolíferos, la eliminación de subsidios al precio de éstos y la transferencia al regulador de la responsabilidad integral de la formación de precios que reflejen el costo de oportunidad de los mismos.

Conclusiones

En el presente periodo gubernamental es posible que los efectos del cambio en el contexto externo sean mayores que los de origen interno. Los resultados más importantes de una reforma energética suponen periodos de gestación y maduración que trascienden el mediano plazo. Es precisamente por ello que las principales iniciativas gubernamentales en este campo deben de ser articuladas cuanto antes. Ello requiere de una sólida visión de Estado que sobreponga los potenciales beneficios a largo plazo al cálculo de costos políticos que necesariamente tendrán que incurrirse a corto plazo.

La interacción de tendencias externas e inercias internas puede generar riesgos adicionales en este periodo sexenal, así como también probables fenómenos cíclicos propios de la industria petrolera. Ésta tendrá que adaptarse al cambio básico de circunstancias mundiales y, en particular, a los que se están dando en Norteamérica. La búsqueda creativa y constructiva de soluciones a los problemas planteados deberá ser un proceso dinámico que permita ajustarse con agilidad a dichos cambios. Rezagarse aún más entraña peligros significativos. Un primer paso, que debe darse de inmediato, es incorporar el contexto externo a los ejercicios de planeación y de diseño estratégico del sector energético.

Pemex cuenta con los instrumentos para rediseñar su política de comercio exterior. Necesita, sin embargo, renovar y fortalecer a PMI. Esta empresa podrá ofrecer una perspectiva más detallada de los cambios que se anticipan en el mercado petrolero y dar un seguimiento puntual al mismo. Nuevos participantes —públicos y privados— en los mercados de hidrocarburos del país contribuirán a modificar los patrones de este comercio exterior. Su incorporación se ha dado inicialmente en gas natural y la reforma energética deberá ampliar su ámbito a los productos petrolíferos. El gobierno y la autoridad reguladora tendrán que sentar nuevas reglas del juego en estos mercados, delimitar y coordinar la acción de los participantes y dar un claro sentido de dirección.

 

Adrián Lajous. Presidente de la Junta de Gobierno del Oxford Institute for Energy Studies. Fue director general de Pemex entre 1994 y 1999.

 

Agradezco la lectura cuidadosa de una versión preliminar de este texto y sus acertados comentarios a Juan Carlos Boué, Bernardo de la Garza, Francisco Flores Macías y Pedro Haas. Los errores son mi responsabilidad exclusiva.

 

1 Las lutitas son rocas sedimentarias formadas por granos finos que se estructuran en capas, formando pizarras. El gas y el petróleo también pueden encontrarse en otras formaciones de muy baja porosidad y permeabilidad relativamente bajas. Las arenas bituminosas son una mezcla de arena, arcilla y agua saturada con una forma densa y viscosa de petróleo.

2 LCMC Research, Data Insight, 11 de febrero, 2013. No es fácil contar con estimaciones confiables y consistentes de producción debido a que el ámbito de estas cuencas no corresponde a los distritos en los que se ha desagregado tradicionalmente la producción.

3 NEB, Estimated production of Canadian crude oil .

http://www.neb-one.gc.ca/clf-nsi/rnrgynfmtn/sttstc/crdlndptrlmprdct/stmtdprdctn-eng.html

4 EIA, U.S. crude oil, natural gas and natural gas liquids proved reserves , agosto, 2012.

http://www.eia.gov/naturalgas/crudeoilreserves/

5 Comisión Nacional de Hidrocarburos, Resolución CNH.E.01.001/13, Reservas 1P de hidrocarburos, 13 de marzo, 2013, http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=1696 y Pemex, Las reservas de hidrocarburos de México, 2004-2012, informes anuales.

6 CNH, Indicadores operativos del campo Akal del activo de producción Cantarell, http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=707

7 CNH, Programa operativo de PEP, 2013 (POT 1), http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=707 .

8 La Energy Information Administration del gobierno estadunidense pronostica, en uno de sus escenarios de proyección, que Estados Unidos dejará de ser un importador neto de hidrocarburos líquidos a mediados de los años treinta de este siglo. EIA, Annual Energy

Oulook , 2013, http://www.eia.gov/forecasts/aeo/IF_all.cfm .

9 Ed Morse, uno de los analistas de mayor prestigio, cuya opinión tiene gran peso en el mercado y en las relaciones internacionales del petróleo, analiza el riesgo de una baja del precio del petróleo. Energy 2020: Independence Day. Global Ripple Effect of the North American

Energy Revolution , Citibank, febrero de 2013.

10 Amirta Sen, Shale Plays Sitting High on the Cost Curve , Oxford Energy Forum, Issue 91, febrero,

2013.

11 Adrián Lajous, El dilema del suministro de gas natural en México , Serie Estudios y Perspectivas, N° 142, CEPAL, México, marzo, 2013.

12 La mezcla WCS se introdujo en 2005. El descuento promedio respecto al WTI fue de 18 dólares por barril entre 2005 y 2011. En febrero de 2013 el precio del WCS cayó a 58.37 US dls/b con lo que el diferencial respecto al WTI fue de 36.94 dls/b y de 47.69 dls/b respecto al Maya. Paradójicamente, el precio de este crudo pesado mexicano fue 10.77 dls/b superior al del WTI, un crudo ligero dulce.

13 Adrián Lajous, “Nuevas perspectivas del gas natural en México”, Foro Internacional , vol. LII, núm. 3, julio-septiembre, 2012.

14 Éste va de Cushing a Nederland, Texas. Tiene una longitud de 780 km, más 76 km para distribuir a refinerías de la costa. Podrá transportar inicialmente 700 mbd y ampliarse a 830mbd de capacidad. Su construcción comenzó en agosto de 2012.

15 Francisco Flores-Macías, The M13 WTI-Brent Spread , LCMC Research, 14 de febrero,

2013.

16 U.S. Department of State, Keystone XL Project, Draft Supplementary Environmental Impact

Statement, 1 de marzo, 2013. http://keystonepipeline-xl.state.gov/draftseis/index.htm

17 EIA, Company level imports, http://www.eia.gov/petroleum/imports/companylevel/ .

18 En años recientes las exportaciones netas de gas canadiense han caído a la mitad del volumen máximo alcanzado.

19 Para una descripción de la forma como se introdujeron las fórmulas originales de precios y de la lógica que las sustentaron, véase Adrián Lajous, Crude Oil Pricing Formulas , Oxford Energy Forum, noviembre, 2006. Para la problemática actual de los crudos marcadores puede consultarse Ed Morse, op.cit. y Platts, New Crudes, New Markets, marzo, 2013.

20 Las crecientes adquisiciones internas y externas de gas natural de la CFE obligan a esta empresa a desarrollar su propia empresa comercializadora especializada.

21 El incremento de producción de gasolina y diesel en 2012 se debe a que la de 2011 fue atípicamente baja. Excluyendo a Minatitlán, en 2009 se produjeron 706 mbd y en 2012 la cifra correspondiente fue de 607 mbd. Incluida la producción de dicha refinería las cifras totales fueron 789 y 712 mbd, respectivamente.

22 Más grave aún, dada la ineficiencia de Pemex, se estima que los costos propios de producción de gasolina y diesel son superiores a su precio de adquisición en el Golfo de México.

23 Se dice que el rey de Siam regalaba elefantes blancos a sus enemigos para arruinarlos, al tener éstos que cubrir el elevado costo de su mantenimiento, ante la imposibilidad de deshacerse de ellos.

24 Al 29 de marzo de 2013.

25 No existe limitación legal o regulatoria alguna a la importación de petróleo crudo.