Borrador 05/01/07

El gobierno de la

industria petrolera mexicana

Adrián Lajous

1. Introducción

2. Papel del Estado en la industria petrolera

3. Comportamiento de

los principales actores

4. Determinantes potenciales del cambio

5. Reformas recientemente

propuestas

6. Una posible estrategia

2

Borrador 05/01/07

1. Introducción En los últimos 35 años la industria petrolera mexicana se ha caracterizado tanto

por la dinámica de sus cambios como por la continuidad de sus procesos de gobierno. Su desarrollo se dio en el contexto de importantes transformaciones estructurales en la economía mexicana y en la industria petrolera internacional. La apertura económica al exterior alentó mayores flujos comerciales y de inversión en el marco del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN), y la menor intervención directa del Estado en la economía contribuyó a modificar aspectos básicos de la política económica. Las reformas políticas hicieron posible la transición a la democracia en un país con una larga tradición autoritaria. No obstante, el desempeño macroeconómico ha sido decepcionante y poco se ha avanzado en reducir las desigualdades que lastiman a grandes núcleos de la población e introducir una mayor competencia en sectores clave de la economía y la sociedad. A su vez, el entrono petrolero exterior cambió en forma dramática. En este periodo la OPEP asumió un papel central en la administración del mercado mundial; se llevó a cabo una importante consolidación de grandes empresas petroleras internacionales; el cambio tecnológico hizo viable el desarrollo de estructuras petroleras complejas, y de cuencas en regiones inhóspitas, y redujo costos de descubrimiento, desarrollo y explotación de yacimientos; las empresas petroleras estatales cobraron mayor relevancia al aumentar su participación global en el comercio, la producción, y las reservas de petróleo y gas natural; y, en un buen número de países se modificaron sustantivamente las formas de gobierno de la industria. La volatilidad de los precios del petróleo y sus amplias fluctuaciones cíclicas tuvieron un fuerte impacto sobre las condiciones económicas mundiales. Los shocks de precios fueron frecuentes y severos: dos discontinuidades notables en los años 70 elevaron el precio real del petróleo a su nivel histórico más alto, la inflexión de su trayectoria en 1981, los colapsos de precios de 1986 y 1998, y el fuerte crecimiento observado en los últimos tres años incidieron de manera determinante en la conducción de la economía mexicana.

Continuidad y cambio

El crecimiento de la industria petrolera mexicana entre 1970 y 2005 fue excepcional. La producción de petróleo crudo pasó de 429 mil barriles diarios (mbd) a 3.3 millones de barriles diarios (mmbd), un incremento de casi 8 veces. Las actividades de producción migraron de las zonas del norte y del centro de la planicie costera del Golfo de México a Tabasco y Chiapas, y, más tarde, a la Sonda de Campeche, convirtiendo a México en el principal productor costa afuera del mundo. La extracción de gas natural en los últimos 35 años se ha casi triplicado. La expansión de la capacidad de elaboración de combustibles automotrices y la modificación de sus calidades fueron también significativos. Su volumen aumentó 3 y medio veces. El crecimiento y cambio de estructura de la demanda de productos petrolíferos fueron notables. En este mismo lapso las ventas internas de combustibles automotrices crecieron a una tasa media anual de 4.4 por ciento y sus especificaciones se volvieron cada vez más exigentes,

3

particularmente a partir de los años 90. Sólo en los últimos 10 años se duplicó el número de estaciones de servicio. A partir de un desarrollo incipiente, el volumen y la diversidad de productos petroquímicos elaborados por Pemex crecieron sustancialmente a pesar de los rezagos palpables de esta rama industrial. Los hidrocarburos continuaron siendo la principal fuente de energía primaria del país, aumentando su participación de 77 a 88 por ciento del total. La escala y el alcance de la industria petrolera mexicana son hoy muy diferentes a la de principios de los años 70. Conviene recordar que en 1973 México importaba alrededor del 20 por ciento de sus requerimientos totales de petróleo y hoy exporta la mitad de su producción de crudo. Asimismo, las exigencias económicas y sociales a la que está sujeta son mucho mayores.

Gráfica 1 México: participación de las exportaciones petroleras y no petroleras en el producto interno bruto, 1980-2006* (porcientos)

0

5

10

15

20

25

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06**

No petroleras Petroleras

*Exportaciones no petroleras incluye exportaciones netas de la industria maquiladora **Cifras anualizadas con base en datos enero-septiembre Fuente: INEGI y UBS

A partir de los años ochenta la contribución económica de la industria petrolera fue significativa y persistente a pesar de los shocks externos y cambios estructurales que afectaron a la economía mexicana. Quizá el cambio más importante se dio en relación a la balanza comercial. La participación de las exportaciones petroleras en la exportación total de mercancías disminuyó dramáticamente de 1980 a la fecha. Como puede verse en la gráfica 1, ésta tendencia se explica por las recurrentes caídas de precios del petróleo y por el incremento extraordinario de las exportaciones no petroleras a partir de 1995. Los

4

recientes aumentos de precios han permitido aumentar nuevamente dicha participación a 5 por ciento del PIB. Sin embargo esta cifra contrasta con el máximo nivel histórico alcanzado en 1983 de 11 por ciento. En cambio, las exportaciones no petroleras –principalmente manufactureras- aumentaron su aportación de 5 a 15 puntos porcentuales del PIB entre 1983 y 2006. No deja de sorprender que las exportaciones de petróleo representen actualmente una cuarta parte de las exportaciones totales de mercancías, mientras que en 1982 contribuyeron con tres cuartas partes de las mismas. El papel de la industria petrolera en las finanzas públicas ha evolucionado de manera muy diferente. La participación de los ingresos petroleros en los ingresos totales del gobierno federal se acerca nuevamente al 40 por ciento gracias a mayores precios de exportación, a altos volúmenes de producción y a la incapacidad del Estado para aumentar la carga tributaria. Este nivel es similar al que prevalecía antes del colapso de precios de 1986. Gráfica 2 México: participación de los ingresos petroleros y los ingresos totales del gobierno federal en el producto interno bruto, 1980-2006 (porcientos)

6

8

10

12

14

16

18

20

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06*

No Petroleros Petroleros

*Cifras anualizadas basadas en datos enero-septiembre Fuente: SHCP, INEGI, y UBS

Resulta desconcertante observar la extraordinaria estabilidad de los ingresos del gobierno federal, tanto petroleros como no petroleros. Estos últimos han convergido en torno al 10 por ciento del PIB –un nivel excepcionalmente bajo- mientras los segundos han girado

5

alrededor del xx por ciento a partir de los años 90. Más adelante se analizan algunas de las consecuencias que este orden de cosas tiene para la industria petrolera. Queda también claro que la baja carga fiscal de México origina profundos desequilibrios estructurales y sociales.

A nivel más agregado, la contribución de la industria petrolera en los últimos 25 años ha sido relativamente modesta. Su participación en el PIB ha fluctuado poco respecto a un nivel de 6 por ciento. Esta cifra llama la atención sobre la estructura diversificada de la economía mexicana y acota la importancia económica de este sector industrial. Ninguno de los grandes países productores y exportadores de petróleo en vías de desarrollo cuenta con una economía tan diversificada como la mexicana. La importancia estratégica de la industria petrolera radica hoy en el papel que juega en las finanzas públicas. A partir de los años 80 la industria petrolera mexicana ha sido un apoyo invaluable en el manejo de las crisis económicas y financieras recurrentes que el país ha sufrido. Fue también el conducto por el que se transmitieron shocks de precios que contribuyeron a desencadenar – pero no causaron- algunas de éstas crisis. Las divisas derivadas de las exportaciones petroleras parecen haber reforzado, en ciertos momentos críticos, la apreciación del tipo de cambio real, afectando con ello la competitividad internacional de otros sectores de la economía. En un sentido más fundamental, no lograron materializarse las grandes promesas de mayores ritmos de crecimiento económico y de bienestar para todos los mexicanos que ofrecían los descubrimientos petroleros de la década de los años 70 y de principios de los 80. Plantearon en cambio algunos de los problemas asociados a lo que se ha denominado la maldición de los recursos. En el caso mexicano quizá el más importante haya sido que los ingresos petroleros permitieron diferir cambios fundamentales para el desarrollo a largo plazo del país, destacando entre ellas el fracaso de la reforma fiscal. El aprovechamiento eficiente de los recursos del subsuelo depende precisamente de la calidad de las instituciones promotoras del desarrollo. La magnitud, el patrón y la naturaleza de los flujos de ingresos del petróleo las debilitaron y el fracaso de diversas políticas públicas afectó su asignación. El Estado no fue capaz de utilizar productivamente la renta económica del petróleo. Prueba de ello ha sido el uso creciente que se le ha dado para cubrir gasto público corriente. Urge ahora revisar la visión que atribuye al petróleo un papel central como palanca del desarrollo económico. Si bien se trata de un sector importante, es posible que se le está exigiendo más de lo que puede dar, dada la estructura actual de la economía mexicana y los prospectos de la propia industria petrolera.

El principal reto que hoy enfrenta esta industria es el establecimiento de procesos adecuados de gobierno en la empresa petrolera estatal, y entre ella y el Estado, que permitan mejorar su desempeño y servir a los intereses nacionales. Entre otros factores, ha sido la debilidad financiera del Estado mexicano lo que ha impedido modificar la estructura y los procesos de gobierno de la industria petrolera. Salvo por unos cuantos y muy acotados ajustes al marco legal que norma a esta industria, no se han registrado cambios mayores a un esquema de gobierno que data de 1958, cuando se terminó de configurar el monopolio estatal. En los años 90 sólo se dieron tres de alguna relevancia. El primero fue en el área petroquímica. Una reforma de la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional, en el ramo de petróleo, permitió reclasificar lo que antes eran productos petroquímicos básicos en secundarios, dejando entre los primeros a sólo 7 productos que en realidad son gas natural, líquidos del gas y naftas. Con esta medida se

6

pretendía ampliar el acceso de la inversión privada a la industria petroquímica, reduciendo el ámbito de las actividades reservadas exclusivamente al monopolio estatal. No obstante, otras restricciones estructurales limitaron la inversión que se buscaba alentar. El segundo tuvo por objeto modificar la estructura organizativa de Pemex -de una forma funcional arcaica a una de carácter multi-divisional- que dio lugar a la formación de un ente corporativo y cuatro organismos subsidiarios en torno a los cuáles se agruparon las principales líneas de negocios de la empresa. Sus propósitos principales eran transparentar sus resultados, vincular más estrechamente la autoridad y la responsabilidad dentro de la empresa y permitir una rendición más clara de cuentas. Para estos fines se modificó la Ley Orgánica de Pemex. El tercer cambio hizo posible abrir a la inversión privada la distribución y el transporte del gas natural, sentar las bases para la regulación de su mercado y ampliar las atribuciones del ente regulador. Esta reforma presupuso modificar la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional. Desafortunadamente las expectativas que se tenían respecto a estas tres iniciativas no se cumplieron del todo y los resultados efectivos de algunas de ellas fueron más bien exiguos.

Excepcionalidad de la industria petrolera La excepcionalidad de la industria petrolera mexicana se finca en múltiples atributos. Su origen está indisolublemente asociado a un evento revolucionario: la expropiación y nacionalización, en 1938, de una industria en manos extranjeras. Esta acción obedeció a circunstancias económicas y políticas de la época, y fue precedido por un vigoroso mandato nacionalista incorporado en preceptos relevantes de la Constitución de 1917. Es importante reconocer que el nacionalismo petrolero que ha marcado a esta industria en otras latitudes nació en México. Desde sus orígenes estuvo asociado a un fuerte estatismo económico y a un movimiento obrero organizado, subordinado al Estado. Más tarde, la lógica del modelo de desarrollo basado en la sustitución de importaciones robusteció a estos tres elementos del estado corporativo autoritario. Fue en este marco que se articuló el trato especial que se le ha dado a la industria petrolera, el arreglo institucional único al que está sujeta, así como la singularidad de las formas de control y de gobierno de Pemex. Fue un proceso evolutivo gradualmente codificado en la propia Constitución y en el marco jurídico y reglamentario vigente, que en épocas recientes se manifestó en la exclusión de asuntos petroleros en el TLCAN. La actual arquitectura básica de la industria petrolera mexicana no quedó plenamente conformada sino hasta 1970, cuando se dieron por concluidos los contratos de riesgo en actividades de exploración y producción. Estos habían sido prohibidos desde 1958 con la introducción de diversos cambios a la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional. La historia legislativa y reglamentaria de toda esta época fue inequívocamente unidireccional. En palabras propias de la época, el objetivo fue el perfeccionamiento del monopolio estatal y la ampliación de su ámbito. Los años 70 y principios de los 80 estuvieron dominados por los grandes descubrimientos en las cuencas del sureste y la expansión acelerada de la capacidad productiva. Su desarrollo fue responsabilidad exclusiva de Pemex. Sin embargo, contó con fuerte apoyo de las industrias de ingeniería, construcción y servicios petroleros del exterior, y de financiamiento externo. Fue factible mantener esta exclusividad puesto que se contaba con abundantes recursos de bajo riesgo y de bajo costo de extracción. No es sino hasta después del colapso de precios de 1986 que se inicia

7

el debate sobre posibles cambios en la estructura de la industria y sobre la necesidad de ampliar la participación privada en su desarrollo.

La excepcionalidad de la industria petrolera se basa también en características propias de su naturaleza que se manifiestan en un contexto dado. Estas contribuyen a explicar la percepción que se tiene de ella como un sector estratégico de la economía. Si bien sus productos son mercancías estandarizadas, comerciadas en amplios mercados regionales que integran un espacio global, incluye también servicios propios de industrias con fuertes elementos de monopolio natural. El enorme volumen de insumos y productos que son transportados –una buena parte por ducto a grandes distancias- hace a la logística un importante elemento de la actividad de esta rama industrial. Los productos derivados del petróleo son de uso generalizado; su abasto es indispensable para la buena marcha de otros sectores y de la economía en su conjunto; sus patrones de consumo están vinculados a acervos de capital cuyo cambio es lento; y, en algunos casos son difícilmente sustituibles. A corto plazo, las elasticidades precio de estos productos son muy bajas, por lo que sus mercados son propensos a fuertes fluctuaciones de precios y tienden a sobre-ajustarse. En los países en desarrollo la elasticidad ingreso es relativamente alta, si bien está siendo moderada por cambios tecnológicos autónomos originados en las economías más avanzadas. Así, en los países emergentes los requerimientos de estos productos crecen rápidamente a la vez que sus precios están sujetos a una fuerte volatilidad. El petróleo es en cierto sentido una mercancía como cualquier otra, que cuenta con mercados profundos, de alta liquidez, y que se comercia ampliamente, tanto en mercados spot, a plazo y de futuros. Se distingue por que ninguna otra mercancía supera el valor de sus flujos internacionales y por las consideraciones geopolíticas que históricamente ha despertado. La desigual distribución geográfica de los recursos petroleros y su concentración creciente en unas cuantas regiones plantean complejos problemas de seguridad de suministro. Ésta cara del petróleo le otorga un papel estratégico que lo convierte en una mercancía políticamente condicionada.

Largas cadenas de valor, con eslabones estrechamente concatenados, propician la integración vertical, al igual que la administración de riesgos de suministro y de precios en fases sucesivas de la industria que se cubren mutuamente, de manera natural. En estas circunstancias la empresa busca economizar los costos de transacción en que incurriría si las actividades no estuvieran integradas. Dada la extensión del mercado, aún en países como México, las escalas óptimas de las instalaciones manufactureras de la industria petrolera son relativamente grandes, por lo que su poder de mercado sólo puede ser moderado por la regulación y por la competencia externa. Estas actividades, particularmente intensivas en capital, plantean problemas adicionales a la competencia y suministro internos debido a las imperfecciones de los mercados de capitales. Una empresa petrolera integrada comprende actividades de muy diversa naturaleza. La fase extractiva es un negocio generador de renta económica significativa. En cambio, sus actividades manufactureras buscan obtener márgenes que permitan cubrir el costo del capital y una rentabilidad razonable, y sus redes logísticas obtienen márgenes necesariamente regulados. A la complejidad de cada una de sus líneas de negocios se agregan los requerimientos del manejo integral de muy diversos activos. El carácter no renovable del petróleo y el gas plantean problemas particularmente difíciles de resolver. Destaca la necesidad de definir ritmos de extracción en condiciones de fuerte incertidumbre y altos riesgos que inciden en aspectos de equidad intergeneracional y de

8

eficiencia a través del tiempo. Se requiere también diseñar los mecanismos que alienten la transformación de un activo en el subsuelo en riqueza reproducible. Estas decisiones entrañan riesgos que trascienden los límites de las funciones tradicionales del mercado.

El desarrollo histórico de la industria petrolera mexicana, la forma como esta se ha insertada en la economía nacional, la riqueza de sus recursos y el aumento de su valor a partir de los años 70, su carácter monopólico y el patrón de gobierno de este sector industrial han tendido a aislarlo de las fuerzas del mercado y han permitido a Pemex encerrarse en si mismo. En estas circunstancias no sorprende la ausencia de una perspectiva comparativa que haga posible identificar cómo se diferencian su estructura, su conducta y su desempeño respecto a los de otras empresas mexicanas y en relación a empresas de la misma industria en el exterior. La comparación permitiría constatar la convergencia de las estructuras de la industria en todo el mundo y aprender de la experiencia de las empresas internacionales, así como de otras empresas estatales de países productores y exportadores. Un horizonte más amplio contribuiría a mejorar la comprensión que se tiene del propio Pemex y evaluar formas alternativas de gobierno de la industria petrolera mexicana. Serviría también para identificar las razones efectivamente excepcionales que los definen en esta etapa de su desarrollo. La ausencia de un contacto cotidiano intenso con competidores y de una participación activa en mercados competitivos confinan a Pemex en muchas dimensiones de su quehacer. La ventana que le dan sus actividades comerciales en el exterior, si bien efectiva, es estrecha. Su contacto con clientes nacionales se circunscribe a funciones de suministro y no al espectro completo de la actividad comercial. Las brechas de desempeño y de condiciones de operación son tan amplias que la comparación con otros no es considerada como relevante. Si bien los rezagos tecnológicos y en prácticas industriales varían por actividad, en todas ellas son significativos. Tienden además a ser agravados por una deficiente gestión tecnológica y por problemas de administración más generales. Pemex ha comisionado un amplio número de estudios comparativos de desempeño (benchmarking). Uno de ellos, por ejemplo, demuestra que las refinerías de Pémex se encuentran entre las más ineficientes del mundo. La evidencia de brechas y rezagos es contundente. Sin embargo, la incomodidad que generan estos estudios impide que sean compartidos de manera más amplia y, en algunos casos, lleva a abandonar su puesta al día.

El desempeño inadecuado de Pemex está directamente vinculado a la estructura y los procesos de gobierno de la industria petrolera. Los principales problemas que hoy enfrenta, así como su principal reto, se refieren a la arquitectura misma de la industria. Reformarla es prioritario. Sin embargo factores coyunturales y cíclicos afectarán el comportamiento del sector petrolero y, a través de éste, la evolución de las finanzas públicas. Incidirán necesariamente sobre las opciones y la oportunidad de dichas reformas. Los rezagos de eficiencia operativa, las deficiencias en la asignación y aplicación del gasto de inversión, subsidios implícitos de precios, privilegios sindicales y prestaciones excesivas son formas comunes de disipación de renta económica del petróleo. Su utilización para financiar gasto público corriente es sintomática de fallas fundamentales de muy diversas políticas públicas. Los costos de todo ello cobran mayor relevancia ante las tendencias observadas de la producción y las reservas de hidrocarburos, así como la debilidad financiera de Pemex. En estas condiciones, su nivel de endeudamiento y la suma de los pasivos laborales no fondeados hacen a la empresa, y

9

a las finanzas públicas, más vulnerables. A la reducción previsible del volumen de la producción y del excedente exportable de hidrocarburos se le agrega el riesgo de una baja de precios del petróleo provocada por un ritmo más lento de crecimiento económico global. Hasta ahora la baja registrada en la producción no ha sido plenamente apreciada debido al efecto que tuvo el incremento reciente de precios. En los próximos cinco años parece factible moderar el ritmo de declinación de la oferta interna de petróleo y es muy posible que el precio de la mezcla de exportación de petróleo crudo se mantenga por arriba de los 50 dólares por barril. Aún así, se requerirán importantes ajustes para hacer frente al estancamiento de precios y volúmenes ante costos crecientes de producción y mayores requerimientos de inversión en la propia industria petrolera. Las reformas que exige la industria no deben diferirse. No son menores los peligros que supone instrumentarlas cuando ya no haya más remedio, obligados por la fuerza de las circunstancias, y en coyunturas aún menos favorables.

Contenido del trabajo

El objeto de este artículo es ofrecer un marco para discutir y precisar cuestiones básicas del gobierno de la industria petrolera mexicana que afectan su desempeño. Propone también posibles objetivos de una reforma que fortalezca y modernice sus estructuras y procesos de gobierno, así como iniciativasque contribuyan a alcanzarlos. Llama la atención sobre las restricciones institucionales que obstaculizan el cambio. Este trabajo se organiza en 5 secciones. En la primera se ofrece una reseña crítica de las funciones desempeñadas por el Estado mexicano en la formulación de la política energética, la regulación sectorial y el ejercicio de los derechos de propiedad de los recursos del subsuelo y de las empresas estatales que conforman a la industria petrolera. El segundo apartado describe rasgos y patrones de conducta de los principales actores que participan en la misma, haciendo hincapié en los intereses que han impedido relajar rigideces institucionales e introducir una mayor competencia. Muestra como la aspiración a capturar directamente una parte de la renta económica del petróleo ha guiado su comportamiento y protegido al monopolio estatutario. La tercera sección identifica determinantes potenciales del cambio en la industria petrolera y se concentra su atención en los que son endógenos a la misma. Se argumenta que Pemex enfrenta una coyuntura crítica. Esta se refleja en la reducción crónica de sus reservas y la declinación de su capacidad productiva primaria, así como en la creciente dependencia en las importaciones de productos petrolíferos y gas natural, y la vulnerabilidad de su infraestructura. En el cuarto apartado se comentan propuestas recientes de reforma del gobierno de la industria. Se identifican sus principales deficiencias y se resalta la falta de una estrategia congruente que las enmarque. La quinta y última sección considera un conjunto de iniciativas interrelacionadas que podrían transformar la estructura de gobierno de la industria petrolera, alentando el desarrollo y crecimiento de los mercados de productos finales, el fortalecimiento de Pemex y la creación de oportunidades para la inversión privada. Los retos planteados deberán enfrentarse de manera integral y coordinada. Algunos de ellos podrán abordarse en forma simultánea, pero otros requieren una secuencia bien definida. A lo largo de este artículo se argumenta la necesidad de llevar a cabo una transición gradual y rigurosamente controlada.

10

Borrador 05/01/07

2. El papel del Estado en la industria petrolera

Es posible identificar cuatro funciones básicas que el Estado desempeña con

relación al gobierno de la industria petrolera, lo que algunos denominan la gobernanza de la industria. Estas son el diseño e instrumentación de la política energética, la regulación de la industria y sus mercados, y el ejercicio de los derechos de propiedad sobre los recursos del subsuelo y los que se refieren a las empresas estatales de este sector. La regulación de la industria abarca tanto normas y procedimientos de carácter general que se aplican a empresas públicas y privadas, como los que son específicos a la industria petrolera. Se refiere por igual al marco regulatorio como a las instituciones responsables de su aplicación. Las interacciones entre las cuatro funciones son múltiples y tienden a reforzarse mutuamente, por lo que su congruencia es fundamental, al igual que la forma como se vinculan con otras áreas de la política pública. La excepcionalidad de la industria petrolera plantea retos complejos de diseño de políticas y estrategias en el propio sector, y de congruencia entre éstas y otras de carácter más general. En muchos sentidos se contraponen a tal grado que su disonancia obstaculiza el cambio en diversas

Gráfica 3 Gobierno de la industria petrolera

Ejercicio de los derechos de propiedad de

empresas estatales

Captura de la renta económica de recursos no-renovables

Instituciones regulatorias

Marco regulatorio

Política energética

Regulación• General• Sectorial

Políticas públicas de largo plazo

11

ramas de actividad. Urge, por tanto, una revisión a fondo del desempeño de las instituciones que gobiernan a la industria petrolera, de las organizaciones y las reglas que controlan sus recursos. En esta sección se reseñan algunos de los problemas de la intervención estatal en este sector industrial.

Política energética La responsabilidad de diseñar e instrumentar la política energética recae necesariamente en el Gobierno Federal. Si bien la política económica centra su atención en la naturaleza y las formas de intervención en la economía para mejorar su desempeño, la política energética es una parte integral de la política económica que incide sobre la producción, la oferta y el uso de productos energéticos. Su importancia está dada por las dimensiones del acervo de hidrocarburos del país y de su producción actual, así como por el uso creciente de estos insumos de uso generalizado. Destaca el hecho de que el Estado juega un papel crítico en este sector: la casi totalidad de la energía primaria es producida por empresas de su propiedad, así como la mayor parte de su transformación en energía secundaria. En estas condiciones la dirección, el ritmo y la coordinación de las decisiones de inversión de dichas empresas, así como el diseño de estructuras de precios e impuestos de combustibles y de tarifas eléctricas, han sido temas centrales de la política energética. En los últimos 30 años, la contribución de la industria petrolera a las finanzas públicas y a la balanza comercial revistió particular relevancia. Hoy, sin embargo, la política energética tendrá que asumir nuevas preocupaciones. Estas se refieren a asuntos como la naturaleza de la competencia que deberá prevalecer en el sector energético, el funcionamiento de los mecanismos de formación de precios, la regulación de los mercados de energía, las estrategias para mejorar el desempeño de las empresas estatales, el papel de la inversión privada en este sector, la seguridad y confiabilidad de suministros, y la adopción de un régimen fiscal acorde con nuevas circunstancias. Dadas las características propias de un sector intensivo en capital, cuyas inversiones tienen largos periodos de gestación y ejecución, la política energética es necesariamente de largo plazo. Su instrumentación requiere instituciones fuertes que puedan desarrollar y dar continuidad a perspectivas de largo y amplio alcance, y que asuman la responsabilidad de implementar las reformas requeridas.

La falta de una política energética integral ha creado un serio vacío que ha limitado la capacidad del poder ejecutivo para formular estrategias viables y propuestas específicas congruentes. La debilidad institucional de la Secretaría de Energía ha sido palpable. Un amplio número de entidades comparten autoridad respecto al manejo de las empresas estatales de energía, mientras que los entes reguladores sectoriales carecen de autonomía. Como órganos desconcentrados de la Secretaría son, en la práctica, una extensión administrativa de la misma. Existen amplios espacios de actividad donde prevalecen reglamentos añejos inaplicables que obligan a simular su vigencia. Es excepcional el personal de la Secretaría que cuenta con conocimientos especializados y experiencia en los asuntos del sector. Su alta rotación dificulta todo esfuerzo de capacitación. La inestabilidad de los cuadros medios y superiores interrumpe recurrentemente tareas básicas que requieren un mínimo de continuidad. A partir de 1983, la vida media de un secretario de energía en su puesto ha sido de 2.3 años. En el gobierno del Presidente Fox se contó con cuatro. La debilidad que revela este orden de cosas indica que una parte importante de las decisiones en materia de política energética

12

se toman en otras secretarías de estado o en las grandes empresas estatales de este sector. Señala también que la autonomía necesaria para el desempeño de obligaciones estatales ha sido afectada por el aparente entendimiento que el gobierno logró con grupos industriales poderosos del norte del país. No es fortuito que tres de los cuatro secretarios de energía de ese gobierno estén directamente vinculados a intereses empresariales de Monterrey.

Al igual que en otros países, periódicamente se ha puesto a discusión la pertinencia de mantener una secretaría de estado, de carácter sectorial, que se encargue de asuntos energéticos. De manera recurrente se alude a su debilidad frente a las empresas estatales que conforman el sector y respecto a otras secretarías de estado que controlan algunos de los principales instrumentos de la política energética, así como a las dificultades que supone armonizar objetivos e intereses de muy diversos actores, públicos y privados. Sobresale la asimetría de información y de recursos en las relaciones entre la Secretaría, los entes reguladores y las empresas estatales. El reconocimiento de una mayor autonomía de gestión es percibido también como una merma de las atribuciones gubernamentales asociadas a la intervención directa de la autoridad, así como la conveniencia de fortalecer y ampliar el alcance y las funciones de entes reguladores independientes que asumirían una parte de las tareas que tradicional y formalmente han estado adscritas a la Secretaría de Energía. Por último, la autoridad fiscal ejerce actualmente la responsabilidad principal sobre los derechos de propiedad de los recursos no renovables del subsuelo. Desde esta perspectiva, la formulación e instrumentación de la política energética es vista como una función residual que difícilmente justifica la existencia de una secretaría de estado. Esta línea de argumentación tiene un sesgo estático que hace hincapié en aspectos insatisfactorios del status quo y los proyecta al futuro. Independientemente de la estructura a largo plazo del sector energético, y de las formas específicas que asuma su gobierno, es necesario contar con una Secretaría de Energía que ejerza un fuerte liderazgo en la articulación y adopción de una ambiciosa agenda de cambios estructurales y de construcción institucional que el sector exige. Es justamente en la etapa de transición a nuevas formas de gobierno cuando más se necesitará contar con una autoridad que ofrezca un diagnostico preciso, un claro sentido de dirección y sea capaz de superar los múltiples obstáculos con los que se topará el proceso de transformación. En las actuales circunstancias, la desaparición de la Secretaría de Energía enviaría una señal negativa: anunciaría la decisión de posponer, una vez más, la reforma energética. Regulación

La industria petrolera mexicana se encuentra sobre regulada, mal regulada y opera en diversos vacíos regulatorios. Algunos de estos han sido llenados por Pemex, fusionado funciones propias del operador con las correspondientes a la autoridad. Por su parte, las entidades gubernamentales responsables no han contado con los recursos necesarios para asumir estas tareas, con lo que se ha reforzado el poder relativo de la empresa operadora. No obstante, en aspectos fundamentales de su actividad, Pemex está sujeto a regulaciones similares a las de una entidad gubernamental. Esto reduce su flexibilidad operativa, debilita su capacidad para competir e impide aprovechar las oportunidades propias del quehacer de una empresa. La evolución de la industria petrolera en torno a un amplio y cerrado monopolio estatal se ha traducido en un incipiente desarrollo de instituciones,

13

marcos normativos y cuadros profesionales que ahora se requieren para el diseño, construcción y operación de un régimen regulatorio moderno, más congruente con el entorno actual. La estructura monopólica de esta industria ha protegido a Pemex de la presión y disciplina externas requeridas para mejorar la eficiencia de sus operaciones. La regulación administrativa general a la que está sujeta constituye un obstáculo infranqueable para un desempeño de carácter empresarial. Las leyes de Entidades Paraestatales, de Responsabilidades Administrativas de Servidores Públicos, de Adquisiciones, Arrendamiento y Servicios, de Obras Públicas y Servicios Relacionados son sólo parte de una extensa lista de reglamentaciones que ahogan a la empresa pública en un laberinto burocrático. Asimismo, el control presupuestal anual y trimestral, línea por línea, es una maquinaria destructora de valor económico. El conjunto de este marco legal está marcado por una lógica que privilegia el control de procesos frente a una disciplina basada en resultados económicos. Estos controles están dominados por la tradición y las necesidades propias de la actividad gubernamental. La forma como se integran las empresas estatales a las finanzas públicas es única entre los países que forman parte de la OECD. Ésta desplaza la atención de los directivos y la gerencia de Pemex de la maximización de valor económico al objetivo primordial de control del gasto. Ni siquiera el superávit primario de las entidades es utilizado consistentemente como variable de control. Horizontes temporales muy cortos –en su mayoría trimestrales- inciden en programas y proyectos de inversión con amplios periodos de planeación y ejecución. Los diversos intentos de flexibilización –como por ejemplo los Pidiregas y sus programas multi-anuales de inversión - han sido útiles, aunque en ocasiones también costosos; no parecen ser sostenibles y tampoco resuelven problemas de fondo en relación al financiamiento de grandes proyectos de inversión. Contraloría…

La liberalización del comercio y la inversión que se ha dado en el país no ha afectado directamente a la industria petrolera. Poco se ha avanzado en el transito del actual régimen de competencia simulada a uno de competencia interna regulada y de competencia externa, y han resurgido subsidios implícitos otorgados a los precios al consumidor, con lo que se está afectando la integridad de las estructuras de precios. La reorganización de Pemex en cuatro organismos subsidiarios, cada uno con sus propios estados de resultados, permitió medir mejor su rentabilidad. Debido al enorme volumen de hidrocarburos intercambiado entre ellos se desarrolló un sistema de precios de transferencia que permitiera reflejar costos de oportunidad. Sin embargo la competencia simulada a la que se sujetó a Pemex a través de estas señales de precios aun no genera la disciplina deseada al interior de la empresa. Esto se debe, entre otras cosas, a que la medición del desempeño y la responsabilización de resultados no se han llevado a cabo con el rigor requerido, como tampoco se han derivado las consecuencias que éstos deben suponer. Las formulas de precios utilizadas se apoyan en el mismo principio que unifica y armoniza los diversos sistemas de precios a los que se sujeta a los combustibles: precios de transferencia, precios interorganismos, precios productor y precios al público. No obstante, un mecanismo basado en formulas de este tipo no tiene la misma precisión para descubrir precios competitivos que operaciones negociadas en un mercado abierto. Busca imitar la operación del mercado, pero no lo sustituye. Permite, sin embargo, una buena aproximación a través del tiempo. Una mayor competencia real, inclusive, el sólo riesgo

14

de esta, avivarían el sentimiento de urgencia en Pemex respecto a la necesidad de mejorar su estructura de costos y su posición competitiva.

La experiencia mexicana en materia de gas natural muestra algunos de los principales escollos que enfrenta la liberalización de mercados. Hace más de 10 años se sentaron las bases legales para el desarrollo de un nuevo marco regulatorio del mercado de gas natural en México y se dieron nuevas atribuciones a la Comisión Reguladora de Energía. Sin embargo, el gobierno del Presidente Fox hizo todo lo posible por desmantelar el sistema de precios regulados del gas natural. La regulación de las ventas de primera mano evitaba que Pemex interviniera en el proceso de determinación del precio y limitaba el poder discrecional del Estado mediante reglas explícitas y transparentes. El principio básico que se aplicaría era claro: los precios internos del gas deberían reflejar los costos de suministros alternativos -los costos de oportunidad- en una economía abierta. En enero de 2001 el Secretario de Energía asumió las facultades de la CRE al fijar arbitrariamente el precio del gas por un periodo de tres años. Más adelante se suspendió nuevamente el régimen de precios regulados por otros seis meses. Estas decisiones pusieron en evidencia la falta de compromiso del nuevo gobierno con el marco regulatorio establecido y con el propio ente regulador. Demostró también la fuerza de los intereses particulares que habían capturado el proceso de toma de decisiones.

Una vez que se restableció el mecanismo de precios regulados, la CRE se negó a realizar los ajustes correspondientes a los cambios observados en el balance nacional de gas. Sólo llevó a cabo ajustes parciales, tardíos y no siempre consistentes, que afectaron severamente la integridad del mecanismo de formación de precios, y que resultó en una brecha creciente entre los precios regulados y los costos de suministro alternativos. Esta inflexibilidad efectivamente bloqueó la introducción de la competencia en el mercado del gas que traería consigo la importación directa por particulares. El gobierno privilegió el control sobre el nivel de los precios y la CRE asumió esta prioridad. Ambos habían identificado erróneamente a Pemex como el principal obstáculo a la liberalización del mercado, sin reconocer que el régimen de precios regulados era su única protección frente al otorgamiento de subsidios implícitos que inevitablemente han corrido a su cargo. Las actitudes del ente regulador fueron condicionadas por la enorme asimetría de información y recursos frente a la empresa estatal, y reforzadas por una cierta arrogancia de esta última. La falta de compromiso del gobierno con el régimen regulatorio, de autonomía del ente regulador y la precaria dotación de recursos e instrumentos regulatorios han llevado a la pérdida de credibilidad en las reglas y las instituciones regulatorias. En el mercado del gas natural se desaprovechó la oportunidad que las importaciones ofrecían para introducir la competencia. Poco se avanzó en la regulación de los mercados de gas LP, los intentos de re-estructurar los mercados de combustibles automotrices han sido parciales, contradictorios y extemporáneos, y los mercados de combustibles industriales líquidos no fueron atendidos. La desalineación de algunos precios relativos alentó el desarrollo de mercados negros y se perdió el control del suministro de combustibles automotrices al surgir mercados secundarios, a partir de material sustraído ilegalmente a Pemex.

La regulación se ha convertido en la forma central de intervención del Estado en las economías modernas. Complementa la intervención directa que se realiza a través de empresas estatales y la suple. Las normas y reglas adoptadas por la autoridad, y los mecanismos establecidos para dar seguimiento y alentar su cumplimiento, afectan directa

15

e indirectamente el comportamiento de todos los agentes económicos y orientan su actividad. Se suman a otros instrumentos de acción gubernamental como son, por ejemplo, el régimen fiscal y obligaciones estatutarias de divulgación de información y transparencia. El marco regulatorio restringe acciones individuales y colectivas, pero también las alienta, creando sistemas de incentivos, así como las condiciones que permiten que estas actividades se desarrollen1. La experiencia mexicana en materia de regulación a partir de los años 90 ofrece múltiples lecciones respecto a las dificultades que suponen el diseño e implantación de regimenes regulatorios modernos y el desarrollo de instituciones regulatorias autónomas. Ha mostrado también los límites de su efectividad ante una tradición legal y una práctica jurídica que no son plenamente compatibles con los objetivos y los procesos de la regulación económica contemporánea. El abuso del proceso de amparo ha suspendido la aplicación de decisiones administrativas La privatización y liberalización de las telecomunicaciones y de la banca comercial en la década de los 90 fueron experimentos que demostraron los riesgos y costos de largo plazo que supone la reestructuración de sectores importantes de actividad, sin contar previamente con marcos e instituciones regulatorios adecuados y sólidamente establecidos2. Desafortunadamente, la experiencia común de otras comisiones reguladores sectoriales –Cofetel, CNA y CNBV- así como de la propia Comisión de Competencia, no permiten ser optimistas respecto a las perspectivas de una mejora regulatoria oportuna y efectiva en el sector energético3.

Propiedad de los recursos del subsuelo

El gobierno ha dejado en manos de Pemex instrumentos de administración de los recursos petroleros y gasíferos propiedad de la Nación que le corresponden. Pemex, a su vez, no ha sabido ni ha podido ejercer las prerrogativas que en esta materia se le han dado. En este importante campo, como en otros, la empresa estatal es un monopolio autorregulado. Sin embargo, ha estado constreñida por restricciones de carácter presupuestal que incidieron de manera implícita e indirecta sobre aspectos medulares del manejo de los recursos del subsuelo. Si bien Pemex es potencialmente un poderoso instrumento de la acción estatal, en la práctica dedicó poca atención a estos asuntos centrales de la política petrolera que le fueron delegados. La administración de recursos petroleros es una tarea particularmente compleja sujeta a múltiples consideraciones técnicas, económicas y sociales. Las condiciones de incertidumbre y de riesgo que envuelven las decisiones en este campo dificultan la elección de opciones. La dotación de hidrocarburos del país debe explotarse eficientemente para beneficio de todos los mexicanos, de ésta y de futuras generaciones. Para este fin es necesario controlar la dirección que habrán de tomar las actividades petroleras, el ritmo de extracción de los recursos y el impacto de dichas actividades, apoyándose en la operación del mercado y, en ocasiones, también guiándolo. Una función ineludible del gobierno es definir los términos y condiciones de acceso a los recursos del subsuelo. Para ello es indispensable contar con legislación que establezca el régimen fiscal aplicable a la fase extractiva de la

1 R. Baldwin, C. Scott, and C. Hood (eds.) A Reader on Regulation. Oxford: Oxford University Press, 1998, páginas 2-4. 2 S. Haber, Mexico´s Experiment’s with Bank Privatization and Liberalization, 1991-2003. Manuscript, October 2004. 3 OECD, Mexico: Progress in Implementing Regulatory Reform. Paris: OECD, 2004.

16

industria petrolera, así como el marco regulatorio en el que se desenvolverá. El ente regulador está obligado a dar seguimiento y supervisar las operaciones petroleras para verificar que se estén cumpliendo las condiciones establecidas, incluyendo la supervisión de la seguridad de las instalaciones y de las condiciones de trabajo, así como de las descargas y emisiones al medio ambiente.

Dada una penuria fiscal secular, el principal objetivo perseguido por las autoridades ha sido la maximización a corto plazo de los ingresos petroleros captados por el gobierno federal. El régimen fiscal al que ha estado sujeto la industria se reduce a reglas simples de distribución de márgenes de efectivo entre el gobierno y Pemex. Escasa consideración se ha hecho respecto a los efectos de largo plazo que estas tienen sobre la generación y asignación eficiente de recursos económicos. Tampoco se ha cobrado conciencia respecto a los incentivos perversos que el actual régimen fiscal ofrece en relación a aspectos microeconómicos de la administración de recursos. El Estado mexicano no cobra regalías por el acceso exclusivo a los hidrocarburos en el subsuelo que otorga a Pemex. Percibe ingresos por concepto de ventas de petróleo crudo, gas

Gráfica 4 Pemex: participación de los impuestos y derechos pagados al gobierno federal en las ventas brutas, 1995-2006 (porcientos)

40

45

50

55

60

65

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06*

*Cifras anualizadas basadas en datos enero-septiembre Fuente: SHCP, Pemex, y UBS

17

Gráfica 5 Pemex: participación de los impuestos y derechos pagados al gobierno federal en los rendimientos brutos, 1995-2006 (porcientos)

80

85

90

95

100

105

110

115

120

125

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06*

*Cifras anualizadas basadas en datos enero-septiembre Fuente: SHCP, Pemex, y UBS

natural y sus derivados. Al no valuar los recursos en el subsuelo resulta difícil evaluar el desempeño de la actividad extractiva de éste. La enorme magnitud de la renta económica del recurso ha permitido esconder la ineficiencia con la que se opera e invierte en las áreas de exploración y producción. La extraordinaria riqueza de los grandes descubrimientos de hidrocarburos de los años 70 y del principio de los 80 permitió mantener este estado de cosas por más de tres décadas.

El imperativo fiscal ha dominado la política petrolera del país. Como puede observarse en la gráficas 4 y 5, por muchos años Pemex pagó impuestos y derechos por un monto equivalente a más del 60 por ciento del valor de sus ventas y a más del 110 por ciento de sus rendimientos brutos, provocando una descapitalización continua. El reciente ajuste al régimen fiscal de Pemex fue tardío, es claramente insuficiente y dista mucho de ser un régimen competitivo en el ámbito internacional. Aun así, ha sido una fuente de alivio al igual que lo ha sido el acreditamiento de los subsidios implícitos que la empresa otorgó a las ventas de gasolina y diesel. No obstante, resulta imposible modificarlo y modernizarlo al margen de una reforma fiscal que logre aumentar significativamente la carga impositiva. En 2005, esta ascendió a xx por ciento, una de las más bajas de América Latina, región que no se caracteriza por su capacidad para cobrar impuestos. Los ingresos totales del gobierno federal ascendieron a xx por ciento del PIB gracias

18

fundamentalmente a la contribución petrolera. Resulta sorprendente la relativa estabilidad de estos coeficientes a lo largo de los últimos 25 años, como puede constatarse en las gráficas 2 y 6. La participación de los ingresos petroleros en el total de ingresos del gobierno ha variado dentro de un intervalo estrecho a pesar de las grandes fluctuaciones de los precios del petróleo. Sin embargo, un Estado financieramente débil tiende a tener una empresa petrolera estatal también débil. En el caso de Pemex, su extraordinaria capacidad para generar efectivo, y pagar elevados montos de impuestos y derechos, ha sido el resultado de muy bajos costos de producción, un verdadero don de la naturaleza. Gráfica 3 México: participación de los ingresos petroleros en el total de los ingresos del gobierno federal, 1980-2006 (porcientos / dólares por barril)

20

25

30

35

40

45

50

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06*0

10

20

30

40

50

60

Mezclaexportación(dólares)

20

25

30

35

40

45

50

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06*0

10

20

30

40

50

60

Mezclaexportación(dólares)

*Cifras anualizadas basadas en datos enero-septiembre Fuente: SHCP, INEGI, Pemex, y UBS

El nuevo régimen fiscal de Pemex dista mucho de ser competitivo. La estimación

estandarizada de los flujos netos descontados de efectivo que se vinculan a las reservas probadas busca medir el valor que tienen los derechos de producción de Pemex. Esta medición, realizada conforme a las normas y criterios establecidos por la Securities and Exchange Commission, adolece de importantes deficiencias. Las reservas consideradas por la SEC estiman de manera conservadora el volumen recuperable de petróleo y gas. No obstante, debe subrayarse que estas estimaciones estandarizadas fueron precisamente diseñadas para permitir comparaciones consistentes sobre bases uniformes. La

19

estimación resultante establece que en 2005 el valor para Pemex de las reservas en el subsuelo fue de 3.14 dólares por bpce. Esta cifra es particularmente baja al compararla con las correspondientes a las grandes empresas petroleras internacionales. Así por ejemplo, la de Exxon es ligeramente superior a los 10 dólares y la de Shell a 15 dólares. Este resultado, aparentemente anómalo, obedece a la altísima tasa de los derechos e impuestos que se cobra a Pemex Exploración y Producción. Revelan, más que nada, los excesos del nuevo régimen fiscal.

El Reglamento de Trabajos Petroleros, que regula la exploración y la producción, data de 1974. Fue elaborado cuando se iniciaban los grandes descubrimientos de las cuencas de sureste y se sustenta en la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional de 1958. En el se establecen las condiciones para otorgar permisos previos para la realización de trabajos de exploración y producción de hidrocarburos y la construcción y operación de las instalaciones correspondientes. Estos permisos sólo pueden extenderse, de manera exclusiva, a Pemex. En 297 artículos se detallan extensos requisitos de información sobre actividades de exploración, perforación, producción, taponamiento de pozos, y transporte y almacenamiento de hidrocarburos. Se establecen también especificaciones técnicas que deberán cumplir las instalaciones y los trabajos más relevantes y se precisan, entre otras cosas, los procedimientos para hacer uso del suelo en las regiones donde se realiza la exploración y producción petrolera. El Reglamento codifica tecnologías y prácticas petroleras de la época en que fue redactado, no ha sido renovado para incorporar los grandes cambios tecnológicos registrados por la industria internacional en todos estos años y tampoco la experiencia regulatoria desarrollada por otros países. Manifiesta enormes lagunas respecto a temas que son tratados por la regulación petrolera moderna. La entidad responsable de regular las actividades de exploración y producción en la Secretaría de Energía cuenta con recursos técnicos limitados, que le impiden realizar inspecciones y tareas de vigilancia efectivas. Sería interesante conocer los casos en los que se han rechazado solicitudes o revocado autorizaciones. Con la entrega de información a la que se da escaso uso, Pemex simula cumplir formalmente con las obligaciones del caso y la Secretaría simula hacer cumplir el Reglamento. Este estado de cosas ha perdurado por muchos años, posiblemente desde la entrada en vigor del mismo. Estas tareas regulatorias poco contribuyen al debido cuidado del uso eficiente de los recursos del subsuelo que supone el papel fiduciario de la autoridad. La responsabilidad sobre asuntos relativos a la seguridad y al impacto ambiental de la exploración y la producción primaria de hidrocarburos se divide con otras secretarías de estado. Estas tampoco cuentan con los recursos técnicos y financieros que les permita cumplir con sus obligaciones regulatorias. En materia ambiental, el Reglamento de Trabajos Petroleros no se ha ajustado a los importantes cambios que se han dado en la legislación correspondiente.

En las condiciones actuales de la industria petrolera, cobra importancia un cambio fundamental en la regulación de los recursos del subsuelo y un verdadero fortalecimiento del ente regulador correspondiente, aún si Pemex continua siendo la única empresa en este sector. Además, si el gobierno tiene la intención de abrir eventualmente la exploración y producción a la inversión privada, necesita mostrar que puede efectivamente regular, en primer lugar, a la empresa estatal. Necesita demostrar también que es capaz de dar un trato similar a todas las empresas, tanto públicas como privadas. Irremediablemente tendrá que contar con una capacidad creíble para administrar los

20

recursos petroleros que haga hincapié en consideraciones de costos y beneficios de la exploración y la producción, y de la utilización de infraestructura. Pemex ha avanzado notablemente en el desarrollo de su sistema de administración de reservas de hidrocarburos y ha iniciado trabajos tendientes a contar con mejores estimaciones de los recursos potenciales del país. En la segunda mitad de los años 90 se hicieron nuevas estimaciones de las reservas probadas, probables y posibles de petróleo y gas natural con base en criterios internacionalmente aceptados. Las estimaciones fueron auditadas por empresas de ingeniería especializadas y desde entonces se han publicado anualmente informes detallados sobre la evolución de las reservas de hidrocarburos de México. La transparencia en esta materia ha sido ejemplar. Con el tiempo la cuantificación de las reservas se ha ido depurando y se han adoptado criterios más conservadores que agregan certeza a este proceso. El sistema de administración de reservas constituye un instrumento fundamental para las actividades de exploración y producción. Asimismo, una perspectiva bien fundada en estimaciones de los recursos potenciales de hidrocarburos del país es un elemento crítico para el diseño estratégico de mediano y largo plazos, particularmente en condiciones en las que las reservas probadas van a la baja y aumenta la inquietud sobre la suficiencia de éstas para sostener la producción. A una mejor comprensión de la magnitud y la calidad de las reservas no probadas se agrega la necesidad de realizar estudios rigurosos que robustezcan la capacidad para estimar las probabilidades de descubrir recursos potenciales. El tiempo y el esfuerzo desplegados a estas tareas pueden rendir resultados importantes. Hasta muy recientemente su utilidad ha tendido a subestimarse y aún no se le asignan los fondos que merecen. No deja de sorprender que las autoridades gubernamentales se hayan mantenido al margen de todo este proceso.

Es comprensible que la seguridad de suministro de largo plazo asuma mayor importancia conforme la relación de las reservas a la producción se ha acercado a los diez años. La suficiencia de las reservas para sostener el nivel actual de la producción y, aún más importante, para garantizar futuros niveles de consumo interno, se plantea en condiciones en las que más de la mitad de la producción del país se destina a la exportación. Motivos de carácter precautorio aconsejan dar prioridad al suministro interno futuro frente a las exportaciones actuales. Recientemente, inquietudes de esta naturaleza llevaron al Congreso a asumir la responsabilidad de fijar el nivel de la exportación. Más que una determinación puntual, convendría desarrollar criterios y reglas de decisión que normen el ejercicio de esta obligación y la institucionalicen. Regular la distribución inter-temporal de la producción a partir de un acervo cambiante de reservas no es tarea fácil y tampoco lo será protegerla de consideraciones y pasiones políticas coyunturales. Sujetar las exportaciones a una prueba de suficiencia de reservas, que garantice el consumo de los mexicanos durante un plazo razonable, puede estimular la exploración. Si este fuerte incentivo no logra incrementar las reservas petroleras entonces sería necesario disminuir el nivel de exportación. La adopción de normas que vinculen las exportaciones petroleras a la vida media de las reservas presupone una mayor asignación de recursos de inversión a actividades exploratorias. Sólo de esta manera se puede aumentar su tasa de restitución.

21

Derechos de propiedad sobre la empresas petrolera estatal El gobierno federal y el sindicato petrolero –cuyos representantes conforman el

consejo de administración de Pemex- no han cumplido con sus obligaciones fiduciarias ante los dueños de la empresa petrolera estatal. La pasividad con la que han ejercido los derechos de propiedad de ésta ha puesto en riesgo su capacidad de reproducción y afectado severamente su desempeño. Al mismo tiempo el gobierno ha mantenido una intervención administrativa disfuncional a la que se agregan interferencias recurrentes de carácter político. El liderazgo sindical no ha sabido equilibrar sus intereses gremiales con los de la empresa, exigiendo niveles de integración vertical sin precedentes en la industria petrolera internacional y prestaciones incongruentes con los bajos niveles de productividad registrados. No obstante el progreso logrado respecto a su propio pasado, el desempeño de Pemex es inadecuado en relación a su potencial, y en comparación con empresas petroleras internacionales y con otras empresas estatales. Resulta imprescindible dar un contenido contemporáneo explícito a la participación estatal en la propiedad de Pemex, diferenciando con nitidez su papel empresarial del que tiene como agente gubernamental. Estos derechos de propiedad no pueden seguir justificándose exclusivamente en términos de la historia de la industria, de referencias generales a la soberanía nacional o aludiendo a la incapacidad política para modificarlos. El gobierno está obligado a definir los objetivos centrales de la propiedad estatal de la industria petrolera, el papel del estado en el gobierno corporativo de Pemex y la manera como ejercerá los derechos de propiedad de esta empresa. Uno de los propósitos de la reforma administrativa del estado mexicano es lograr una diferenciación más nítida entre éste y sus agentes, entre las funciones de autoridad y las de administración de las empresas estatales. Históricamente Pemex ha operado como una extensión del gobierno central. Su carácter de monopolio estatal y su operación como entidad gubernamental lo han llevado a asumir funciones que normalmente corresponden a las autoridades y no a una empresa productiva orientada a maximizar valor económico. En estas condiciones no debe extrañar que los funcionarios gubernamentales estén tentados a intervenir directamente en las operaciones y que los directivos de la empresa busquen participar en la formulación de políticas públicas. El conflicto resultante ha condicionado las relaciones entre ambos e incidido en su desempeño respectivo. Si bien el gobierno no debe intervenir en el manejo cotidiano de las empresas estatales, el otorgamiento de autonomía de gestión presupone una definición precisa de los objetivos respecto a los cuales se evaluará su desempeño, se responsabilizará de los resultados a los cuadros directivos y gerenciales y se rendirán las cuentas correspondientes. Pemex no logra aún terminar lo que ha sido una larga transición en torno a la redefinición de su misión como empresa: de una conformada por múltiples objetivos que en no pocas ocasiones se contraponen –empleo, desarrollo regional, industrialización, autosuficiencia energética, autonomía tecnológica-, a una que establece como objetivo central la maximización a largo plazo de valor económico, sujeto a políticas públicas y regulaciones estatales.

La generación de valor es una referencia cada vez más importante en el proceso de toma de decisiones y su legitimidad se cuestiona con menor frecuencia. Sin embargo, queda aún un largo camino por recorrer para la implantación plena de este objetivo y su internalización en la cultura de la empresa. Subsisten, no obstante, importantes grupos sociales y corrientes políticas que prefieren ver a Pemex como un organismo que

22

contribuye de manera directa a los objetivos tradicionales, a pesar del costo económico que esto pueda suponer. Aún así, el rezago más importante se refiere en la dificultad para precisar y asumir la responsabilidad sobre resultados de la gestión. Son tantas y tan diversas las restricciones administrativas y financieras a la que ésta se sujeta que siempre se pueden encontrar explicaciones, cuando no justificaciones, de un desempeño inadecuado. Las autoridades gubernamentales, como representantes del dueño, no han ejercido el liderazgo requerido ni presionado con eficacia en esta materia. Su intervención se ha centrado en la fijación de techos presupuestales, la vigilancia de su cumplimiento y en actividades de auditoria. Los directivos y la gerencia han respondido con conductas que manifiestan una fuerte aversión a asumir riesgos personales. Evitar y cubrir estos riesgos puede llegar a absorber una buena parte de su energía individual, prolonga el plazo de las decisiones y desalienta su iniciativa. El mayor detalle, la transparencia y la calidad de los informes operativos y financieros de Pemex han hecho cada vez más patente la falta de consecuencias de metas incumplidas o de malos resultados. Visto retrospectivamente, ha sido notable el avance logrado en cuanto a la disponibilidad y oportunidad de informes periódicos que Pemex rinde a diversos reguladores, tanto nacionales como del extranjero. Paradójicamente, el establecimiento de objetivos y metas más precisos, así como su medición, no ha sido condición suficiente para asignar responsabilidades sobre buenos y malos resultados. Claramente falta un eslabón importante en esta vinculación: el sistema general de incentivos –positivos y negativos, monetarios y de todo tipo- que afecta la conducta de los cuadros directivos y gerenciales, y la de todo el personal que labora en la empresa. El ejercicio efectivo de los derechos de propiedad sobre la empresa, y el fortalecimiento de los procesos de gobierno de la misma, suponen cambios básicos en la composición y operación de los consejos de administración de Pemex y de sus organismos subsidiarios. Estos órganos de gobierno se distinguen por su falta de efectividad. Decisiones importantes no son tomadas en sus reuniones y ninguno de sus miembros considera su participación en ellas como una de sus responsabilidades primordiales. Basta constatar la asistencia efectiva de los consejeros, e incluso de sus suplentes, a dichas reuniones. En la práctica, no es posible distinguir entre el papel que juegan como consejeros del que les corresponde como representantes de las entidades gubernamentales a las que pertenecen. La presencia de una amplia representación sindical en el consejo de Pemex limita también la naturaleza y la discusión de los asuntos tratados en su seno. En estas condiciones, las reuniones de los consejos tienen un carácter ceremonial que impide aprovechar estos foros para que los representantes del dueño orienten, otorguen poderes y responsabilicen a los directivos de la empresa. Su función principal es latente: son la instancia donde se ejercen vetos, o se advierte sobre su posibilidad, respecto a decisiones puntuales que afectan alguna de las partes. Los consejos no cuentan con comités de apoyo que aborden temas específicos, como es práctica corporativa generalizada. Inclusive no se han formado comités de auditoria. El consejo de Pemex está integrado por los secretarios de estado de Hacienda y Crédito Público, Relaciones Exteriores, Comunicaciones y Transporte, Medio Ambiente y Recursos Naturales y Economía, y es presidido por el Secretario de Energía. Funge como Comisario un representante de la Secretaría de la Función Pública. Incluye también 5 representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana. Los consejeros pueden delegar su participación en consejeros suplentes designados. La

23

composición de los consejos de los organismos subsidiarios sigue un patrón diferente. Participan en ellos los directores generales de los organismos subsidiarios y representantes de las secretarías que forman parte del consejo de Pemex. El Director General de Pemex los preside. No incluyen a miembros del sindicato petrolero. Debe subrayarse que ninguna de estas designaciones se hace a título personal lo que impide contar con consejeros independientes que pudieran robustecer su quehacer. En años recientes hubo un par de esfuerzos fallidos de reconstitución del consejo de administración de Pemex. Ambos estaban condenados al fracaso. El primero se limitó a designar a 4 eminentes empresarios mexicanos en sustitución de un igual número de secretarios de estado. Independientemente de los impedimentos legales que enfrentó esta propuesta presidencial, su deficiencia principal es que fue definida exclusivamente en términos simbólicos, dejando intacta a la representación sindical y a los procesos mismos de gobierno. La segunda propuesta buscaba atender exclusivamente asuntos del gobierno corporativo de Pemex, sin considerar cambios en el marco más general del gobierno de la industria petrolera que tenían precedencia y sin resolver problemas básicos de las relaciones entre el gobierno y la empresa. Tampoco abordó aspectos normativos básicos que se contraponen y que restringen un desempeño más independiente del consejo de Pemex. Los consejos de las subsidiarias establecidas en 1992 han alentado un flujo más rico de información sobre las operaciones de las principales líneas de negocios que las conforman. En ellos pueden tratarse con mayor facilidad temas de carácter técnico y propiamente empresarial. Sin embargo, no se aprovecharon de manera efectiva las oportunidades que ofrecen en este sentido. Entre el amplio número de entidades que comparten autoridad en relación a la conducción de Pemex, y que intervienen en forma poco coordinada en su operación, ninguna de ellas detenta y ejerce inequívocamente los derechos de propiedad de esta empresa. En estas circunstancias no es fácil distinguir entre el ejercicio de las funciones de propiedad y otras que también ejerce el Estado. Si bien la Secretaría de Energía es formalmente responsable de la coordinación sectorial, la Secretaría de Hacienda administra los instrumentos de control más importantes y efectivos del actual marco institucional. La Secretaría de la Función Pública incide de manera determinante en los procesos de control y vigilancia de las empresas estatales, así como en los patrones de comportamiento de los servidores públicos que trabajan en Pemex. Otras entidades y organismos públicos intervienen de manera directa en temas específicos, agregando complejidad a la coordinación interministerial. La indiferencia y el abandono en el que se ha tenido a la política energética, a la regulación de la industria y de sus mercados, y al ejercicio de los derechos de propiedad del Estado refleja fracasos de voluntad política, de imaginación y de liderazgo. Estos asuntos centrales de la reforma estructural del sector energético han sido relegados por la atención que se ha tenido que dar a problemas inminentes y de muy corto plazo. Reflejan también conflictos de interés que no han encontrado una resolución constructiva. La falta de un entendimiento básico respecto al futuro de la industria petrolera alentó el predominio de posturas simplistas que trivializaron la discusión pública. Algunas corrientes políticas voltearon al pasado, buscando restaurar una edad de oro de esta industria que nunca existió. Otras, igualmente frustradas, manifiestan una impaciente preferencia por desmantelar la estructura industrial actual, sin contar con una propuesta alternativa congruente y sin estar dispuestas a asumir los costos que tiene, en términos de

24

sus propios intereses, la privatización y posible desnacionalización de la industria petrolera.

25

Borrador 10/01/07

3. Comportamiento de los principales actores En esta sección se describe brevemente el comportamiento de diversos grupos relevantes a la operación de Pemex en relación a la modernización de la industria petrolera. Se considera al personal técnico y gerencial, el sindicato petrolero, algunos de los principales de consumidores de productos petrolíferos y gas natural, así como a los habitantes de regiones petroleras. Personal técnico y gerencial El personal técnico y gerencial de Pemex enfrenta serios problemas ocasionados por la falta de una definición precisa de sus objetivos y del alcance de sus funciones; los riesgos legales personales que supone el cumplimiento minucioso de controles administrativos formales; y los ciclos políticos gubernamentales que inciden en su carrera dentro de la empresa. La calidad del personal reclutado está condicionada por estos mismos problemas y por la ausencia de reglas de ingreso competitivo, mecanismos activos de retención y reglas de terminación de empleo explícitas. La empresa no cuenta con mecanismos de planeación de carreras para su personal técnico, administrativo y gerencial. Los programas internos de entrenamiento son limitados y las oportunidades de formación de alto nivel son escasas. La estructura monopólica de la industria restringe la posibilidad de adquirir experiencia profesional relevante fuera de Pemex, lo que contribuye a una cultura corporativa insular. Por otra parte, la edad promedio del personal profesional ha tendido a aumentar debido a largos periodos en los que disminuyeron nuevas contrataciones y a que se reforzó su retención, mediante patrones de compensación que privilegian los beneficios otorgados al final de una larga carrera, y que ofrecen pocos incentivos a personal joven comprometido y talentoso. Además, los riesgos asociados a una carrera en la industria petrolera – administrativos, legales y de prestigio- han tendido a aumentar más rápidamente que la compensación monetaria ofrecida y las satisfacciones profesionales que ésta brinda. Esto se ha dado en el marco más amplio de una desvaloración creciente del trabajo en el sector público. Todas estas tendencias han contribuido a erosionar el orgullo de pertenecer al gremio petrolero, uno de los activos institucionales más valiosos. Históricamente, Pemex ha operado como una extensión del gobierno central, como una entidad gubernamental más. El organismo ha sido dominado, a todos sus niveles, por una lógica burocrática y no una de carácter empresarial. Su misión ha sido percibida como una de servicio público en lugar de una orientada a la creación de valor económico, sujeta a políticas y regulaciones estatales. Ésta perspectiva dominante se ha reflejado en la escasez de habilidades propiamente gerenciales, en una cultura corporativa adversa a la innovación y al espíritu emprendedor, y en la reticencia generalizada a asignar y asumir responsabilidad. Una fuerte aversión al riesgo permea en todos los niveles de la empresa. Así, la administración centra su atención en el uso y control de instrumentos y no en los resultados de su acción. La escasez de habilidades gerenciales, y su débil profesionalización, prevalecen en los mandos medios y altos de la empresa. Aún en los niveles jerárquicos altos, funcionarios de carrera se identifican a si mismos

26

como personal eminentemente técnico. Sin embargo, tampoco se han promovido las carreras técnicas de alta especialización debido a que las rutas de ascenso a posiciones con mejor retribución pasa, necesariamente, por puestos de mayor responsabilidad administrativa. Éste patrón tiene consecuencias cada vez más negativas conforme aumenta la importancia del conocimiento científico y técnico, y de la ingeniería, en el desarrollo de la industria. El ingreso a Pemex de altos funcionarios gubernamentales no ha contribuido a fortalecer una perspectiva más empresarial, dado que su experiencia y perspectivas se encuentran en la esfera política y de la administración pública. Por ultimo, la contratación de profesionistas con experiencia gerencial en empresas privadas no ha sido frecuente y su desempeño ha sido poco exitoso. La limitada capacidad de asimilación de profesionistas formados fuera de la industria petrolera y una cultura corporativa cerrada explican, en parte, el fracaso en el reclutamiento de personal experimentado.

Pemex no ha podido desarrollar la capacidad gerencial que requiere. Necesita cuadros directivos que puedan someterse a la disciplina del mercado y de la competencia. Tendrá que desarrollar cuadros científicos y técnicos de más alto nivel para hacer frente al cambio fundamental de circunstancias que la industria atraviesa. La debilidad de sus instrumentos de gestión lleva a un desempeño rutinario sujeto a usos y costumbres cuya inercia dificulta encarar los retos que el cambio entraña. Resulta prioritario diseñar e introducir un programa específico que atienda esta problemática con objeto de preparar el relevo generacional que se aproxima. Asimismo, deberá ponerse en marcha lo antes posible un esquema efectivo de administración del personal de carrera.

Sindicato petrolero El contrato colectivo de trabajo y el patrón de comportamiento del liderazgo sindical plantean serios obstáculos al mejoramiento de la eficiencia operativa y a la productividad de Pemex. El empleo de personal sindicalizado se maximiza mediante un sobre-empleo sistemático en todas las áreas de la industria, la realización de una amplia gama de actividades ancilares y el elevado nivel de integración vertical de la empresa. El sindicato mantiene un rígido control en los centros de trabajo, ocupa posiciones que en otras empresas corresponden necesariamente al personal de confianza e, inclusive, limita el reclutamiento de dicho personal. La retribución y las prestaciones que reciben los trabajadores petroleros son superiores a las que prevalecen en otros sectores industriales, su ajuste periódico no refleja mejoras de productividad y el pasivo laboral contingente pesa excesivamente sobre la situación financiera de la empresa. La organización y el liderazgo sindicales son una institución política que responde a una cultura corporativa autoritaria. Hay múltiples ejemplos mesurables del sobre-empleo imperante. El mejor documentado a través del tiempo –aunque no necesariamente el peor caso- se encuentra en las refinerías de Pemex. Ejercicios comparativos estandarizados muestran que la masa salarial pagada por éstas es similar al de las refinerías de la costa estadounidense del Golfo, a pesar de que el salario medio en estas últimas es seis veces mayor al registrado en las ubicadas en México. Esto implica necesariamente que el nivel de empleo en las refinerías de Pemex es seis veces mayor a las instalaciones de referencia. Otro ejemplo sobresaliente se refiere al nivel de empleo que resulta de rigideces contractuales respecto a la materia de trabajo: hay miles de trabajadores empleados en instalaciones que dejaron de operar, en algunos casos, hace muchos años. Las prácticas restrictivas codificadas en

27

el contrato colectivo de trabajo son particularmente onerosas. Afectan la productividad, garantizan un bajo aprovechamiento de la mano de obra contratada y relajan la disciplina en centros de trabajo.

El grado y la naturaleza de la integración vertical de Pemex son únicos en la industria petrolera mundial. La diversidad y magnitud de los servicios proporcionados internamente y su integración en cada una de las unidades de negocios hacen de Pemex la empresa petrolera más integrada del mundo. Esta distinción limita la posibilidad de mejorar su desempeño. Por este motivo es necesario distinguir las actividades y servicios estratégicos que Pemex realiza y ofrece de aquellos que podría adquirir en el mercado a un costo más bajo y en mejores condiciones. La integración vertical excesiva que caracteriza a Pemex es producto de múltiples factores. A través de los años la empresa emprendió actividades fuera del ámbito del monopolio estatal que, por muy diversos motivos, el sector privado no había podido desarrollar en México. En un cierto sentido, la empresa se vio obligada a intervenir directamente en el abasto de bienes y servicios para garantizar un suministro adecuado y seguro. En algunos casos, cuando los particulares pudieron eventualmente asumir dicho suministro, Pemex obstaculizó su desarrollo. En otros casos, la estructura monopólica de la industria frenó el establecimiento de otros proveedores. En el interior de la empresa, los cuadros directivos veían a la integración vertical como una oportunidad de reducir riesgos de suministro y mejorar las condiciones de adquisición de bienes y servicios. La política industrial vinculada a la estrategia de sustitución de importaciones alentó a Pemex a integrarse verticalmente. Todo ello encuadraba en la pauta más general de desarrollo que imperó hasta principios de los años 80. Sin embargo, la industria petrolera internacional se movía en la dirección opuesta, desincorporando actividades no esenciales y fomentando el desarrollo de empresas de servicios especializados, así como empresas de ingeniería y construcción. Este proceso, iniciado en los años 60, adquirió una nueva dinámica en los 80. El nuevo ciclo de de-integración alentó importantes cambios tecnológicos y su difusión, transfiriendo a la industria de servicios petroleros y de ingeniería funciones tecnológicas críticas. Pemex permaneció al margen de estas transformaciones estructurales. Con ello amplió y profundizó brechas tecnológicas en muchas áreas de actividad. Un buen ejemplo se encuentra en la perforación, terminación y reparación de pozos. Ningunas empresa petrolera internacional lleva a cabo, con equipo propio, estas actividades. Cuando llega a hacerlo es en casos excepcionales, por razones muy específicas. Pemex, en cambio, cuenta internamente con una organización responsable de la perforación cuya dimensión es similar a la de las empresas especializadas más grandes del mundo. Sus costos son elevados y el rezago técnico que la ha caracterizado tuvo serias consecuencias para la administración de los yacimientos. Esta organización no fue capaz de asimilar los grandes cambios tecnológicos que se difundieron en la industria internacional a fines de los años ochenta y en la primera mitad de los noventa. Otro ejemplo que abarca a toda la industria se refiere a las actividades de mantenimiento. Múltiples talleres en todos los centros de trabajo –algunos de gran dimensión- atestiguan un patrón de integración inusual. En otras empresas petroleras estas tareas son realizadas por proveedores especializados de servicios. En el caso de Pemex sobresale el alto costo del mantenimiento y su baja efectividad.

Pemex realiza también una serie de actividades cuyos servicios son normalmente adquiridos por las grandes empresas nacionales e internacionales en sus mercados

28

respectivos. Destacan los servicios médicos y las telecomunicaciones. Sin embargo hay muchos otros que son proporcionados internamente y que pueden obtenerse a menor costo en mercados bien desarrollados. Pemex opera un servicio de salud que cubre a xx más de 1.5 millones de derechohabientes –en activo y jubilados- y emplea a 11 300 personas. En el área de telecomunicaciones trabajan 1 700 personas. Hay también diversos servicios sociales plenamente justificados –escuelas, guarderías, por ejemplo- que son prestados con personal propio. Los patrones y niveles de empleo que resultan del alto grado de integración vertical del monopolio petrolero, de la prestación de servicios ancilares, así como de otros servicios que trascienden los límites tradicionales de responsabilidad de las empresas, hacen difícil comparar la productividad de Pemex con otras empresas petroleras, dado que el nivel de ocupación no sólo refleja el sobre-empleo sino también a una estructura de actividades muy diferente. No obstante, las estadísticas revelan que la transferencia y desincorporación de actividades a suministradores externos resultaría en un importante redimensionamiento de Pemex. Esto podría hacerse sin modificación alguna al ámbito del monopolio estatal. Los beneficios potenciales de dicha reestructuración son importantes. Permitirían reducir costos, adquirir tecnología de punta, mejorar prácticas industriales y resarcir capacidad de gestión escasa. Una menor dimensión de la empresa facilitaría su control y alentaría una mayor disciplina empresarial. Para que su desempeño sea comparable con el de las grandes empresas petroleras internacionales, un primer paso obligado es la desincorporación de actividades que el sector privado puede suministrar a un costo más bajo. Desincorporar la producción de bienes y servicios que no contribuyen a la creación de valor o al fortalecimiento de ventajas competitivas liberaría recursos gerenciales particularmente escasos y permitiría a Pemex concentrarse en actividades críticas para su desarrollo. Además, la desincorporación destrabaría recursos presupuestales y de capital que podrían aplicarse a actividades estratégicas.

El sindicato petrolero se ha opuesto sistemáticamente a estos planteamientos. Ve en la integración vertical y la amplitud del ámbito de la empresa la garantía de un elevado nivel de empleo sindicalizado, posibilidades adicionales de control de sus miembros y una mayor fuerza política que resulta de la escala de su membresía. Cuando el sindicato se ha visto obligado a negociar casos puntuales de desincorporación, o proyectos específicos que suponen la pérdida de materia de trabajo, ha utilizado tácticas dilatorias, reubicado personal a otras áreas, exigido compensaciones muy elevadas, obtenido diversos beneficios y procurado no establecer precedentes que pudieran incidir en futuras negociaciones. Paradójicamente, en algunos casos ha cedido, sin mayor objeción, la introducción de proyectos privados que sustituyen actividades que Pemex venía desempeñando. Un ejemplo reciente ha sido la licitación y adjudicación de contratos de servicios múltiples en la Cuenca de Burgos. Sería importante comprender mejor las razones que lo hicieron posible. Ello ayudaría a formular propuestas viables de reestructuración.

La estructura salarial y de compensación de Pemex es el producto acumulado de la renegociación periódica del contrato colectivo de trabajo. No responde a objetivos institucionales más amplios y tampoco es el resultado de aplicar objetivos consistentes a una política racional de compensación. El mercado laboral en el que concurren Pemex y el sindicato petrolero es un monopolio bilateral en el que el único comprador (Pemex) monopoliza el mercado de sus propios productos y el único vendedor (el sindicato) juega

29

un papel político que le da un mayor control sobre sus trabajadores. La complejidad y fortaleza de estas estructuras no debe subestimarse. La negociación salarial queda restringida por la naturaleza de largo plazo de la relación entre las partes, así como por el hecho de que ambas tienen plena conciencia del carácter crítico que tiene la garantía de suministro para otros sectores y para las finanzas públicas. En estas condiciones difícilmente se llega a la huelga y a la necesidad de acudir a la requisa, como bien lo ha demostrado la historia de las negociaciones. Sin embargo, el resultado a través del tiempo ha tendido a favorecer al sindicato, quien ha podido capturar para si parte de la renta económica del petróleo.

Resalta la importancia que tienen las prestaciones en la estructura de compensaciones de los trabajadores al considerar todo el ciclo laboral. En adición a las atractivas compensaciones corrientes, los términos y condiciones de la jubilación son excepcionalmente generosos, con lo que se alienta el empleo de por vida. Prevalecen, además, prácticas que promueven la contratación familiar inter-generacional. El costo de estas prestaciones es elevado y el pasivo laboral de Pemex pesa sobre su situación financiera. A finales de 2005, las obligaciones por beneficios actuales ascendieron a 267 mil millones de pesos. A estas hay que agregar 201 mil millones de otros beneficios acumulados posteriores a la jubilación. Así, el valor de las obligaciones laborales ascendió a 468 mil millones de pesos, cifra superior al pasivo neto de Pemex y equivalente al 45 por ciento de los activos totales de la empresa. Dado que sólo una modesta fracción del pasivo laboral está fondeado y que las obligaciones están necesariamente subestimadas, puede afirmarse que los trabajadores de Pemex son dueños de la mitad de sus activos totales, cuando menos. Resulta claro que ésta situación no es sostenible y que se tendrá que reformar el régimen de pensiones, de servicios médicos y de otras prestaciones de ésta empresa estatal.

El sindicato petrolero ha sido una pieza importante del sistema político mexicano. Al igual que los otros grandes sindicatos del sector público, estuvo orgánicamente ligado al PRI y a los partidos políticos que lo antecedieron. Por ser parte de la industria petrolera, siempre gozó de un papel simbólico especial. Los recursos económicos que logró acumular le permitieron participar activamente en la vida política nacional y regional, utilizando las diversas formas de movilización política que el régimen corporativo privilegió. Algunos de sus miembros formaron parte del Congreso y otros más ocuparon puestos públicos en regiones petroleras. Tuvieron un papel relevante en las manifestaciones políticas de los trabajadores organizados, incluyendo aquellos relacionados a los procesos electorales. Su creciente poder político sufrió un duro revés con la caída y encarcelamiento de Joaquín Hernández Galicia. A partir de entonces su actuación política tendió a fracturarse. Sus agremiados dejaron de votar mayoritariamente por candidatos del PRI y en los principales municipios petroleros muchos transfirieron su lealtad al PRD. En cambio, la dirigencia sindical continuó brindando un apoyo irrestricto al PRI hasta las elecciones del año 2000. Una mayor competencia electoral hizo de las urnas la principal fuente de legitimidad y redujo la importancia de la movilización de masas en el proceso político. Este cambio fundamental de circunstancias plantea serios retos a un liderazgo sindical que siempre vio a la movilización como su principal instrumento. La relación del sindicato con el gobierno y con los partidos políticos necesariamente cambiará. Sin embargo aun no han emergido nuevos patrones de interacción. Si bien la dirigencia sindical ha tendido a mantener un perfil más bajo en esta

30

transición, el gobierno del Presidente Fox fue particularmente generoso en el otorgamiento al sindicato de beneficios extraordinarios y de concesiones relativas a la organización del trabajo. Esta conducta resulta enigmática, dada la imagen que el PAN siempre tuvo de los grandes sindicatos como paradigma de la corrupción corporativa del Estado autoritario.

Consumidores

Grupos organizados de consumidores, partidos políticos y la opinión pública han ejercido una fuerte presión sobre las autoridades gubernamentales para que éstas ejerzan un control directo y efectivo sobre los precios de productos petrolíferos y de gas natural, independientemente de su trayectoria en mercados internacionales relevantes. En las recientes elecciones presidenciales dos de los principales candidatos recogieron esta aspiración y se comprometieron a una reducción generalizada de precios de hidrocarburos y de electricidad. El compromiso fue recogido favorablemente por los medios. Por muchos años el gobierno mexicano mantuvo una política de precios bajos de combustibles. Dichos precios eran vistos como instrumento de la política industrial, apoyo al proceso de urbanización y factor de bienestar social. El otorgamiento de de subsidios masivos de carácter generalizado se justificaba en términos de estos objetivos de fomento y bienestar. En los años ochenta los precios al consumidor final de algunos combustibles eran sustancialmente inferiores a su precio de importación. Ésta situación empezó a cambiar a fines de esa década y principios de los años noventa cuando se buscó alinear los precios internos a los costos de suministros alternativos. A partir de entonces los precios de los combustibles automotrices se fijaron en función de la inflación anticipada y, en el caso de los combustibles industriales, se procuró que los precios convergieran con sus costos de oportunidad. El mercado de referencia para ambos fue el norteamericano. Los precios al consumidor final de la gasolina, el diesel y la turbosina eran similares al promedio que regía en Estados Unidos, si bien hubo periodos en que los precios internos de México eran ligeramente superiores a los del país vecino. El nivel de estos precios eran los más bajos de los países de la OCDE. En el caso de los combustibles industriales tendieron a mantenerse por debajo de los norteamericanos. Ante el aumento internacional de precios de los últimos dos años, los combustibles automotrices en México se rezagaron frente a sus referencias norteamericanas. Dado que la trayectoria anual del precio al consumidor estaba fijada por la autoridad, se ajustaron las tasas del impuesto especial de producción y servicios (IEPS). Éste se volvió negativo por lo que la autoridad fiscal eventualmente tuvo que acreditárselo a Pemex. En cambio, Pemex tuvo que asumir los subsidios al gas natural. El mantenimiento de éste subsidio se ha convertido en la restricción efectiva a la introducción de la competencia en el mercado de gas natural. Una política de subsidios como la que se ha propuesto no reconoce el carácter regresivo de los mismos. La concentración de las ventas de combustibles industriales y, en especial, del gas natural es muy elevada. Los 10 principales compradores absorben el xx por ciento de las ventas de Pemex. Las ventas a usuarios residenciales (y comerciales) representan menos del xx por ciento del total de ventas de gas natural. Los subsidios a los combustibles automotrices son también altamente regresivos. Los mayores consumidores de gasolina, por ejemplo, son familias de altos ingresos y los más pobres son suelen ser

31

propietarios de automóviles. La incidencia del precio de la gasolina sobre el costo del transporte público es relativamente baja. Otros componentes –valor del vehículo y mano de obra- son factores más importantes en la determinación del costo del transporte. La exigencia –explícita o implícita- de subsidios se concentra en bienes y servicios prestados por empresas estatales, argumentándose que la política de precios del gobierno tiene objetivos preponderantemente recaudatorios. Esta demanda supone que el Estado, a diferencia de los particulares, puede discrecionalmente fijar precios por debajo de su costo de oportunidad. Los mismos grupos industriales que proponen el otorgamiento de subsidios al gas –el llamado precio México- difícilmente tolerarían que el gobierno controlara los precios de sus propios productos y que los fijara a un nivel inferior al de suministros alternativos. Su propia competitividad obedece a la estructura total de costos y no a uno de sus múltiples determinantes. Conceptualmente es difícil identificar criterios diferentes al costo de oportunidad en la formación de precios de bienes comerciables en una economía abierta como la mexicana. Comunidades en regiones petroleras Los efectos ambientales y sociales de las actividades de la industria petrolera, tanto en las regiones productoras como en las poblaciones donde se concentran sus principales actividades manufactureras y comerciales, han sido mal manejados por Pemex y por las autoridades responsables. Desafortunadamente su desempeño ambiental mejoró tardíamente y sigue siendo inadecuado. El principio de que el que contamina tiene la obligación de pagar daños y restauración se ha aplicado erráticamente. El impacto social de las actividades de la industria no ha sido uniforme en términos regionales ni tampoco a través del tiempo. Hoy en día, la mayor parte de la producción se obtiene costa afuera, en condiciones muy diferentes a las que prevalecieron en Tabasco y Chiapas en los años setenta y ochenta. La interacción social en la Cuenca de Burgos ha sido muy diferente a la que se ha dado en otras cuencas. Las reclamaciones de daños en algunas regiones han estado apoyadas por la acción política directa. Ésta, a su vez, ha alentado la búsqueda y extracción individual y colectiva de rentas. Pemex es particularmente vulnerable ante estas conductas. El costo de interrumpir la producción es alto, no sólo en términos del ingreso diferido, sino también por el daño potencial a pozos e instalaciones. La negociación de las reclamaciones enfrenta restricciones políticas adicionales a las que normalmente estaría sujeta una empresa privada. Esto debilita aún más su posición negociadora, particularmente cuando se da en el marco de una movilización política local. Uno de los resultados de este patrón de comportamiento es el incremento de las reclamaciones. Ésta dinámica perversa es aprovechada por autoridades estatales y locales para sus propios fines, así como por diversos grupos políticos. Sólo puede ser revertida mediante un mejor desempeño ambiental por parte de Pemex y sus contratistas, así como a través de una intervención social más sensible a los problemas de las comunidades donde la empresa trabaja. Particular atención debe darse a los dueños de los terrenos ocupados por Pemex y a los términos y condiciones de de dicha ocupación. Asimismo, es necesario crear incentivos positivos relacionados a la buena marcha de las operaciones, incluyendo instrumentos de carácter fiscal. Por último, debe subrayarse la importancia de una aplicación rigurosa de la ley en los conflictos que resultan de la presencia de Pemex en regiones petroleras.

32

ooooooooooooo

La conducta de cada uno de los grupos interesados en el desempeño de Pemex plantea problemas específicos que deberán ser atendidos. Sin embargo, no deben olvidarse las formas como estos grupos pueden aliarse para enfrentar políticas públicas y reformas al gobierno de la industria. Con fines ilustrativos pueden mencionarse dos ejemplos: la fallida privatización de activos petroquímicos de Pemex y el fracaso de la introducción de la competencia en el mercado de gas natural. En el primero de los casos, el sindicato petrolero y los dirigentes del PRI manifestaron su clara oposición, planteando tanto la defensa de los trabajadores como cuestiones de principio. La reacción del PRD fue aún más inequívoca. Tampoco fue posible convencer a cuadros medios y superiores de Pemex Petroquímica de las ventajas que suponía para la empresa y para el país la desincorporación de estos activos. El sector privado, y las empresas mexicanas que los podrían haber adquirido, nunca estuvieron satisfechos con los términos y condiciones generales de la privatización. Su preocupación se centraba en los precios de los insumos –gas natural, líquidos del gas y naftas, principalmente- que Pemex seguiría suministrando y en la participación del sindicato petrolero en el eventual contrato colectivo de trabajo de las empresas petroquímicas a privatizar. La oposición y falta de apoyo de los diversos grupos involucrados tendió a reforzarse y, eventualmente, el proceso fracasó. La introducción de la competencia externa en el mercado interno de gas natural es uno de los objetivos explícitos del marco regulador vigente. Sin embargo, hasta ahora no ha sido posible lograrlo debido a la oposición de grupos industriales poderosos y de la Secretaría de Energía, así como de partidos políticos –el PRI y el PRD-, quienes están interesados en reducir los precios del gas natural, independientemente de los niveles y tendencias de sus precios en mercados externos relevantes. Si bien el sector privado esta en principio de acuerdo con la liberalización de este mercado, en la práctica se opone a ello puesto, que en las condiciones actuales, implicaría necesariamente una elevación de precios. Estos ejemplos muestran la importancia que asume la coincidencia de intereses de corto plazo frente a políticas públicas de largo plazo.

33

Borrador 05/01/07

4. Determinantes potenciales del cambio

Es usual que los cambios institucionales fundamentales respondan a grandes retos

o a shocks externos. Pueden ser también producto de una transformación profunda del entorno internacional. La reestructuración de las industrias petroleras de Argentina, Rusia y España ofrecen ejemplos interesantes. En los dos primeros casos las empresas petroleras estatales, y el sector petrolero en su conjunto, fueron reestructurados como resultado de un colapso institucional y, en Rusia, después de un colapso sistémico más amplio. España reordenó los activos petroleros y gasíferos propiedad del estado para formar una empresa petrolera integrada e inició un proceso de liberalización y privatización bien planeadas cuya instrumentación tomó una década. Respondía así al reto que suponía su ingreso a la Comunidad Económica Europea. Desde esta perspectiva conviene comprender mejor tanto las razones que han impedido a México transformar y modernizar a Pemex, y abrir el monopolio estatal a una mayor competencia, como identificar los posibles determinantes que pudieran desencadenar cambios básicos en su industria petrolera. Se necesitan mejores explicaciones de la continuidad estructural y de los posibles detonadores del cambio. Conviene, sin embargo, matizar primero la noción de que la fragmentación política del Congreso ha sido el principal obstáculo a la reforma de la industria petrolera. El gobierno del Presidente Fox nunca presentó una iniciativa estratégica que permitiera articular cambios básicos a su arquitectura. Se limitó a demandar una mayor participación privada en el sector energético, sin especificar las formas que esta debería asumir ni los pasos que se requería tomar para movilizar a la inversión privada. Algunas de las propuestas específicas fueron presentadas hacia finales de su periodo gubernamental, cuando su capital político estaba por agotarse. El vacío dejado por la falta de una política energética de largo plazo inhibió discutir seriamente la dirección, los límites e instrumentos, y la secuencia de una agenda de reformas viables. Resulta obvio que si no se sabía a donde se quería ir, difícilmente se podía llegar allí.

No obstante sus muy significativas brechas de desempeño, Pemex está muy lejos de un colapso institucional. Esta empresa es una de las tres principales productoras de petróleo en el mundo. En 2006 produjo 3.8 mbd de petróleo. Cerca de la mitad de este volumen fue exportado. En este año el valor de las exportaciones ascendieron a 35 mil millones de dólares. Pemex es una extraordinaria máquina generadora de efectivo. En 2005 su Ebitda superó los 55 mil millones de dólares, monto un tercio superior al de BP y sólo inferior al de Exxon y en 2006 es posible que supere los xx mil millones. En los últimos años un régimen fiscal confiscatorio extrajo sistemáticamente más del 110 por ciento de las utilidades antes de impuestos. A pesar de ello Pemex logró invertir en 2006 13.1 mil millones de dólares, 10.4 de los cuales fueron asignados a actividades de exploración y producción y en el presente años se tiene presupuestada una inversión total de XX miles de millones. Bajo estas circunstancias no es sorprendente que la deuda neta de Pemex haya ascendido a más de 44 mil millones de dólares al final del tercer trimestre de 2006, lo que contrasta en la coyuntura actual con la elevada liquidez

34

acumulada por las grandes empresas petroleras internacionales. Pemex ha sido un fiel agente financiero del Estado: incrementó su deuda no sólo para financiar gasto de capital, sino también para pagar impuestos y derechos. Contexto externo

La industria petrolera internacional atraviesa por una difícil coyuntura caracterizada por cambios y discontinuidades estructurales; desequilibrios y estrangulamientos a lo largo de una larga cadena de valor con insuficiente capacidad excedente; y turbulentas fluctuaciones cíclicas y estacionales. Se está dando también un movimiento pendular en el balance de poder entre países productores y consumidores, gobiernos y empresas petroleras internacionales. Se transita nuevamente de un mercado dominado por los compradores a uno de vendedores. El surgimiento de nuevos e importantes actores asiáticos intensifica la competencia conforme estos buscan asegurar suministros. Cambios en la dirección del comercio petrolero y gasífero están teniendo consecuencias geopolíticas significativas. La participación de los gobiernos en la renta económica del petróleo ha tendido a aumentar, y los términos y condiciones de acceso a los recursos del subsuelo se endurecen. La respuesta de las empresas e instituciones internacionales ha sido inadecuada e insensible, cuando no arrogante. Resultaría más constructivo en estas circunstancias explorar nuevos patrones de asociación que puedan hacer frente a las consecuencias negativas para todos de arreglos contractuales obsolescentes. En este contexto no sorprende el resurgimiento e intensificación de las preocupaciones por la seguridad de suministro del petróleo y el gas natural en los países consumidores. La creciente dependencia de las importaciones petroleras en Estados Unidos y la perspectiva de que éstas provendrán crecientemente del Golfo Pérsico son fuentes de serias inquietudes y concentran la atención de la política exterior norteamericana. La vulnerabilidad de la cadena de suministro se ha visto agravada por la rigidez de la oferta petrolera. En Europa han surgido dudas sobre la confiabilidad del suministro del gas ruso y del proveniente de Asia Central. China e India buscan asegurar reservas de hidrocarburos fuera de sus fronteras y garantizar rutas de suministro. Los riesgos geopolíticos han aumentado debido a la inestabilidad política del Medio Oriente y a condiciones políticas internas en otros importantes países exportadores. Por razones de seguridad estratégica, Estados Unidos prefiere abastecer sus necesidades de petróleo en el hemisferio occidental. Actualmente, la mitad de sus importaciones de crudo se originan en esta región y, dado su previsible crecimiento, mantener esta participación supone aumentar el suministro regional, principalmente de Canadá y Venezuela. Otras fuentes hemisféricas no son materialmente importantes. La disminución prevista de las exportaciones petroleras mexicanas incidirá sobre las condiciones y la dinámica del mercado del Golfo de México, particularmente en el de crudos amargos, pesados y extra-pesados. Canadá, México y Venezuela son los principales –y casi exclusivos- suministradores de Estados Unidos de este tipo de petróleo. La baja gradual de las exportaciones mexicanas será suplida en parte por crudo canadiense que fluirá eventualmente hasta el Golfo de México. Si bien las exportaciones venezolanas se han venido recuperando, el riesgo político asociado a ésta fuente y la incertidumbre que prevalece respecto al futuro de la producción en ese país afectan las expectativas de suministro de crudo pesado. Factores económicos justifican también esta preferencia hemisférica. La cercanía geográfica y la disponibilidad de capacidad de refinación

35

compleja, de alta conversión, en la costa norteamericana del Golfo permiten valorizar crudos de baja calidad, que no son de uso general. Estas condiciones ofrecen ventajas mutuas que estructuran y estabilizan dichos flujos. La política de seguridad energética del gobierno norteamericano, y su preocupación más general por asuntos de seguridad, incrementarán la presión para que México abra su industria del petróleo y el gas natural a la inversión extranjera. En la medida en que las exportaciones petroleras mexicanas declinen y que esta tendencia se atribuya a los arreglos institucionales existentes, se redoblará el impulso a modificar las restricciones constitucionales y legales que hasta ahora han reservado al Estado el desarrollo de este sector. Además, la incertidumbre que prevalece en América del Sur, y particularmente en Venezuela, hará que Estados Unidos centre su interés en México. Preocupa a los refinadores de la costa norteamericana del Golfo la baja en la disponibilidad de crudos pesados y extra-pesados. Algunas de sus instalaciones más costosas fueron diseñadas específicamente para procesar este tipo de crudos. Hasta ahora Pemex ha sido percibido como un suministrador cercano confiable. Ahora tendrá que ajustar su estrategia comercial para hacer frente a un excedente exportable decreciente. En estas circunstancias, los riesgos de una baja del precio del petróleo tienen importantes consecuencias. Subrayan la vulnerabilidad de las finanzas públicas de México a una contingencia en la que precios y volúmenes bajen simultáneamente. Hasta ahora precios altos y crecientes del crudo han permitido compensar la disminución del volumen exportado, iniciada en 2005. Sin embargo, es poco probable que en 2007 y en años posteriores se logre alcanzar nuevamente el nivel de ingresos derivados de estas exportaciones en 2006. Afortunadamente, todo parece indicar que en los próximos seis años los precios del petróleo se mantendrán significativamente por arriba del promedio registrado en los últimos seis, si bien estarán sujetos a fluctuaciones cíclicas, estacionales y puntuales pronunciadas. En estas condiciones la baja de los ingresos puede ser relativamente gradual a partir del alto nivel registrado recientemente. Sin embargo, el superávit de la balanza comercial de la industria petrolera podrá reducirse adicionalmente debido al aumento previsible de las importaciones de productos petrolíferos y al incremento de las inversiones requeridas por la industria petrolera, caracterizadas por un alto contenido importado. Debe tenerse presente que en 2006 el valor de las importaciones netas de productos petrolíferos y gas natural fue equivalente al 20 por ciento del correspondiente a la exportación de crudo. Asimismo, una parte significativa de un gasto de inversión de más de 15 mil millones de dólares anuales se traducirá en importaciones. Retos internos En ausencia de otros factores, un contexto externo relativamente benigno contribuirá a mantener a la industria petrolera mexicana en una situación de relativo equilibrio, a pesar de su pobre desempeño. Quedaría entrampada en un equilibrio de bajo nivel, ampliándose aún más su rezago frente a la industria internacional. Continuaría una historia de oportunidades perdidas. Podrían diferirse, una vez más, los cambios en el gobierno de la industria que esta requiere. Desde otra perspectiva, un mercado internacional favorable ofrece la oportunidad para iniciar una transformación de la industria con mayor facilidad, en condiciones menos comprometedoras. Permite concentrar la atención y el esfuerzo institucional en factores endógenos a la industria. Son

36

estos los que pueden convertirse en el motor del cambio. La modificación de la estructura de restricciones a la que la industria está sujeta podría alentar la adopción de nuevas formas y estructuras de gobierno. La industria petrolera mexicana enfrenta una coyuntura crítica. Terminó ya la fase expansiva del ciclo de producción de petróleo crudo iniciada en 1966. En los últimos 25 años han sido pocos los descubrimientos de hidrocarburos significativos y ninguno puede clasificarse como gigante. Si bien la producción de gas natural continúa aumentando, se plantean serias dudas sobre su sustentabilidad. La productividad media por pozo sigue una trayectoria descendente. Las reservas probadas de hidrocarburos han disminuido rápidamente en los últimos años y la tasa de restitución de reservas se ubica en niveles peligrosamente bajos. La vida media de las reservas probadas ha descendido por abajo del umbral de los 10 años. La madurez de las reservas probadas es preocupante y las reservas probables se concentran en una región difícil de desarrollar. Los costos de descubrimiento y desarrollo son superiores a los reportados por las grandes empresas internacionales. Los costos de extracción y producción, así como la intensidad de capital de las actividades extractivas, han aumentado sustancialmente. Ampliar la frontera de exploración a estructuras de alto riesgo en aguas profundas va a ser costoso y su contribución potencial a la capacidad de producción tomaría, en cualquier caso, un buen número de años. Por ahora sólo se cuenta con un número limitado de líneas estratégicas bien articuladas para hacer frente a estas tendencias. El reconocimiento de esta coyuntura crítica no ha sido fácil ni oportuno, y las autoridades no parecen comprender plenamente las implicaciones que supone administrar reservas maduras. La manera como los principales actores de la industria y del gobierno responderán a estos retos es crucial. Pueden mantenerse prisioneros de una visión de abundancia y falso optimismo que se basa en un conjunto de supuestos y afirmaciones cuestionables. La negativa recurrente a reconocer nuevas realidades entraña serios peligros. Pemex tendrá que destinar de inmediato más recursos a la inversión en exploración y producción de petróleo y gas natural. Necesita urgentemente asignar una mayor proporción de estos a la exploración y a la restitución de reservas, protegiendo a su vez los actuales niveles de producción. Tendrá que hacerlo en una coyuntura que demanda invertir cuantiosas sumas en el sector de refinación y en el mantenimiento de infraestructura. La creciente dependencia en las importaciones de gas natural, GLP y gasolina, así como la corta vida media de las reservas de petróleo y gas natural plantean complejos problemas de seguridad energética. A su vez, la subinversión crónica en la industria de la refinación y en la construcción de infraestructura –particularmente ductos y terminales- incrementa costos de suministro y afectan la confiabilidad de estos. La edad de un buen número de instalaciones aunado a un mantenimiento deficiente despierta serias preocupaciones en materia de seguridad. Una mayor disponibilidad de recursos es condición necesaria, más no suficiente, para superar con éxito los retos que enfrenta la industria petrolera. Supone también profundos cambios en el interior de Pemex y muy probablemente la eventual movilización de recursos privados.

Producción declinante4

4 Éste y los siguientes dos apartados se basan en argumentos desarrollados en A. Lajous, “México: producción y reservas de petróleo y gas natural”, Este País, No. 186, septiembre de 2006.

37

En diversos momentos del siglo XX México fue uno de los grandes productores de petróleo en el mundo. Su producción actual de hidrocarburos líquidos asciende a 3.8 mbd, nivel que lo ubica entre los 4 principales productores. En 1921 el país contribuyó con el 25 por ciento de la producción global de petróleo, convirtiéndolo en el segundo productor más importante después de Estados Unidos. La historia de la industria petrolera mexicana - de más de 100 años- ha sido marcada por ciclos sucesivos de optimismo y pesimismo respecto al acervo y potencial de sus recursos, dominados por el descubrimiento y desarrollo de campos gigantes y super-gigantes. En cada uno de los ciclos de inversión de esta industria su nivel máximo fue alcanzado después del correspondiente a la producción. Este patrón sugiere un cierto agotamiento de las reservas, dada la tecnología disponible y la estructura de costos prevalecientes5. Es muy posible que en los años 20 la industria internacional haya migrado de México a Venezuela por este motivo. Muchos años después, a principios de la década de los 70, directivos de Pemex apoyaban el desarrollo de un programa nuclear vigoroso que pudiera acomodar las inquietudes suscitadas por la baja de las reservas probadas. Poco después se hicieron los grandes descubrimientos en el sureste. Hoy, la producción ha alcanzado un nuevo pico y comienza a declinar. No obstante, todo parece indicar que las inversiones asignadas a la exploración y producción seguirán aumentando a mediano plazo. Cada una de las coyunturas en las que se desfasaron la producción y la inversión han suscitado intensas discusiones sobre el futuro de la industria. Ésta no será la excepción.

La historia contemporánea de la producción petrolera de México puede periodizarse en cuatro etapas bien definidas. En la primera se registró una expansión acelerada que se inicia en 1973 y concluyó en 1982. En estos 10 años se sextuplicó el volumen anual extraído gracias al descubrimiento y desarrollo de campos gigantes y súper-gigantes en las cuencas del sureste, primero en los campos del mesozoico de Tabasco y Chiapas y después, a fines de los años setentas, en la Sonda de Campeche. La segunda etapa, de 1983 a 1995, es una de estabilización. Sorprende en ella la estrecha fluctuación anual de la producción respecto a la media del periodo de 2.6 mmbd. En 1996, comienza una tercera etapa de expansión secundaria asociada a un nuevo desarrollo del campo Cantarell, cuya producción de crudo pesado se elevó de un poco menos de 1.0 mmbd en 1995 a 2.1 mmbd en 2004. Este aumento extraordinario compensó con creces la baja en la extracción de crudos ligeros iniciada en 1997. Todo parece indicar que en la cuarta etapa se observará una declinación gradual de la producción. Es probable que en 2004 se haya alcanzado el pico de la producción total de petróleo y que ésta podría mantenerse más o menos constante por un periodo de 3 o 4 años, al cabo del cual se iniciará propiamente el proceso de declinación. Lo que aún está a discusión son su ritmo y su duración.

5 Haber

38

Gráfica 10 México: producción mensual de petróleo crudo y media móvil de 12 meses (millones de barriles diarios)

2.6

2.7

2.8

2.9

3.0

3.1

3.2

3.3

3.4

3.5

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06*

*Las cifras del cuarto trimestre del 2006 corresponden al programa operativo trimestral Fuente: Pemex

Una periodización similar es aplicable a la producción de gas natural, si bien se

presentan avances y rezagos de uno a tres años respecto a las etapas descritas para el petróleo. En cada una de éstas, la trayectoria de su producción se vio afectada por el papel jugado por el gas no asociado, así como por los cambios en la proporción de gas y aceite extraídos de campos petroleros. En la segunda mitad de los años noventa la producción de gas natural, tanto asociado como no asociado, creció con vigor. Sin embargo, esta expansión se agotó en 1998-99. A partir de entonces, la producción total tendió a la baja y no fue sino hasta la segunda mitad de 2003 que comenzó su recuperación, alcanzando en el tercer trimestre de 2005 los niveles registrados a fines de 1998. La producción de gas asociado ha caído gradual, pero sostenidamente, en los últimos 8 años. En cambio la de gas no asociado ha resurgido con fuerza gracias a la estrategia de exploración que se orientó, desde 1997, a la búsqueda del mismo. Cantarell es el campo petrolero más grande de México y uno de los de mayor tamaño del mundo. Fue descubierto en 1976, inició operaciones en 1979 y rápidamente alcanzó una producción de un millón de barriles diarios de crudo pesado. A partir de mediados de los años noventa se reinterpretaron y reevaluaron los modelos geológicos y petrofísico que se tenían de este complejo, así como los modelos de simulación del comportamiento de sus yacimientos. Esto permitió diseñar nuevos programas de

39

perforación y de construcción de infraestructura, destacando el programa de mantenimiento de la presión en dichos yacimientos mediante la inyección de nitrógeno. Al término de 2006 la inversión acumulada en este proyecto ascenderá a 20 mil millones de dólares. La ejecución del proyecto Cantarell permitió más que duplicar la producción de este complejo. En 1996 se inició una segunda fase de expansión que alcanzó una producción máxima de petróleo crudo de 2.16 mmbd en abril de 2004. Posteriormente comenzó su declinación, descendiendo a 1.77 mmbd en diciembre de 2006, una baja acumulada de 18 por ciento. La madurez de este complejo productivo es innegable. A fines de 2005 se había extraído del mismo el 69 por ciento de las reservas probadas originales de crudo, y la proporción de reservas probables y posibles estimadas es relativamente baja. A lo largo de su historia, y hasta muy recientemente, Cantarell jugó un papel dominante creciente en la determinación del perfil y la estructura de la producción petrolera de México. Ahora, al declinar, seguirá marcando de manera ineludible la trayectoria de la producción total. Va a ser extraordinariamente difícil sustituir con otras fuentes su aportación decreciente. Cuando un yacimiento super-gigante declina el volumen absoluto que se pierde es cuantioso. Además, la administración de estos campos se vuelve más compleja. Como fue previsto, va a ser necesario invertir cuantiosos recursos e intervenir oportunamente en Cantarell con objeto de moderar su ritmo de declinación. Los técnicos de Pemex han señalado que se tendrán que reparar pozos existentes, perforar nuevos pozos, modificar patrones de perforación, optimizar el bombeo neumático, renovar infraestructura y dar un seguimiento puntual al comportamiento de este campo. Aún así, la empresa prevé que en 2007 la producción de este complejo caerá en unos 220 mbd y en otros 245 mbd en 2008. A corto y mediano plazos, el volumen de la producción de petróleo dependerá de manera fundamental de la velocidad con la que disminuya la extracción en Cantarell, así como del ritmo al que se expandirá, y el nivel que alcanzará, la producción del complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ). La contribución de campos profundos que se localizan en aguas someras del Litoral de Tabasco sólo incidirá de manera marginal. Un poco más adelante será también determinante la trayectoria de la producción del paleocanal de Chicontepec. En abril de 2003 se inició en KMZ un proceso de renovación y modernización similar al que se ha llevado a cabo en Cantarell. Esto le ha permitido incrementar la producción de 300 mil barriles diarios (mbd) en esa fecha a 430 mbd en diciembre de 2006 y se espera lograr eventualmente un nivel de 800 mbd. A fines del presente año se habrán invertido un total acumulado de 4200 millones de dólares en KMZ y se tiene programado aumentar el ritmo anual de inversión en 2007 y 2008. Sin embargo, en lo que resta de este decenio la expansión programada sólo compensará en parte la declinación de Cantarell, por lo que la producción de crudo pesado disminuirá. Muy diferente ha sido la trayectoria de la producción total de crudos ligeros. Su declinación comenzó hace 10 años, pasando ésta de 1.5 mmbd en el primer trimestre de 1996 a 969 mbd en el mismo trimestre de 2006, una caída del 35 por ciento. Cabe señalar que a partir de 2005 se ha registrado una ligera recuperación atribuible a los campos del Litoral de Tabasco, el Complejo Bermúdez y el campo Jujo-Tecominoacán, si bien esta dinámica parece agotarse. Las tendencias descritas de la producción petrolera, tanto de crudos pesados como de ligeros, se mantendrán a lo largo de 2006 y 2007. El volumen de crudo pesado obtenido el año pasado disminuyó 5 por ciento y el programa operativo anual de Pemex

40

para 2007 prevé una disminución a un ritmo similar. Después de un modesto incremento de la producción de crudos ligeros en 2006 ésta retomó su trayectoria descendiente, confirmando la hipótesis de que la producción mexicana alcanzó su cota más elevada en 2004 y se encuentra al inicio de una etapa de declinación. Sólo una oleada de descubrimientos sustantivos podría modificar dicha tendencia. Esto no debe ser motivo de sorpresa y, menos aún, de alarma. Es parte del ciclo vital natural de todo sistema petrolero. Algunas de las grandes provincias petroleras descubiertas en la misma época que las cuencas del sureste de México están ya en franca declinación. Es el caso de Alaska, Gran Bretaña y el sector noruego del Mar del Norte. Estas provincias alcanzaron el cenit de su producción de petróleo en 1988, 1999 y 2001, respectivamente. La producción de crudo convencional de la cuenca sedimentaria occidental de Canadá comenzó su descenso en la segunda mitad de los años 70 y la producción de Siberia Occidental no ha podido recuperar el pico alcanzado al final de la era soviética.

Las expectativas de un fuerte incremento de la demanda de gas natural, principalmente para la generación de electricidad, obligó a Pemex a dar una prioridad más alta a su producción a partir de la segunda mitad de los años 90. Después del año 2000, las presiones se intensificaron ante la perspectiva de que el balance nacional de gas natural pronto se volvería deficitario. Dichas presiones también obedecieron a la persistencia de precios del gas más altos y volátiles en el mercado de Norteamérica y, recientemente, al reconocimiento de un déficit estructural de gas en esta región. La intensificación de las actividades de exploración y desarrollo de gas no asociado han rendido frutos importantes en la administración del Presidente Fox, particularmente en los últimos tres años. Por fortuna, las esperanzas infundadas que se tenían respecto al desarrollo de Burgos fueron parcialmente resarcidas por el singular éxito que más adelante se obtuvo en la Cuenca de Veracruz, una región más pequeña y menos conocida. A corto plazo la producción de gas natural seguirá creciendo de manera robusta, contraponiéndose temporalmente a la trayectoria volumétrica del petróleo crudo. En 2006, aún la extracción de gas asociado aumentará gracias a la mayor producción del Litoral de Tabasco. Sin embargo, la mayor parte de la expansión es atribuible al gas no asociado, cuyo incremento en 2006 fue de 20 por ciento. La Cuenca de Veracruz siguió creciendo aceleradamente y las contribuciones de Burgos, Lankahuasa y Macuspana fueron significativas. Es posible que en 2007 se mantenga este patrón de crecimiento si bien a un ritmo un poco más lento. Sin embargo, esta expansión no parece sostenible por mucho tiempo más. Basta recordar que la vida media de las reservas probadas y

41

Gráfica 11 México: producción mensual de gas natural y media móvil de 12 meses (miles de millones de pies cúbicos diarios)

3.3

3.6

3.9

4.2

4.5

4.8

5.1

5.4

5.7

6.0

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06*

*Las cifras del cuarto trimestre del 2006 corresponden al programa operativo trimestral Fuente: Pemex

probables de estas cuencas de gas no asociado es muy corta: siete años tanto en Burgos como en Veracruz. Respecto a las reservas probables de gas debe tenerse en cuenta que una proporción muy elevada –el 73 por ciento- se ubica en Chicontepec y que su desarrollo se llevará a cabo a un ritmo relativamente pausado. Todo esto hace necesario restituir, mediante nuevos descubrimientos, el acervo de reservas probadas de gas. De otra manera, la producción declinará al igual que la de petróleo crudo. Costos crecientes

El comportamiento divergente de los ciclos de producción de hidrocarburos y de inversión en exploración y producción plantean una paradoja aparente que puede explicarse en términos de que la era del petróleo de bajo costo y bajo riesgo llegó a su fin. Al igual que en muchas otras regiones del mundo, en México el petróleo fácil pertenece al pasado. La inversión en exploración y desarrollo de Pemex creció de manera sostenida hasta alcanzar en 2006 un nivel de 10.4 miles de millones de dólares, cifra 120 por ciento superior a la del año 2000. El gasto en exploración aumentó a un ritmo muy superior, por lo que su participación en el total ascendió de 8 al 19 por ciento entre 2001 y 2004, año en el que alcanzó su máximo nivel. Sin embargo, en 2005 cayó 33 por ciento en términos reales mientras que el gasto de desarrollo creció cerca de 8 por ciento. Esta reasignación

42

de recursos dio prioridad a la consecución de proyectos encaminados a mantener la producción de crudo y ampliar la de gas. Fue también un reconocimiento de los límites de la capacidad de Pemex para procesar e interpretar la información adquirida por el esfuerzo exploratorio. La producción petrolera mexicana hace un uso cada vez más intensivo de capital. En el año 2000 Pemex invirtió en actividades de exploración, desarrollo y mantenimiento capitalizable un total de 2.80 dólares por barril de petróleo crudo equivalente (bpce) producido. Para 2005 esta cifra se había elevado más de dos y media veces, ascendiendo a 7.45 dólares. A mediano plazo la intensidad de capital continuará aumentando, puesto que sólo para mantener constante la producción será necesario invertir mayores recursos. En México, al igual que en el mundo en su conjunto, el costo marginal de producción se ha elevado significativamente y esta tendencia no va a revertirse. Los requerimientos de capital van a aumentar sustancialmente en los próximos años. Convertir reservas posibles y probables en reservas probadas no va a ser barato, como tampoco lo será descubrir nuevas reservas. Dado el nivel actual de la producción, para mantener en 10 años la vida media de las reservas probadas, sería necesario probar en el nuevo periodo gubernamental el equivalente a más del 60 por ciento de las reservas probables actuales. También deberá tomarse en cuenta que el crecimiento de la producción en algunas regiones, como Chicontepec, va a ser relativamente lento debido a las características propias de sus yacimientos. Tampoco será rápida la extracción de hidrocarburos en aguas profundas, de llegarse a encontrar volúmenes comerciales de estos fluidos. El lapso entre su descubrimiento y el inicio de la producción en el sector norteamericano del Golfo de México ha sido largo. Dada su localización, el acceso a los recursos no desarrollados y, más todavía, a los que aún no han sido descubiertos, supone grandes inversiones y altos riesgos. Los costos de descubrimiento y desarrollo, así como los costos de extracción y los costos técnicos de producción han aumentado significativamente en los últimos años. Desafortunadamente, Pemex no publica los primeros. Sin embargo, estimaciones a partir de información que aparece en sus informes a entidades reguladoras, ubican a los costos de descubrimiento y desarrollo en niveles muy superiores a los experimentados por las grandes empresas internacionales. Esto se debe a la escasez de descubrimientos significativos y a que las cifras de inversión incluyen gastos que no son atribuibles a las actividades de exploración y desarrollo. Los costos de extracción aumentaron de 2.20 a 4.25 dólares por bpce entre el año 2000 y 2005, un incremento de 92 por ciento. Esto se explica por mayores gastos de mantenimiento y un fuerte aumento del costo del gas utilizado en el bombeo neumático. Asimismo, los costos totales de producción antes de impuestos aumentaron significativamente en el mismo periodo: de 3.20 a 6.85 dólares por bpce. Su evolución fue también afectada por el costo de un pasivo laboral escasamente fondeado que crece de manera preocupante. Disminución de reservas

México contaba a fines de 2005 con 16.5 miles de millones de petróleo crudo equivalente (mmmbpce) de reservas probadas de hidrocarburos, así como 15.8 mmmbpce de reservas probables y 14.2 mmmbpce de reservas posibles. Estas últimas tienen aproximadamente un 10 por ciento de probabilidad de ser recuperadas. El acervo es predominantemente petrolero. En términos calóricos, las reservas probadas de

43

hidrocarburos líquidos son 5 veces mayores a las de gas seco. La producción de petróleo que se ha acumulado a través de los años es similar a la suma de las reservas probadas, probables y posibles remanentes. La dotación de reservas probadas se caracteriza por su madurez. El 73 por ciento de las reservas probadas originales ya fueron producidas. Hay una alta certeza de recuperar las reservas probadas. Cerca de dos terceras partes de estas han sido desarrolladas lo que significa que pueden ser recuperadas a través de pozos, infraestructura y métodos operativos existentes. En cambio, el otro tercio son reservas que deberán ser producidas mediante nuevos pozos en áreas no perforadas o pozos existentes que requerirán inversiones significativas para ser terminados de nuevo, así como instalaciones e infraestructura que tendrán que ser construidas. Las reservas petroleras del país son importantes pero no se encuentran entre las de mayor dimensión. A fines de 2005 había 14 países con reservas probadas de petróleo mayores a las de México y 37 países con reservas de gas también superiores. Estos rangos divergen de los correspondientes a la producción: en ese mismo año México fue el 4° productor de petróleo del mundo y el decimoctavo en materia de gas. En los últimos cinco años las reservas probadas de hidrocarburos de México disminuyeron sustancialmente. Sin embargo, la magnitud de la caída de las reservas de petróleo fue mayor a la del gas natural. La aplicación uniforme a lo largo de este periodo de los criterios de estimación y clasificación de reservas de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, adoptados por Pemex en 2003, revela con claridad estas tendencias. De fines del año 2000 al término de 2005 las reservas probadas de petróleo –crudo, condensados y líquidos del gas- pasaron de 21.2 a 14.3 miles de millones de barriles (mmmb), una baja de cerca de un tercio. En cambio, en el mismo lapso, las reservas de gas seco disminuyeron 16 por ciento al pasar de 17.4 a 14.6 millones de millones de pies cúbicos. Asimismo, las reservas de petróleo declinaron a un ritmo constante mientras que en el caso del gas la caída tendió a moderarse.

44

Gráfica 12 México: evolución de las reservas probadas de petróleo*, 2000-2005 (millones de barriles)

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Reducción

20,186

137

6,515

13,671

Reservas al término de 2000

2001-2005

6,652

-32%

Reservas al término de 2005

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Reducción

20,186

137

6,515

13,671

Reservas al término de 2000

2001-2005

6,652

-32%

Reservas al término de 2005

*Crudo, condensado, y líquidos del gas Nota: estimaciones conforme a criterios de la Securities and Exchange Comission (SEC) Fuente: Pemex

45

Gráfica 13 México: Evolución de las reservas probadas de gas natural*, 2000-2005 (miles de millones de pies cúbicos)

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Reducción

17,365

3,182

2,808

14,557

Reservas al término de 2000

2001-2005

5,990

-16%

Reservas al término de 2005

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Producción Descubrimientos, ampliaciones y revisiones

Reducción

17,365

3,182

2,808

14,557

Reservas al término de 2000

2001-2005

5,990

-16%

Reservas al término de 2005

*Gas seco Nota: estimaciones conforme a criterios de la Securities and Exchange Comission (SEC) Fuente: Pemex

La reducción de la vida media de las reservas probadas de hidrocarburos es preocupante. El aumento de la producción registrado en el último quinquenio coincidió con la ominosa caída de las reservas. Así, al ritmo de producción actual, las reservas probadas de hidrocarburos tienen una vida esperada de 10 años, las de petróleo crudo descendieron por abajo de este umbral y las de gas natural se mantienen en 11 años. Además, todo parece indicar que la relación reservas/producción continuará cayendo en el corto plazo. Estas cifras se ubican en torno al límite inferior del que registran las grandes empresas petroleras internacionales y muy por abajo de las correspondientes a los principales países exportadores. Exxon, por ejemplo, cuenta con más de 15 años de reservas de petróleo y Shell con un poco menos de 10. Sin embargo, lo que podría parecer un nivel razonable para una empresa no lo es para un país, particularmente si este es un exportador importante. Ahora bien, las estimaciones de las reservas probadas basadas en los criterios de la SEC son muy conservadoras. Utilizan definiciones, métodos y prácticas de estimación un tanto anacrónicas que, en el caso de México, afectan particularmente yacimientos en arenas terciarias como los de Chicontepec. Para fines de planeación es más útil considerar tanto las reservas probadas como las probables. La suma de ambas es una buena aproximación a volúmenes que tienen al menos una probabilidad de 50 por ciento de ser recuperados. Así medida, la vida media de las reservas de petróleo aumenta a 19 años y las de gas a 23. Sin embargo, conviene tomar en cuenta la contribución dominante de Chicontepec a las reservas probables. Excluyendo a esta región, las reservas probadas y probables de petróleo y de gas tienen una vida de sólo 14 años. La tasa de restitución de reservas es una medida crítica de desempeño aún más

46

importante. Una tasa del 100 por ciento indica que el volumen extraído de petróleo y de gas fue plenamente compensado por el aumento de las reservas. Es usual que estas tasas se refieran a periodos de 3 o 5 años y no a años individuales. Entre 2003 y 2005, la tasa media de restitución de las reservas probadas de hidrocarburos fue de 25 por ciento. En el caso del petróleo esta fue de 14 por ciento mientras que la correspondiente a gas seco fue de 89 por ciento. El éxito logrado en materia de gas natural contrasta con una tasa de restitución de petróleo alarmantemente baja. Las tasas de restitución de los últimos 5 años son sensiblemente menores. La avanzada madurez del ciclo de vida de los acervos de petróleo y de gas natural de México obliga a diseñar nuevas estrategias de explotación y de rejuvenecimiento. Tres cuartas partes de las reservas probadas originales ya fueron producidas. Dado el sesgo conservador de la estimación de las reservas probadas conviene relacionar también la producción a las reservas probadas más las probables. Este indicador llama la atención sobre el hecho de que la producción acumulada equivale al 58 por ciento de las reservas probadas y probables. Desde esta perspectiva sólo tres activos petroleros pueden considerarse relativamente jóvenes: el Litoral de Tabasco, KMZ y Chicontepec. Los dos primeros han producido el 21 y 31 por ciento, respectivamente, de sus reservas probadas y probables, y Chicontepec una proporción aún menor. Destaca también la madurez de las cuencas de gas no asociado de Burgos, Muspac y Macuspana. Inclusive la cuenca de Veracruz ya produjo más de la mitad de dichas reservas. Es posible rejuvenecer estos activos petroleros y gasíferos. Sin embargo ello supone descubrimientos significativos, la aplicación de nuevas tecnologías y prácticas productivas, así como el desarrollo de sistemas de recuperación secundaria y mejorada. Es posible aumentar los factores de recuperación de hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo, pero esto requerirá de importantes inversiones y una mayor disciplina empresarial. El camino no va a ser fácil. En un buen número de cuencas la probabilidad de lograrlo es baja, dado el nivel de agotamiento de sus reservas. No obstante, convendría estructurar un programa emergente encaminado a obtener el máximo rendimiento del acervo existente y, en la medida de lo posible, darle un nuevo aliento.

Las perspectivas de producción a corto plazo, los proyectos de desarrollo en ejecución, y proyectos propuestos que muy probablemente se desarrollarán permiten identificar cuatro líneas estratégicas básicas que Pemex tendrá que asumir. En primer lugar, deberán concluirse lo antes posible los grandes proyectos de desarrollo en curso. Toda demora destruye valor económico por lo que tiene que garantizarse la continuidad del esfuerzo requerido. Segundo, es necesario regresar a las regiones tradicionales de producción para rejuvenecer selectivamente los activos maduros que allí se encuentran. Así como en algunas otras provincias petroleras del mundo, la renovación de campos productores ofrece oportunidades rentables atractivas. Es factible cerrar brechas tecnológicas que persisten, reducir el rezago notable de prácticas de perforación y explotación, y mejorar la administración de los yacimientos en la fase declinante de su vida. Todo ello contribuirá a elevar los factores de recuperación de hidrocarburos. La importancia de esto no debe subestimarse. Un aumento de un punto porcentual en la recuperación de las reservas probadas y probables del país equivaldría a una producción adicional de 500 mbd durante 12 años. El mismo ejercicio hipotético para Cantarell rinde 180 mbd, aproximadamente. Sin embargo, a corto plazo no es mucho lo que se puede esperar de estas acciones: su principal aportación consistirá en suavizar el ritmo de

47

declinación previsto. Para lograrlo será también necesario ampliar y hacer más eficientes los programas de mantenimiento. Así lo exigen la edad y el estado que guardan muchas de las instalaciones de producción y los ductos de recolección y transporte. Una tercera línea estratégica es el desarrollo del paleocanal de Chicontepec, que contiene más de la tercera parte de las reservas totales de petróleo crudo del país y cerca de la mitad de las de gas natural. La cuarta línea se refiere a la búsqueda de nuevos horizontes mediante la intensificación de actividades exploratorios costa afuera, incluyendo estructuras en aguas profundas del Golfo de México. Para ello es necesario comprender mejor el potencial de recursos aún no descubiertos en esta región.

Las perspectivas de una menor producción en las cuencas del sureste realza la importancia de Chicontepec. En el próximo decenio la producción de petróleo y gas natural de de esta región deberá contribuir de manera creciente a la oferta de hidrocarburos. Su aportación permitirá compensar parcialmente la declinación esperada en otras cuencas. La falta de opciones significativas conocidas y la trayectoria previsible de precios alentarán el desarrollo de los cuantiosos recursos de esta región. Sin embargo, para lograrlo será necesario resolver complejas restricciones de carácter técnico, económico, ambiental y social, así como asumir la incertidumbre y los riesgos que estas entrañan. La riqueza de Chicontepec es excepcional. Se estima que este paleocañón contiene reservas probadas y probables de 6.5 mmmb de petróleo crudo y 15 millones de millones de pies cúbicos de gas natural. Ninguna otra cuenca en este país cuenta con reservas remanentes similares. Sin embargo, los objetivos que a corto plazo deberán perseguirse en esta región son el logro de un mejor conocimiento de las características del subsuelo, y una mayor comprensión de las condiciones económicas del desarrollo y explotación de sus recursos. Su contribución efectiva al volumen de la producción tardará necesariamente algunos años y sólo aumentará en forma gradual. Conviene en primer lugar mejorar la calidad de las estimaciones de las reservas y calibrarlas. La variación anual reportada de las reservas estimadas a nivel de campo llama la atención sobre esta prioridad. Asimismo, es imperativo convertir una mayor proporción de reservas probables en probadas. Si bien los criterios aplicados por la SEC a este tipo de yacimientos llevan a estimaciones conservadoras, es necesario mostrar la viabilidad económica de la explotación en diversos puntos del paleocañón. Actualmente, las reservas probadas sólo contribuyen con menos del 8 por ciento a la suma de reservas probadas y probables, y la producción en 2005 fue de 24 mbd de petróleo crudo y 27 mmpcd de gas.

No obstante los esfuerzos desplegados recientemente, Pemex está mal preparado para aprovechar con eficiencia los recursos de Chicontepec. El desarrollo y la producción de estos yacimientos se caracterizan por sus altos costos unitarios, los bajos factores de recuperación de los hidrocarburos en el subsuelo, la baja productividad por pozo y la rápida declinación de los mismos. Estos atributos explican el ritmo pausado al que la producción habrá de crecer y el menor margen que obtendrá de su explotación. Contrasta con la experiencia que se ha tenido en los grandes campos de las cuencas del sureste, donde la expansión se produjo a una velocidad vertiginosa. Por fortuna los principales riesgos geológicos se circunscriben a la heterogeneidad del paleocañón. No obstante, los mayores retos que se plantean en Chicontepec se refieren a la elevación de los factores de recuperación de hidrocarburos y a la velocidad a la que se perforan y terminan los pozos. El diseño y la perforación de estos deberán ajustarse a pautas

48

avanzadas de ingeniería. La repetición en serie de las actividades de perforación y de las que se refieren a la construcción de instalaciones superficiales es fuente de importantes economías. Debe tomarse en cuenta que la explotación de Chicontepec será particularmente intensiva en el uso de capital, de tecnología e ingeniería modernas, y en requerimientos gerenciales intermedios. Su desarrollo tendrá que considerar una intensa interacción de la industria petrolera con las actividades agropecuarias de una región con una historia agraria compleja. Convendría estructurar un plan de desarrollo integral de esta cuenca antes de que se construya nueva infraestructura petrolera y se intensifique la perforación de pozos. De no contar con el apoyo de las comunidades involucradas se corren riesgos que pueden dañar severamente la economía de estos proyectos.

Importaciones de gas natural

El desarrollo del mercado de gas natural de México tiene que ser visto desde una perspectiva que considere al conjunto de Norteamérica. Los flujos y balances regionales de gas son el producto de una robusta interdependencia que alienta la integración comercial y la formación de un solo mercado. Este tenderá a vincularse más estrechamente con otros mercados, primero en la Cuenca del Atlántico y después en la del Pacífico. Sin embargo, por ahora, sólo se han dado los primeros pasos en la construcción de un mercado global de gas natural. América del Norte enfrenta un déficit estructural de gas natural que se traducirá en crecientes importaciones de gas licuado (GNL) proveniente de otras regiones. El balance de gas de México ha contribuido también al déficit regional. A partir del año 2000 México se convirtió en importador neto de gas natural. La demanda de gas del país crece rápidamente mientras que la producción declinó a partir de 1999 y no fue sino hasta la segunda mitad de 2003 que se inició su recuperación. Estas tendencias divergentes se han traducido en una expansión sin precedentes de las importaciones de gas natural y todo parece indicar que México seguirá siendo un importador neto de este combustible, cuando menos durante el resto de este decenio. Las importaciones netas de gas natural crecieron rápidamente a partir del año 2000 hasta alcanzar en 2004 un nivel de 1.1 miles de millones de pies cúbicos diarios. Esta cifra representó cerca del 20 por ciento del consumo interno y más del 35 por ciento de la demanda interna no petrolera6. A partir de entonces las importaciones han disminuido, fluctuando entre los 700 y 800 millones de pies cúbicos diarios. La mayor parte de estas importaciones son realizadas por Pemex para complementar el suministro interno a la red nacional de gasoductos. Sin embargo, en años recientes aumentaron significativamente las importaciones que llevan a cabo otras empresas a lo largo de la frontera norte, en sitios que no son servidos por Pemex Gas. Las importaciones directas de terceros se han visto limitadas por los subsidios implícitos que el gobierno otorga a los consumidores, y que son cubiertos por Pemex, así como por la falta de credibilidad del régimen regulatorio vigente7. A las importaciones realizadas por gasoducto desde Estados Unidos ahora se agregan las de GNL.

Cuadro 1 México: importaciones netas de gas natural, 2000-06 (millones de pies cúbicos diarios) 6 EIA 7 NEB

49

__________________________________________________________________ Totales* Pemex** __________________________________________________________________

2000 255 207 2001 357 267 2002 716 588 2003 939 757 2004 1085 766 2005 809 456 2006 697*** 469

___________________________________________________________________ * EIA ** Pemex, Indicadores Petroleros. *** Enero-septiembre

Resulta muy difícil pronosticar el volumen de las importaciones de gas natural en lo que resta de éste decenio, y a más largo plazo. La incertidumbre que prevalece respecto a la trayectoria futura de la producción y el comportamiento de la demanda interna no permite contar con proyecciones confiables. Fluctuaciones no previstas en el ritmo de crecimiento de la demanda y de la oferta internas de gas natural inciden de manera significativa sobre una magnitud residual como es la importación. La incierta evolución de los precios del gas natural en el mercado norteamericano y la política de precios que habrá de definir el nuevo gobierno de México afectarán su demanda y, por tanto, el nivel de las importaciones. Los riesgos de suministro que todo esto supone sólo pueden mitigarse contando con una infraestructura de importación diversificada, tanto terrestre como marítima. Falta incertidumbre de oferta interna. Una alta y creciente dependencia de las importaciones de gas natural ha provocado inquietudes de muy diversa naturaleza y tiende a ser vista desde la perspectiva de la seguridad energética del país. Las posibles consecuencias de una interrupción en el suministro de gas natural son severas. Incluso, la sola amenaza de disrupción de estos flujos puede tener un efecto considerable. Por estas razones conviene distinguir los riesgos económicos asociados a dicha dependencia de los de carácter político. Existe el temor de que el gobierno de Estados Unidos utilice las exportaciones de gas natural a México como instrumento para alcanzar diversos objetivos de su relación bilateral, tanto en el terreno energético como en otros sectores. Asimismo, se teme que las grandes empresas internacionales que participan en el suministro de gas natural a México, o las que participarán en la cadena del GNL, puedan hacer uso de dichos flujos como palanca para lograr cambios en la arquitectura de la industria petrolera mexicana. Existe también la aprensión de una interrupción temporal de las exportaciones a México dictada por autoridades gubernamentales o por entes reguladores en momentos de escasez interna aguda. Éste fue el caso del corte de suministros a Baja California Norte en el año 2000, durante la crisis energética de California, en la que se discriminó en contra de la exportación de gas. De la misma manera, el riesgo país de algunos proveedores potenciales de GNL es también una fuente de inquietud. La constatación de que América

50

del Norte en su conjunto enfrenta un déficit estructural creciente en materia de gas natural ha reforzado dichos recelos. Estos subyacen a las recomendaciones que ven a la autosuficiencia en materia de gas como un objetivo central de la política energética y que recomiendan medidas autárquicas para hacer frente a la dependencia de las importaciones8. Es muy probable que se tienda a exagerar estos riesgos y que los instrumentos propuestos para lidiar con ellos sean inapropiados y poco efectivos. Conviene matizar dichos riesgos reconociendo la diversidad de intereses de los principales actores de mercados competitivos como los de gas natural, las dificultades para coordinar a dichos actores y la vinculación de estos intereses a iniciativas y políticas públicas específicas. El mercado internacional es visto con desconfianza por muchos: el suministro no es confiable, los precios son inestables y, en el peor de los casos, es activamente hostil al interés nacional. Los riesgos enumerados y las soluciones prescritas tienen en común que todas ven al comercio internacional más como una amenaza que como una oportunidad. Desde luego no deberán desaprovecharse las posibilidades de aumentar la producción y las reservas de gas natural, desarrollando proyectos rentables en México. Lo que resulta más difícil es aceptar soluciones de corte autárquico sin hacer explícitos sus costos económicos y ambientales. Más importantes son los esfuerzos tendientes a mejorar la capacidad del país para administrar los riesgos mencionados. Ello es más sensato y más constructivo que intentar eliminarlos. Es posible lograrlo mediante una política activa de diversificación económicamente viable y el desarrollo de infraestructura de almacenamiento, transporte e interconexión con otros sistemas. Conviene diversificar fuentes de energía, así como el origen de las importaciones de gas natural, sus rutas de acceso y las empresas proveedoras. En el fondo lo que muchos buscan es aislarse del mercado, sin reconocer que esa estrategia ya no es factible. México contará a mediano plazo con dos terminales de almacenamiento y regasificación de GNL. En octubre de 2006 arrancó la operación comercial de la terminal de Altamira, Tamaulipas. La otra terminal se construye a 15 kilómetros de Ensenada, Baja California Norte y se tiene previsto el inicio de sus operaciones a principios de 2008. Una tercera terminal de GNL esta siendo promovida por la CFE en Manzanillo, Colima. Su capacidad inicial sería de 500 mmpcd y se tiene previsto ampliarla otros 500 mmpcd un par de años después. El balance previsible de GNL en la Cuenca del Pacífico hace poco probable contar con un suministro suficiente para este proyecto antes de 2012. Para México las terminales de regasificación más importantes son las que estarán conectadas al sistema nacional de gasoductos en ambos litorales. Su número, tamaño y localización podrán tener un efecto crítico sobre el abasto, la seguridad de suministro y el precio del gas natural. Sin embargo, el interés internacional se ha concentrado en los proyectos de regasificación de Baja California. Estos plantean un problema analítico fascinante: la optimización conjunta de las exportaciones de electricidad y gas natural a Estados Unidos y de los requerimientos regionales de electricidad y gas de Baja California Norte. La construcción y operación de grandes centrales eléctricas, gasoductos y terminales de regasificación ofrecen oportunidades atractivas a esta zona físicamente aislada de las redes nacionales de gas natural y electricidad. La formación del precio del gas natural bajo el régimen de precios regulados vigente se verá afectado por la inclusión de tres nuevas fuentes de inyección de gas – 8 Lopez Obrador

51

Altamira, Manzanillo y Ensenada- al sistema nacional de gasoductos, así como por el aumento de las importaciones realizadas por terceros. La introducción de GNL modificará el volumen de los flujos de gas natural y su dirección. Surgirán nuevos puntos de arbitraje en el sistema de ductos, donde convergen físicamente corrientes de gas de fuentes alternas. Estos puntos de arbitraje sirven de referencia, junto con el precio de importación, en la formación de la estructura de precios regulados. A diferencia del gas producido e importado por Pemex, los precios del gas importado por terceros no están regulados. Tampoco lo está el gas consumido por el propio Pemex. Así, el volumen de gas natural sujeto a precios regulados tenderá a disminuir, particularmente si aumentan las importaciones hechas directamente por particulares. En la medida que se logre establecer una estructura de precios consistente, que elimine todo subsidio implícito, aumentarán dichas importaciones e introducirán la competencia en el mercado nacional. Será de esta manera como los precios internos se vincularán con los que rigen en los mercados internacionales relevantes para México. Lo harán directamente por medio de las importaciones e, indirectamente, a través del mecanismo de precios regulados. La evolución que manifiestan los flujos de gas, tanto de origen interno como importado, hacen cada vez más difícil mantener precios subsidiados que obstaculizan la competencia. Inversión en refinerías

En 2006 México importó el 38 por ciento de las gasolinas que se vendieron en el país, proporción que tenderá a aumentar ineludiblemente hasta 2009, cuando menos. Sustituir eficientemente estas importaciones, y las que resulten del crecimiento de la demanda interna en el próximo periodo gubernamental, requerirá inversiones en nuevos trenes de refinación por unos 10 mil millones de dólares. Este monto no incluye inversiones en infraestructura –terminales y ductos de transporte principalmente-, tampoco recursos que se tendrán que asignar a la reconfiguración y modernización de refinerías actualmente en operación, la rehabilitación de ductos de petróleo y productos petrolíferos, ni la construcción de plantas de proceso que permitan reducir el contenido de azufre en la gasolina y el diesel para cumplir con las especificaciones exigidas por los nuevos motores de combustión interna. La inversión total requerida en los próximos seis años por el sistema de refinación supera los 20 mil millones de dólares. La magnitud del esfuerzo financiero supuesto es enorme. Sin embargo, son aún mayores los retos que plantean la ejecución física, en un plazo razonable, de un programa de esta escala y complejidad, así como el desarrollo institucional que entraña. La sub-inversión crónica en este sector de la industria petrolera obliga ahora a resarcir el tiempo perdido.

Para eliminar las importaciones de gasolinas a fines de 2012 se necesita construir y operar cuatro nuevos trenes de refinación complejos, de alta conversión, de 150 mil barriles diarios cada uno. Este requerimiento podría reducirse a tres trenes si se lograra, por ejemplo, instrumentar una política de dieselización exitosa que equilibrara mejor la oferta y la demanda de combustibles automotrices o mediante una mayor inversión en refinerías existentes. Pemex no cuenta con los recursos gerenciales y la capacidad de ejecución para hacer frente a esta expansión y, simultáneamente, instrumentar los demás proyectos a los que se ha hecho alusión. Además, está obligado a mejorar sustancialmente su eficiencia operativa para que estas inversiones resulten rentables. Convendría que Pemex se concentrara en la modernización de instalaciones e

52

infraestructura existentes y que se abriera a la inversión privada nacional e internacional la construcción de nuevas refinerías y la ampliación de infraestructura. Sólo así se podría evitar una sobrecarga que probablemente llevaría al fracaso. Resulta inaceptable el deterioro observado de la eficiencia operativa de Pemex Refinación. Este organismo está obligado a reducir la intensidad energética de las refinerías, corregir el sobre-empleo que las caracteriza, dar mantenimiento de manera menos costosa y más efectiva para mejorar su confiabilidad, reducir los periodos de paro programado e imprevisto para aumentar su disponibilidad, incrementar los rendimientos de productos ligeros y retomar el control del proceso logístico de sus combustibles.

La apertura gradual y ordenada de las refinerías a la inversión privada sólo podrá darse en el marco de una nueva arquitectura industrial. El primer paso consistiría en revisar la aplicación del concepto constitucional de área estratégica a la industria del petróleo y, en particular, a la refinación del mismo. Es necesario confirmar la pertinencia de distinguir de manera fundamental esta actividad manufacturera de otras ramas – como las industrias siderúrgicas y del cemento, por ejemplo- en el contexto de la estructura económica contemporánea de México. El trato de excepción que se le ha dado a la industria petrolera reflejó circunstancias y políticas públicas que han cambiado sustancialmente. En segundo lugar, será necesario modificar, en su caso, artículos constitucionales, la Ley reglamentaria del artículo 27, constitucional y reglamentos que codifican los límites de las esferas públicas y privadas en esta área de actividad. Se necesita un nuevo marco jurídico que sirva de base al desarrollo de esquemas regulatorios modernos que restrinjan y encaucen la intervención administrativa y política del Estado. En tercer término, el fortalecimiento de mecanismos indirectos, confiables y predecibles de intervención estatal permitirá introducir competencia en los mercados finales de productos petrolíferos. Esta competencia regulada hará posible la concurrencia de una empresa estatal dominante y de agentes privados emergentes. Para ello es necesario ampliar el ámbito de acción de la Comisión Reguladora de Energía, fortalecerla técnicamente y dotarla de la autonomía que requiere. El desarrollo de normas e instituciones que regulen a la industria de la refinación no será tarea fácil y requiere de un compromiso gubernamental inequívoco. El propósito fundamental es la transición gradual del monopolio a un régimen de competencia regulada sin privatizar activos propiedad de Pemex. El diseño de un mecanismo que regule la formación de los precios de productos petrolíferos es un aspecto central del proceso de liberalización de estos mercados. En una economía abierta como la mexicana, no es posible alentar la competencia sin precios que reflejen el costo de suministros alternativos provenientes de mercados externos relevantes. Los subsidios que se llegaran a otorgar tendrían que ser explícitos y hechos por cuenta y orden del gobierno federal. Este no es el caso actualmente. En 2005 Pemex Refinación concedió subsidios por 2.3 miles de millones de dólares a la gasolina y el diesel. Esta cifra es similar al costo de construir el primer tren de 150 mil barriles diarios de una nueva refinería. En 2006 el monto de estos subsidios ascendió a XX miles de millones de dólares. Un sistema de precios regulados emite señales a los consumidores y a los inversionistas potenciales. A los primeros, para que se haga un uso racional de productos petrolíferos escasos y, a los segundos, para que realicen el cálculo económico que les permita tomar decisiones de inversión en activos que tienen un ciclo de vida largo. Precios artificialmente bajos alientan el consumo,

53

desincentivan las inversiones, relajan la disciplina financiera de Pemex y dañan finanzas públicas precarias.

Una eventual apertura a la inversión privada en refinerías no incidirá sobre la oferta interna de productos petrolíferos en el nuevo periodo gubernamental. El plazo mínimo para planear y construir un tren de refinación es de cuatro años. Lograr el consenso que dicha apertura supone y modificar los marcos legales y regulatorios correspondientes difícilmente tardaría menos de dos años. A mediano plazo el principal beneficio sería el empleo directo e indirecto que generaría la construcción de refinerías. Mientras tanto el nuevo gobierno tendría que asumir los costos políticos de las reformas, principalmente el de un probable incremento de precios al consumidor final. Resolver de manera constructiva estos dilemas requiere de una visión de Estado amplia y de largo plazo.

Vulnerabilidad de la infraestructura La infraestructura de ductos de Pemex enfrenta severos problemas. Un mantenimiento deficiente se ha traducido en múltiples accidentes y en elevados riesgos de falla. Amplios tramos de diversos sistemas de ductos manifiestan defectos mayores. Las consecuencias de fallas son muy altas en zonas urbanas con una alta densidad de población. La invasión recurrente de derechos de vía ha incrementado los riesgos de accidentes catastróficos. Asimismo, la intervención ilegal en ductos de productos petrolíferos para extraer materiales de alto valor, es causa frecuente de accidentes y alienta el desarrollo de mercados paralelos de gasolina y diesel. El daño repetitivo a sistemas de protección catódica obliga a realizar trabajos de rehabilitación no siempre exitosos. A la subinversión secular en mantenimiento debe agregarse su alto costo y baja efectividad. Estas condiciones varían por sistemas, tramos y organismos subsidiarios. Sobresale el avance logrado por Pemex Gas en la administración de riesgos, en el estado de sus ductos y en la disciplina operativa y de mantenimiento al que están sujetos. Éste y otros ejemplos prueban la factibilidad de reducir riesgos. Los accidentes registrados tienen también consecuencias importantes sobre el medio ambiente y elevan los costos de transporte derivados de la interrupción del suministro. Además, el estado inadecuado de un buen número de ductos obliga a operarlos a niveles sub-óptimos de capacidad. El origen de este conjunto de problemas no se reduce a la insuficiencia de recursos financieros. Se trata también de problemas de orden, control y aplicación de la ley. La confiabilidad del suministro está limitada por numerosos cuellos de botella en los principales sistemas. Destacan el ducto troncal de gas LP, unos de los más largos de su tipo en el mundo, y los sistemas de ductos que transportan gasolina al altiplano. Estos son el resultado de una inversión insuficiente, de problemas de mantenimiento y de sistemas operativos deficientes. Obligan en no pocas ocasiones a utilizar medios de transporte alternos de alto costo. En algunos casos el abasto suficiente está en peligro debido al crecimiento de la demanda y la asignación insuficiente de recursos para ampliar su capacidad. Este es el caso del suministro de gasolina al Valle de México. Ilustra algunos de los problemas estratégicos que entraña mal manejo de de este sector en relación a la seguridad de suministro. El estado general que guarda la infraestructura de transporte y almacenamiento es un poderoso argumento para abrir estas actividades a la inversión privada. Lo es también el estímulo que ha representado para Pemex Gas la competencia real y potencial en el

54

transporte de gas natural, así como la llamada de atención que representó la privatización de ductos de distribución de baja presión.

oooooooooo

Las reducciones esperadas a mediano plazo en la producción de petróleo crudo, y en el volumen del excedente exportable de hidrocarburos líquidos, están sujetas a múltiples fuentes de incertidumbre y de riesgo. En primer lugar, la producción de crudo pesado puede seguir una trayectoria descendente más pronunciada y, a partir de 2010, la caída podría acelerarse más allá de lo previsto por Pemex. El ritmo de declinación de Cantarell puede ser más rápido debido a que las intervenciones programadas en sus yacimientos podrían no rendir los frutos esperados. Si bien el objetivo perseguido hasta ahora ha sido moderar la tasa a la que cae la producción, convendría estructurar proyectos que no sólo reduzcan este riesgo sino que también busquen mejorar los factores de recuperación final de los yacimientos de Cantarell. La expansión de KMZ podría resultar más lenta y alcanzar niveles de producción menores a los proyectados. El comportamiento de Ku, que produce un crudo más pesado que el Maya, puede diferir de las simulaciones que se han hecho hasta ahora. Existe la posibilidad de que la inyección de nitrógeno en KMZ no sea tan exitosa como lo ha sido en Cantarell. Las previsiones de Pemex respecto a las trayectorias de la producción de estos dos complejos parecen razonables, aunque difíciles de sincronizar. Sin embargo, los riesgos tienden a orientarse a la obtención de un menor volumen de crudo pesado y la incertidumbre aumenta en función del tiempo. En segundo lugar, no sería prudente contar en 2010 con producción suficiente de Chicontepec para compensar una menor producción de crudo pesado. El desarrollo de esta región va a ser lento y aun no se estructura con la precisión necesaria un programa de desarrollo de sus recursos. Los resultados de los programas de perforación y producción programados para 2007 ofrecerán información valiosa. Asimismo, el lanzamiento de una iniciativa amplia de intervención en campos maduros para reducir el ritmo de su declinación y aumentar factores de recuperación de hidrocarburos puede aún sufrir muchos contratiempos. Tampoco pueden olvidarse los riesgos de accidentes catastróficos que causan graves daños a instalaciones críticas. El envejecimiento de éstas y su mantenimiento insuficiente e inadecuado las hacen particularmente vulnerables a condiciones climatológicas adversas. Su reparación puede ser costosa y prolongada como lo demostraron accidentes recientes en el sector estadounidense del Golfo. Su impacto potencial sobre la producción no debe subestimarse. Tercero, la demanda interna de productos petrolíferos podría crecer más rápidamente que en el pasado reciente, disminuyendo el excedente exportable de hidrocarburos más en una magnitud superior a la provocada por la baja de la producción. Este sería el caso en la medida en que la economía mexicana crezca a un ritmo razonable; continué el rápido crecimiento de las ventas internas de automóviles y no se logre hacer un uso más eficiente de energía, en particular de los combustibles automotrices; y, se logre reconfigurar y expandir la capacidad de las refinerías mexicanas. En cuarto lugar, aún cuando los precios del petróleo se mantuvieran por arriba del promedio registrado en los últimos 6 años, la presión de costos crecientes tenderá a reducir su renta. Todo parece indicar que los costos de operación y de capital continuarán aumentando, particularmente después de que Cantarell y KZM hayan iniciado su declinación. Esta tendencia sólo

55

podrá moderarse mediante la aplicación de tecnología e ingeniería modernas, y una mejor gestión. Dados los rezagos en productividad existentes, las posibilidades de mejorar el desempeño no se han agotado. Sin embargo, su obtención supone una mayor disciplina empresarial que la que hoy priva en Pemex. Aún así, la industria petrolera mexicana se encuentra en una fase del ciclo de inversión en el que tendrá que hacer un uso cada vez más intensivo de capital. En quinto lugar, los riesgos de precios no deben subestimarse. Una baja significativa en el crecimiento de la actividad económica global podría deprimirlos nuevamente e intensificar su volatilidad.

56

Borrador 05/01/07

5. Reformas recientemente propuestas

Recientemente se presentaron al Congreso tres propuestas de reforma de la industria petrolera. La primera propone llevar a cabo una reestructuración organizativa de Pemex, la segunda se refiere a la autonomía de gestión de esta empresa y la tercera busca abrir a la inversión privada la exploración y producción de gas natural no asociado, así como la infraestructura de almacenamiento y transporte de productos petrolíferos. Todas adolecen de deficiencias específicas serias, no se enmarcan en una estrategia congruente, carecen de una justificación adecuada y responden a diagnósticos sesgados. Estructura corporativa y precios de transferencia

En junio de 2006 se presentó a la Cámara de Diputados un proyecto que reforma la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios cuyo propósito principal es la disolución de sus organismos subsidiarios. Los promotores de esta iniciativa aluden a muy diversas razones para justificar la consolidación de Pemex en una sola entidad legal. Estas pueden agruparse en torno a tres rubros: i) el alto costo relativo de la estructura actual; ii) la fragmentación de responsabilidades que dificulta la optimización operativa y la coordinación institucional; y, iii) las restricciones que impone a la eficiencia operativa y a la asignación eficiente de recursos. Se plantean también argumentos de carácter contextual y algunos que no se refieren propiamente a cuestiones de estructura, sino a asuntos de estrategia.

La estructura organizativa actual separa la responsabilidad sobre actividades operativas de las correspondientes a la conducción central y la dirección estratégica de la industria petrolera estatal, atribuyendo las primeras a los organismos subsidiarios y las segundas al ente corporativo. Se trata de una estructura multi-divisional que agrupa a las principales líneas de negocios de Pemex y que las delimita a partir de fronteras económicamente eficientes. Dicha estructura es similar a la adoptada por la mayoría de las grandes empresas petroleras. El objetivo predominante de esta forma de organización es la descentralización de decisiones operativas en empresas complejas de gran dimensión, que integran actividades de naturaleza económica diversa. Esta estructura permite medir resultados por líneas de negocios y hace posible rendir cuentas a nivel desagregado. La constitución legal de organismos operativos jerárquicamente subordinados e inequívocamente subsidiarios, en los que agrupan a las líneas principales de negocios, tiene como propósito adicional fortalecer y proteger a las áreas responsables de las operaciones ante la tradición centralista secular de la cultura administrativa del sector público en México. La delimitación legal de las fronteras entre organismos sirve de apoyo a la medición y valuación de los flujos de productos y servicios entre líneas de negocios, permitiendo dar transparencia a sus resultados. La modificación de la actual estructura organizativa presupone demostrar que las fronteras entre organismos no son económicamente eficientes, y que la creación y el fortalecimiento de estructuras funcionales alternas redundará en mejores resultados globales. La supuesta duplicidad de funciones de la actual estructura organizativa no ha sido establecida, como tampoco se ha

57

cuantificado su sobre-costo. Sería interesante conocer los estudios en los que se basa la estimación de una baja en el costo de la estructura propuesta y, más precisamente, los compromisos programáticos de reducción de personal asociados a su adopción.

Es posible que la frustración que sienten algunos funcionarios del ente corporativo, al constatar los límites de su capacidad para incidir sobre la operación de Pemex, obedezca a un diagnóstico equivocado respecto al comportamiento y desempeño de los organismos subsidiarios y de sus cuerpos gerenciales. Su deseo de modificar la estructura legal vigente puede también responder a fallas de su propio liderazgo, al desconocimiento de la empresa, a la utilización inadecuada de sus órganos colegiados de coordinación y a conflictos de poder al interior de Pemex. Asimismo, en los organismos subsidiarios que han generado cuantiosas pérdidas de manera sistemática, hay una preferencia por explicarlas en términos de la estructura vigente y, más particularmente, del sistema de precios de transferencia vinculado a la misma, antes que atribuir estos resultados a problemas básicos de productividad y obsolescencia, así como al comportamiento cíclico del mercado internacional. La resolución de estos malestares no radica en el fortalecimiento del ente corporativo y del poder de sus funcionarios mediante la disolución de los organismos subsidiarios. En la etapa actual de la industria petrolera mexicana lo que se necesita es fortalecer tanto al corporativo como a las áreas operativas, mejorando su capacidad de planeación, coordinación y ejecución. Más que un problema de estructura organizativa, Pemex enfrenta serios retos de naturaleza estratégica, de gestión y de política pública.

La iniciativa de reestructuración propuesta concluye que la disolución de los organismos subsidiarios mejorará la eficiencia operativa y redundaría en una asignación más eficiente de recursos. Desafortunadamente no aborda los cambios en el comportamiento de los actores institucionales y de las autoridades que permitirían sustentar dicha conclusión. Se afirma que la separación legal de Pemex en organismos subsidiarios impone restricciones operativas y administrativas que entorpecen su funcionamiento, lleva a la descoordinación de objetivos y prácticas operativas e impiden contar con una visión integral de negocios lo que se traduce en una discriminación sistemática en contra de actividades no-extractivas. Asimismo, se postula que dicha separación estimula la inversión en los organismos que ofrecen mayor rentabilidad inmediata y la inhibe en otros cuyos rendimientos son a mediano y largo plazos. Sin embargo, no se establecen y precisan las razones específicas que vinculan la estructura legal con las deficiencias señaladas. Estas bien pueden tener un origen interno a la empresa muy diferente, ser el resultado de la compleja relación entre el gobierno y la industria petrolera o atribuirse a la naturaleza de las relaciones obrero-patronales. A este respecto es posible preguntarse si el cambio legal propuesto efectivamente logrará modificar estos patrones de comportamiento.

La iniciativa hace múltiples referencias al esquema actual de precios de transferencia y al régimen de precios regulados en el que se inserta. Ambos son parte integral de la formación de precios de los hidrocarburos, junto con el régimen fiscal. El documento expresa una marcada insatisfacción con este sistema de precios, atribuyéndole la desintegración de cadenas productivas y de valor en la industria petrolera y en otros sectores. Recomiendan la reducción de precios de insumos primarios, lo que permitiría una baja en el precio de venta final de sus productos derivados.

58

La renta económica de los hidrocarburos corresponde indeclinablemente a la Nación. El Estado la capta y asigna conforme a normas presupuestales establecidas. La asignación directa de una parte de dicha renta a través del mecanismo de precios, sin establecer criterios precisos que normen esta transferencia de recursos ni compromisos específicos a quienes los reciben, plantea graves problemas. Su dispersión indiscriminada a individuos y empresas no está debidamente legitimada. Si bien el otorgamiento de subsidios es una prerrogativa de todo Estado moderno, conviene que se determine su alcance, monto y duración; que su destino sea transparente; y que esté dirigido a grupos sociales bien definidos. Deben también recordarse las serias dificultades que suponen la eliminación de subsidios y el escaso éxito que han tenido en materia de promoción industrial. El costo de los subsidios otorgados recae directamente sobre las finanzas de Pemex y en las finanzas públicas sólo se refleja como una disminución en los ingresos de la empresa estatal, perdiéndose la transparencia exigida al otorgamiento de subsidios explícitos en la contabilidad pública.

Los precios de los insumos y de los productos deben de ser regulados bajo los

mismos principios, reflejando en ambos casos el costo de suministros alternativos. Esta congruencia básica es indispensable para evitar distorsiones en los estados de resultados de las líneas de negocios y los organismos subsidiarios. El gobierno y las instituciones reguladoras tienen la obligación de mantener la integridad del sistema de precios del productor. En situaciones en las que se considerara necesario fijar los precios de venta final al consumidor por debajo de los precios productor deberán asumir y transparentar el subsidio otorgado. Pemex también está obligado a hacer explícito en su propia contabilidad todo subsidio de precios originado en decisiones de política pública. Un curso de acción preferible consistiría en corregir las inconsistencias del sistema de precios regulados y no eliminar la existencia de los precios de transferencia inter-organismos. Los precios de transferencia por si mismos no son obstáculo a la eficiencia y la creación de valor agregado y tampoco destruyen cadenas productivas y de valor, como queda plasmado en la iniciativa. Son, por lo contrario, instrumentos que contribuyen a identificar y distinguir las líneas de negocios con un buen desempeño de aquellas que no lo tienen.

Los principios aplicables en materia de precios de transferencia están codificados en la legislación de muchos países, así como en acuerdos y convenciones internacionales. Se cuenta con una amplia práctica y con una extensa experiencia en su determinación. Destaca un principio básico que recomienda fijar los precios de transferencia entre dos empresas subsidiarias como si estas fueran entidades independientes que no sean parte de la misma estructura corporativa. Este principio evita el abuso y distorsión de los precios de transferencia que no sólo tienen implicaciones de carácter fiscal sino que también afectan los resultados de las líneas de negocios e impiden evaluar su desempeño. Dado el carácter monopólico de algunas de ellas y el poder monopólico de otras, en el caso de la industria petrolera mexicana se ha adoptado el criterio de fijarlos en función del costo de suministros alternativos en una economía abierta.

La propuesta encaminada a desmantelar los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos se nutre así de muy diversos intereses. Ninguno de ellos coincide con su fortalecimiento como empresa estatal, la modernización de su gobierno corporativo, la

59

obligación de hacer más transparentes sus resultados y de rendir cuentas claras sobre su gestión.

Autonomía de gestión Prevalece en el Congreso, y entre diversos grupos de opinión, el deseo de que Pemex goce de una mayor autonomía de gestión. Autoridades sectoriales y el propio Pemex coinciden con estos planteamientos. Sin embargo, no se han precisado el significado, los límites y las propuestas específicas asociados a esta aspiración. Tampoco se ha articulado con claridad su alcance conceptual, las implicaciones que tiene en relación a los mecanismos de gobierno de la industria y del gobierno corporativo de Pemex, y menos aún los criterios para evaluar la gestión autónoma de esta empresa estatal. Corresponde al poder ejecutivo una propuesta integral amplia en estas materias, que permita un diálogo constructivo dentro del propio sector público y con el poder legislativo. Uno de los temas centrales que se tendrá que abordar es el relativo a las reglas de control presupuestal. Estas deberán convergir a las que privan en otros países de la OECD. Identificar la oportunidad para iniciar este proceso, y definir los tiempos en que se dará la transición a un nuevo régimen de control, son tareas de la mayor importancia, que dependen tanto del manejo macroeconómico como de cambios fundamentales dentro de Pemex. Los planteamientos que hasta ahora se han hecho en torno a la autonomía de gestión responden de manera difusa a una insatisfacción real, y de carácter más general, respecto al gobierno de la industria petrolera y no sólo a la composición del órgano de gobierno de Pemex. Referencia a Castañeda y Kessel

En abril de 2005 se promovió una iniciativa en el Senado que propone modificar la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal con objeto de dotar a esta empresa estatal de una mayor autonomía de gestión. La iniciativa contó con el apoyo explícito de la alta dirección de Pemex. Consta de tres elementos básicos: i) este organismo público descentralizado adoptaría el régimen legal de una empresa de interés público y emitiría constancias fiduciarias hasta por el 20 por ciento de las acciones de la nueva sociedad, otorgando al comprador el derecho a recibir dividendos; ii) el consejo de administración de Pemex quedaría integrado por una mayoría de consejeros independientes que no serían servidores públicos, asumiría nuevas facultades y convertiría a un comité del consejo –el comité de auditoria- en el órgano de control interno; y, iii) el consejo de administración diseñaría y aplicaría un marco normativo especializado respecto a procesos de adquisición, obra pública y en materia de contratación, e informaría a la Auditoria Superior de la Federación las excepciones autorizadas a disposiciones aplicables a las demás entidades paraestatales. Uno de los objetivos que persigue la emisión de constancias fiduciarias es la captación de recursos para inversión que no incrementen el endeudamiento de la empresa. Funcionarios de Pemex han estimado que su valor en libros podría situarse en torno a 20 mil millones de dólares. Su valor de mercado difícilmente podría ser mayor dada la naturaleza de estos títulos de crédito, las restricciones que se establecen respecto a sus titulares potenciales, la capacidad de absorción de estos títulos en el mercado de capitales mexicano y la incertidumbre respecto de sus utilidades netas y a la política de dividendos. Las constancias fiduciarias sólo otorgan derecho a dividendos, manteniendo el Estado los derechos de propiedad y de control de la entidad. El fiduciario

60

Se ha mencionado que el registro de Pemex ante la Securities and Exchange Comission (SEC) de Estados Unidos impone algunas obligaciones respecto a su gobierno corporativo, a raíz de la promulgación de la ley Sabarnes-Oxley. Independientemente de cuestiones jurisdiccionales, Pemex parecería estar sujeto a crecientes presiones de esta entidad reguladora y de los mercados financieros en relación a la designación de consejeros independientes y a la composición de un comité de auditoría en el seno de su consejo de administración. Sin embargo, en su ultimo informe anual a la SEC el propio Pemex señala que “debido a que no tiene acciones listadas o cotizadas en una bolsa estadounidense, México no está obligado a cumplir con los requisitos de independencia establecida en la regla 10-3 del Exchange Act. No obstante, estamos considerando establecer de manera voluntaria un comité independiente de auditoría como parte de los esfuerzos para instrumentar las mejores prácticas en materia de gobierno corporativo”. Apertura a la inversión privada

En septiembre de 2005 el Presidente Fox envió a la Camara de Diputados un ambicioso conjunto de iniciativas que abren a la inversión privada la exploración y producción de gas natural no asociado, así como la infraestructura destinada al transporte, almacenamiento y distribución de petróleo, productos petrolíferos y productos petroquímicos básicos. Se remitieron al poder legislativo anteproyectos de Decreto por el que se reforman los artículos 27 y 28 constitucionales; una iniciativa de Ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en materia de gas natural no asociado al petróleo; y reformas y adiciones a diversas disposiciones a la Ley reglamentaria del artículo 27 constitucional en el ramo de petróleo y de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía. La tardía entrega de este importante paquete legislativo –a poco más de un año del fin de su gobierno-, la pobreza de su soporte analítico y el escaso esfuerzo de cabildeo manifiestan que la intención de las reformas propuestas fue básicamente de carácter testimonial. Despertaron poco interés, inclusive entre la oposición, dado que nunca se consideraron viables. El contraste entre su pretensión y sus posibilidades de éxito les restó toda credibilidad.

En estas iniciativas la exploración y producción de gas no asociado se somete a un régimen dual, de asignaciones a Pemex y de concesiones a particulares, por un periodo de 30 años, prorrogable. Las concesiones se otorgarían mediante licitación pública a sociedades mayoritariamente mexicanas en cuyo capital social se restringe la inversión extranjera, sin perjuicio de que la inversión nacional pueda ser complementada con la de origen externo. Pemex, en cambio, no podría asociarse con particulares para el desarrollo de sus asignaciones. Los líquidos obtenidos en la explotación del gas no asociado podrán destinarse a uso propio o entregarse a Pemex. En el caso de que la exploración descubra yacimientos petroleros éstos no podrían ser explotados por el concesionario, abriéndose la posibilidad de que la concesión se de por terminada prematuramente. La producción de petróleo crudo y de gas natural asociado continúan reservadas exclusivamente a Pemex, mientras que a la de gas no asociado se incorpora al régimen de actividad prioritaria tal y como se definen en los artículos 25 y 28 constitucionales. Las actividades del concesionario y de Pemex serán regulados por la propia Secretaría de Energía y no se tiene previsto que se delegue esta responsabilidad a un regulador independiente.

En los documentos enviados a la Camara de Diputados no se da explicación alguna respecto a la distinción que se hace entre el gas no asociado, el gas asociado, los

61

líquidos del gas y el petróleo. Los argumentos en los que se sustenta el trato especial que se le da al gas no asociado bien podrían aplicarse a los demás hidrocarburos. La falta de una justificación apropiada lleva a pensar que estas iniciativas son vistas como el primer paso de un proceso más amplio que no es revelado. Esto le resta credibilidad. Restringirse por ahora al gas asociado pudiera reflejar la percepción de que las fuerzas políticas y la opinión pública tendrían menos objeciones a actuar en esta materia que en relación al petróleo. Asimismo, las referencias ambivalentes respecto a las condiciones a las que se sujetaría la inversión extranjera parecen acomodar una conveniencia política del momento, propician la simulación y otorgan una cierta protección inadecuadamente regulada a empresas mexicanas. La elección en casos específicos entre asignaciones y concesiones –entre Pemex y particulares- se plantea en términos imprecisos. La descripción del alcance de la iniciativa de Ley reglamentaria señala que las asignaciones y las concesiones se otorgarán de manera equilibrada; se aplicarán a ambas las mismas disposiciones salvo que las asignaciones no son objeto de licitación ni, aparentemente, de una contraprestación; y que se buscara someter a Pemex a una cierta competencia. No hay alusión al trato que se le dará como empresa dominante, si bien se estipula que las asignaciones petroleras serán revisadas por la Secretaría de Energía, quien evaluará su reexpedición como asignaciones gaseras, comprometiéndose a respetar las asignaciones otorgadas que ya hayan iniciado trabajos exploratorios o de explotación. Sin embargo, las ausencias más notables de estas iniciativas se refieren al vacío regulatorio –tanto normativo como institucional- al que se sometería a Pemex y a la inversión privada, así como la omisión absoluta de referencias al trato fiscal al que se someterá a ambos.

En la indicativa presidencial correspondiente, el transporte por ductos, el almacenamiento y la distribución de petróleo crudo, condensados, líquidos del gas, productos petrolíferos y productos petroquímicos básicos son definidos como actividades conexas que deben ser excluidos del ámbito del monopolio estatal. Con ello se abren estas actividades a la inversión privada. Su antecedente inmediato es la reforma de 1995 a la Ley reglamentaria en materia de gas natural. El objetivo explícito principal que se persigue es aumentar la inversión en estas actividades que han padecido crónicamente una asignación insuficiente de recursos destinados a la construcción y mantenimiento. La iniciativa faculta a la Comisión Reguladora de Energía expedir los términos y condiciones a que se sujetarán los servicios de transporte, almacenamiento y distribución. A diferencia de la reforma relativa al gas no asociado, en esta no se establecen restricciones a la inversión extranjera. El alcance de la propuesta es amplio y a la vez restrictivo. Al incluir al petróleo no distingue con precisión los ductos de recolección de los de transporte, como tampoco las instalaciones de almacenamiento vinculadas estrechamente a la producción y acondicionamiento del petróleo crudo de los correspondientes a tanquería en refinerías y terminales. Con ello quizá se adelanta, y prepara el camino, a la eventual apertura a particulares de la exploración y producción de petróleo. En cambio no se contempla el transporte y almacenamiento de productos petroliferos suministrados por terceros. Ello pudiera ser indicativo de que los esquemas de transporte y almacenamiento privados no están enmarcados en una posible liberalización de los mercados de productos finales. La iniciativa no considera de manera explícita problemas de seguridad de suministro que el Estado está obligado a garantizar. Tampoco ofrece directrices a la Comisión Reguladora de Energía sobre esquemas de tarificación del trasporte de ductos, dejándola en plena libertad para fijar los términos y

62

las condiciones del caso. Si bien acierta en delegar la regulación a este ente especializado, hubiera convenido hacer más explícito la naturaleza de los compromisos que el gobierno deberá asumir con el regulador y con el marco normativo. Destaca la necesidad de darle autoridad suficiente y verdadera autonomía, y dotarla de los recursos que requiere para ampliar su campo de acción de manera efectiva. En ambas iniciativas hay muchos otros asuntos que merecen una discusión detallada.

63

Borrador 05/01/07

6. Elementos de una posible estrategia Los cambios en el gobierno de la industria petrolera considerados en este trabajo se sintetizan e integran en términos de los objetivos y las principales iniciativas de una posible reforma de este sector de la economía mexicana. Antes de proceder a articularlos se plantean diversas restricciones que la han obstaculizado hasta ahora. La intención de este planteamiento es, más que nada, contribuir a la discusión pública de éstos temas. Restricciones Una compleja constelación de restricciones ha frenado la modernización de las estructuras y procesos de gobierno de la industria petrolera mexicana. Su persistencia limita las opciones de cambio y hace difícil encontrar soluciones aceptables a problemas ampliamente reconocidos. Reflejan sistemas de creencias, interpretaciones de experiencias históricas específicas, debilidades institucionales e intereses particulares. Impiden dar mayor flexibilidad a un marco institucional particularmente rígido y merman su capacidad de adaptación a condiciones cambiantes de la industria y de su entorno. Dada su importancia, es necesario comprender mejor el origen y naturaleza de estas restricciones para poder superarlas. Su jerarquización es también indispensable. Los vetos al cambio estructural ejercidos por corrientes políticas y grupos de interés aluden selectivamente en estas restricciones. En ocasiones se articulan alianzas en torno a la defensa de algunas de ellas. A continuación se enumeran las principales.

1. Carencia de un diagnóstico compartido sobre los problemas y prioridades del sector energético, de una visión precisa de la arquitectura industrial deseada y de la secuencia de acciones específicas requeridas para articularla.

2. Falta de un consenso social y político básico sobre aspectos fundamentales de las

reformas requeridas.

3. Ausencia de compromisos de largo plazo que permitan iniciar reformas que suponen costos políticos importantes y cuyos beneficios serán cosechados en períodos gubernamentales posteriores.

4. Debilidad e inestabilidad institucional de la Secretaría de Energía y captura de

entes reguladores por intereses privados y políticos.

5. Cambios básicos al régimen fiscal, a esquemas de control presupuestal y a mecanismos de financiamiento de la inversión en el sector energético están condicionados a un aumento significativo de la carga impositiva.

6. Exigencia de subsidios implícitos generalizados a bienes y servicios

proporcionados por el Estado, por parte de grupos industriales, agrupaciones

64

políticas y consumidores. Su otorgamiento impide la introducción de competencia en dichos mercados.

7. El sindicato petrolero obstruye el logro de una mayor productividad en las

operaciones e inversiones de la empresa, dados sus objetivos de maximización de empleo y rígido control de centros de trabajo. Su organización y liderazgo responden a una cultura política patrimonialista y autoritaria.

8. Envejecimiento prematuro de cuadros técnicos y gerenciales. Para su reemplazo,

no se logra reclutar a los recursos humanos más capacitados.

9. Visión histórica de la industria petrolera estatal como garante de la soberanía nacional.

10. Desconfianza en la operación del mercado y preferencia por mecanismos de

control gubernamental en sectores que son considerados estratégicos. Su protección se garantiza a través del monopolio estatal.

11. Experiencia insatisfactoria con privatizaciones y la desregulación en otros

sectores y en otros países en desarrollo.

12. Temor a la desnacionalización del sector energético como sucedió en el sector bancario.

Gobiernos sucesivos han fracasado en formar y educar a la opinión pública en

relación a la validez de estas restricciones, a las formas alternativas de organización de la industria petrolera y a los costos que tiene para el país el congelamiento de sus formas de gobierno. Tampoco han sido capaces de proponer salvaguardas adecuadas que reduzcan temores fundados y que protejan el interés nacional. Un primer paso obligado es mejorar la calidad de la discusión política sobre estos asuntos. Argumentos mejor articulados y más sofisticados tendrán que ser utilizados para justificar y explicar el cambio deseado. Convendría partir del reconocimiento de que algunas de las soluciones que en el pasado propiciaron la expansión de la industria hoy resultan disfuncionales y constituyen un obstáculo a su desarrollo. Asimismo, no pueden soslayarse los cambios económicos y tecnológicos que obligan a modificar estructuras institucionales. La información disponible en los medios es insuficiente y adolece de marcados sesgos. Ello se refleja en encuestas de opinión y actitudes sobre estos temas, por lo que no debe sorprender que las posturas predominantes sean contradictorias y tiendan a polarizarse. Los partidos políticos y sus fracciones parlamentarias tienen una contribución importante que hacer: elevar el nivel de la discusión y protegerla de las pasiones políticas del momento. Sólo de esta manera podrá avanzar la reforma que la industria petrolera exige. Objetivos Los objetivos básicos del cambio estructural propuesto se agrupan en 6 conjuntos, de los que, más adelante, se derivan igual número de iniciativas estratégicas. Estos son lo suficientemente explícitos para ofrecer una visión inequívoca del cambio deseado. Los

65

primeros dos responden a la necesidad de formular una política energética de largo plazo. Estos son complementados por otros objetivos relacionados al desarrollo institucional que haría posible su instrumentación. El tercer objetivo precisa una imagen objetivo de Pemex. Resalta el planteamiento de contar con una empresa dominante en ésta industria. Esto significa, en primer lugar, que no sería única. Subraya la preferencia por contar con una empresa estatal que contribuya a mantener el control efectivo sobre valiosos recursos naturales, cuando menos por un extenso periodo transicional. Es también una protección a los riesgos de la desnacionalización de un sector clave de la economía. El cuarto conjunto aborda la necesidad de introducir competencia en los mercados finales de productos petrolíferos y gas natural. Ésta deberá propiciar un mejor desempeño de la empresa estatal y brindar mejores servicios al consumidor. El quinto objetivo se refiere a la inversión privada en la industria petrolera, llamando la atención sobre el desarrollo gradual, ordenado y regulado de la participación de particulares en ésta rama industrial. El sexto conjunto de objetivos reconoce la obligación de superar el rezago tecnológico en el que se encuentra la industria petrolera nacional. A continuación se precisan los objetivos propuestos:

1. Maximizar el valor económico a largo plazo de los recursos energéticos del país, garantizar un abasto confiable de productos y servicios energéticos a precios y con calidades internacionalmente competitivos, y reducir riesgos de suministro mediante la diversificación de fuentes de energía.

2. Lograr un mejor equilibrio entre la producción y uso de recursos energéticos y la

protección del medio ambiente, nacional y global, compatible con la búsqueda de un desarrollo económico y social sustentable.

3. Desarrollar en el sector energético empresas estatales integradas, de carácter

dominante, manejadas con criterios eminentemente comerciales y empresariales, y con una identidad nacional inequívoca. Estas formarían parte de un núcleo de empresas mexicanas internacionalmente competitivas.

4. Liberalizar mercados de productos petrolíferos, gas natural y electricidad, dar fin

a monopolios de jure en este sector y desarrollar marcos e instituciones regulatorios modernos.

5. Abrir, de manera gradual y rigurosamente regulada, el sector energético a la

inversión privada, nacional e internacional.

6. Alentar la formación de personal técnico y gerencial altamente calificado, fortalecer la capacidad tecnológica de las empresas energéticas nacionales y adoptar mejores prácticas industriales.

La transformación de la industria petrolera supone cambios sobre múltiples

dimensiones, que tienden a reforzarse mutuamente. Algunos de ellos deben ser emprendidos de manera simultánea, mientras que otros presuponen una secuencia determinada. Para ilustrar la compleja forma como se vinculan algunos de los objetivos

66

propuestos se han escogido dos ejemplos: uno se refiere a una posible reestructuración de Pemex y el otro a la secuencia que deben seguir la liberalización de mercados y la apertura a la inversión privada.

Para mejorar el desempeño de la empresa petrolera estatal, es necesario modificar aspectos de su organización industrial y redefinir las reglas del juego al que está sujeta. La liberalización de mercados y el marco normativo que regula la competencia disciplinan el comportamiento de la empresa. Nuevas formas de gobierno corporativo y cambios en la integración vertical de la industria facilitan su control y mejoran su eficiencia. Las 4 áreas de acción consideradas en este caso están íntimamente interrelacionadas y son parte de un programa integrado de cambio, como se muestra en la gráfica 1. Estas son:

• Fortalecer el gobierno corporativo de Pemex y vigorizar las funciones de propiedad y de gestión

• Redefinir el alcance y las fronteras de Pemex para concentrar a la empresa en sus actividades estratégicas básicas y para redimensionarla

• Precisar la naturaleza y el ritmo liberalización al que se someterán sus mercados

• Establecer un marco regulatorio moderno que sustituya normas obsoletas y llene vacíos existentes.

Sobre el eje vertical pueden distinguirse las responsabilidades estatales de las funciones de mercado. En la coyuntura actual se necesita fortalecer al Estado y, al mismo tiempo, Gráfica 1 Transformación industrial

Integración vertical y horizontal

Liberalización de mercados

Gobierno corporativo

Cambio estructural

Organización industrial

Reglas del juego

Estado

Mercados

Regulación

67

desarrollar mercados de productos petrolíferos y de gas natural. Sobre el eje horizontal, puede identificarse la necesidad de nuevas reglas del juego, así como de nuevas estructuras organizativas en Pemex unas internas a la empresa y otras externas que condicionan su desempeño.

El control estatal de la industria petrolera se robustece al mejorar la eficacia del gobierno corporativo e introducir un marco regulatorio moderno. Asimismo, se impone una mayor disciplina competitiva al definir el ámbito de la empresa y reducir su nivel de integración vertical, y mediante la liberalización de los mercados. Desde otra perspectiva, los cambios en los órganos y mecanismos de gobierno de Pemex, y la modificación de sus fronteras, mejoran la efectividad de las estructuras organizativas de este agente estatal. A su vez, nuevos mecanismos reguladores y la liberalización del mercado renuevan el marco institucional. De esta manera la modernización de organizaciones e instituciones son la base en la que descansa la transformación de la industria petrolera mexicana. Es importante señalar que estas acciones no requieren un cambio constitucional. El esquema planteado permite ver con mayor claridad que los cambios de en la estructura y los procesos de gobierno corporativo deben ser vistos en el contexto más general de la transformación del gobierno de la industria. Es poco lo que se puede avanzar en la modernización del gobierno corporativo, y del otorgamiento de una mayor autonomía de gestión, sin cambios más amplios en materia de regulación. La composición y estructura de los órganos de gobierno son asuntos poco trascendentes sin una modificación de sus poderes de decisión y de la naturaleza de sus relaciones con el gobierno federal y con el sindicato petrolero. De las cuatro iniciativas propuestas, la liberalización de los mercados de productos finales constituye el principal motor del cambio. Por esta razón, el ritmo al que este avance asume una importancia crítica. Sin embargo, esta iniciativa por si sola es insuficiente para lograr la transformación deseada. Por ello, al evaluar estas iniciativas conviene analizar la contribución de cada una de ellas a la efectividad de las otras. Las autoridades pueden mejorar y ampliar el funcionamiento de los mercados promoviendo cambios jurídicos, regulatorios y administrativos. Estos le permiten contribuir al desarrollo del mercado, redefiniendo y acotando s su vez el papel del estado. La posibilidad de una conducción ordenada del cambio, que no ponga en riesgo el valor de enormes activos acumulados, dependerá del ritmo al que la liberalización proceda. Su modulación es un elemento clave del éxito de la estrategia de modernización. No hay una trayectoria única que conduzca del monopolio a la competencia regulada. La transición de una forma de organización industrial a otra estará determinada por las condiciones imperantes al inicio de la misma, las restricciones institucionales que limitan las opciones, el destino al que se aspira llegar y el tiempo del que se dispone. Será necesario evaluar los costos y beneficios de estrategias alternativas específicas. La ruta seleccionada necesita contar con la flexibilidad suficiente para hacer ajustes sucesivos. Desafortunadamente no se dispone de una cartografía precisa que guíe la transición. El cambio estructural presupone la liberalización de los mercados de productos finales y la eventual apertura a la inversión privada, pero no se agota en estas dos dimensiones. En la gráfica 2 se describen posibles senderos de liberalización e inversión que de alguna manera tipifican las principales posturas políticas en estas materias. En un extremo están quienes se oponen tanto a la liberalización del mercado como a la inversión privada en la

68

industria petrolera. Dicha postura está bien representada en la nueva legislatura, por lo que el punto A es una referencia relevante. El presente gobierno ha hecho una serie de propuestas que buscan alentar la inversión privada, pero que evitan ajustar los precios de los combustibles a sus costos de oportunidad, la senda B. En el pasado se propusieron reformas –como la del sector eléctrico- que avanzaban simultáneamente en ambas dimensiones, a un ritmo poco realista, -la trayectoria C. Por último se describe una alternativa –la D- que en un inicio privilegia la liberalización de los mercados de productos finales y eventualmente aborda con mayor vigor la apertura de la inversión. Esta parecería ser la secuencia lógica dado que el mercado es el que emite las señales que determinan la conducta del inversionista. Esta situación es más evidente en la industria de la refinación. Ningún particular invertirá en este sector si el Estado no le garantiza un rendimiento adecuado o sin un régimen creíble de precios regulados que reflejen costos de oportunidad en una economía abierta. Es necesario hacer hincapié en la credibilidad del régimen regulatorio como pre-requisito de la inversión privada. En el sector extractivo los precios relevantes son los del mercado internacional, aún cuando una parte de la producción se destine al mercado interno. La razón por la que se rezaga la apertura frente a la liberalización tiene que ver con el mayor plazo que suponen los cambios al régimen regulatorio y al régimen fiscal en la fase extractiva de la industria. Más adelante se aborda esta cuestión. Gráfica 2 Senderos alternativos de liberalización de mercados y apertura a la inversión privada en la industria petrolera

A. Mantenimiento del monopolio estatal

B. Propuestas de apertura sin desarrollo de mercados regulados

C. Estrategia de avance simultáneo sobre ambos frentes

D. Desarrollo de mercados como pre-requisito de la inversión privada

Liberalización del mercado

Apertura a la inversión privada

A

B

C

D

La re-estructuración y modernización de las actividades extractivas de la industria petrolera son tareas más complejas que las relativas a la industria de la refinación. Ésta

69

última es una actividad manufacturera como otras, a la que se debe dar un trato similar a las demás. Su objetivo central es la generación de un margen de utilidad. En cambio, la explotación de recursos no renovables busca captar la renta económica derivada de estos. La participación privada en ésta fase de la industria petrolera supone necesariamente compartir dicha renta. Por este motivo el marco regulatorio que determina el acceso a recursos propiedad de la nación, así como el régimen fiscal, cobran particular importancia y requieren precisión. Pemex ha gozado de un acceso exclusivo a cambio del cual fue sometido a un régimen fiscal confiscatorio, que lo ha descapitalizado. Las actuales reglas de acceso y las de carácter impositivo se limitan a distribuir los ingresos de los hidrocarburos entre diferentes ramas del propio Estado. El gobierno anterior pudo haber avanzado en el diseño de reglas modernas para aplicarlas, por ahora, a Pemex. Más adelante, se podrían aplicar, con unas cuantas modificaciones, a empresas particulares. Conviene recordar que el actual reglamento de trabajos petrolerotes obsoleto e inaplicable. El ente regulador que deberá crearse requerirá recursos humanos y experiencia profesional particularmente escasos en México. A éstas actividades normativas deben agregarse otras relacionadas al uso del territorio y al desarrollo regional. Independientemente de obstáculos de naturaleza política, pensar que se podría contar con inversión privada antes de 2010 es absolutamente iluso y es muy poco probable que esta se pudiera dar antes del final del próximo gobierno. Si la apertura a la inversión privada no llegara a darse en un plazo razonable, es de cualquier manera imperativo avanzar en la puesta al día del marco regulatorio.

Iniciativas estratégicas

Las iniciativas estratégicas que a continuación se plantean suponen un complejo trabajo técnico, una intensa tarea política y una carga legislativa importante. Sin embargo, es mucho lo que el poder ejecutivo puede hacer por si mismo. Su primera obligación es contar con propuestas congruentes, integrales y detalladas en torno a las cuales puede intentar la construcción de los consensos básicos necesarios. Su preparación obliga a precisar los cambios requeridos y explorar puntos de coincidencia con diversas fuerzas políticas. Propuestas iniciales pueden corregirse, adecuarse y perfeccionarse a través del tiempo. Permiten también depurar y mejorar su fundamentación al identificar los desacuerdos fundamentales. Además, un portafolio de propuestas maduras es un capital que puede aprovecharse en coyunturas favorables difíciles de prever. La preparación de estas propuestas es un trabajo cuidadoso que absorbe una buena cantidad de tiempo. Las entidades responsables del sector público deberán iniciar su elaboración a la mayor brevedad. Sin embargo, deben estar conscientes que las actividades críticas de un posible cambio estructural difícilmente pueden realizarse en un periodo gubernamental y, que en el mejor de los casos, los beneficios del mismo se darían en periodos posteriores. En estas condiciones se requiere de una visión madura y responsable, y un verdadero compromiso de largo plazo para iniciar reformas que suponen costos políticos importantes y cuyos beneficios serán cosechados más adelante, por otros gobiernos.

1. Política energética congruente con otras políticas públicas de largo plazo, que dé un claro sentido de dirección estratégica, proponga una nueva arquitectura

70

industrial, ofrezca nuevas formas de gobierno del sector energético y cuente con instituciones que hagan posible su instrumentación.

2. Reforma administrativa del Estado que sustituya la intervención directa del

gobierno por una de naturaleza indirecta, que establezca las reglas de operación de los mercados de hidrocarburos. Será también necesario hacer una revisión fundamental de la reglamentación de carácter general a la que están sujetas las empresas estatales, incluyendo el control presupuestal de las mismas, para restringir y encauzar la intervención administrativa y política del gobierno.

3. Reforma regulatoria del sector energético que guíe la transición de una estructura

monopólica a una de competencia regulada, contribuya a la creación de mercados y aliente el desarrollo de nuevos agentes económicos.

4. Fortalecimiento de los entes reguladores del sector energético mediante la

ampliación de su alcance, dotándolos de recursos técnicos y financieros adecuados, y garantizando su autonomía frente a intereses particulares y gubernamentales. Su ámbito debe abarcar toda la cadena de valor desde las actividades extractivas hasta los mercados de productos finales de la industria petrolera.

5. Diseño e instrumentación de un régimen fiscal competitivo capaz de capturar la

renta económica de los recursos del subsuelo y que en las actividades manufactureras y comerciales sea lo más parecido posible al que rige en otros sectores de la economía.

6. Ejercicio disciplinado de los derechos de propiedad sobre los recursos del

subsuelo y las empresas del Estado en el sector energético mediante una clara delimitación de responsabilidades gubernamentales, reglas claras de acceso a los recursos, así como nuevas estructuras y procesos de gobierno corporativo de las empresas estatales.

o o o o

Las autoridades y el Congreso están obligados a preservar y reformar a la industria

petrolera mexicana. El país tiene que hacer un uso más racional de su acervo de reservas de hidrocarburos, aumentar el volumen recuperado de ellas y, en la medida de lo posible, restituir la cantidad extraída, así como ampliar la dotación actual de reservas en el subsuelo. El sistema de refinación tiene que modernizarse para aumentar su eficiencia operativa y hacer rentables sus inversiones. Los funcionarios del Estado y los directivos de Pemex deberán reafirmar sus obligaciones fiduciarias de custodia leal del patrimonio petrolero nacional. La reestructuración de la industria debe ser precedida por la adopción de nuevos marcos regulatorios que codifiquen políticas públicas de largo plazo y el desarrollo de instituciones autónomas que garanticen el interés público. Uno de los propósitos centrales de la reforma energética es la introducción de una mayor

71

competencia en la industria. Nuevos actors y patrones de conducta producto de reglas del juego explícitas y más equitativas tendrán importantes efectos dinámicos. El cambio requerido deberá ser gradual para evitar la destrucción de valor económico. Necesita contar con un claro sentido de dirección y con la firme decisión de llevarlo a término. Sólo de esta manera será un proceso acumulativo que rinda los frutos esperados. Sus principales resultados se obtendrán a mediano y largo plazos. Esto, sin embargo, no disminuye la urgencia de actuar. Su largo periodo de gestación y maduración exige iniciarlo de inmediato.