Por: Armando Enriquez
En un artículo anterior decíamos que
si la reforma energética, misma que entonces no conocíamos, se centraba en sólo
permitir inversión privada en PEMEX, sería una reforma coja, ya que se requiere
que el sector energético se transforme de un esquema monopólico a uno de libre
competencia.
Ahora que conocemos la propuesta de reforma del gobierno federal, podemos
asegurar que, de ser aprobada en esos términos, será una reforma coja y
mediocre, una reforma que a pesar de prometer mucho, sólo vende humo.
Participación
del sector privado en exploración y extracción de hidrocarburos
En este punto, el gobierno cometió la gaffe de proponer que “el Artículo 27
Constitucional vuelva a decir lo que el Presidente Lázaro Cárdenas dejó
escrito, palabra por palabra”. Asimismo, propone modificar el Artículo 28
Constitucional, con el fin de eliminar los monopolios que ejercen PEMEX y CFE
en los mercados energéticos.[1]
La propuesta del gobierno es la de implementar la poco
práctica figura de los contratos de
utilidad compartida, mediante el cual el gobierno y las empresas
contratadas comparten los rendimientos netos resultantes de los ingresos
obtenidos por la comercialización en el mercado internacional de los
hidrocarburos extraídos, menos el costo de exploración y producción y los
derechos pagados al gobierno (la famosa renta petrolera).
Un esquema así requeriría de una puntual auditoría de
costos por parte del ente regulatorio (de manera preferente, de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos) con el fin de la determinación final de los
rendimientos a compartir entre las empresas y el gobierno; por tal motivo el
esquema es sumamente inusual, y no es implementado en los principales países
productores de crudo y gas, como Arabia Saudita, Estados Unidos, Canadá,
Emiratos Árabes Unidos, Noruega, Venezuela, Argelia o Brasil.[2]
Por el contrario, un esquema de licencias o concesiones sería más sencillo
de implementar, además de ser más atractivo para las empresas, dado un
escenario donde los principales bloques a asignar serían de recursos no
convencionales (shale oil/gas, tight gas,
coalbed methane) o aguas profundas, en donde se estima que están las
mayores reservas de hidrocarburos en México.[3]
Bajo un esquema de licencias o concesiones, el
concesionario paga regalías sobre los hidrocarburos extraídos en el bloque
licitado y la propiedad de los hidrocarburos se determina en boca de pozo.
Asimismo, las licencias brindan derechos comerciales para las empresas, con lo
que el gobierno sigue siendo el propietario original de los derechos minerales,
pero el concesionario es libre de comercializar y registrar en sus libros
contables las reservas probadas de los bloques asignados.
Un esquema de licencias tiene varias ventajas sobre uno
de contratos de utilidad compartida: es más sencillo de implementar, ya que
evita la discusión sobre los recursos para cubrir costos (cost oil/gas) y los recursos para cubrir utilidades (profit oil/gas). Además es mucho más
atractivo para las empresas, ya que tienen más atractivo que los contratos de
utilidad compartida, y ni que decir de los contratos integrales actuales
(véase, por ejemplo, el fracaso que ha resultado el esquema de asignaciones de
estos contratos en el activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como
Chicontepec).
Adicionalmente, el esquema propuesto por el gobierno
adolece de falta de transparencia y competencia en el proceso de asignación de
bloques. Mientras que en un esquema de licencias las empresas interesadas
participan en subastas para la asignación de bloques, siendo el ganador quien garantice
el mayor porcentaje de regalía para el gobierno (garantizando así la maximización
de la renta petrolera), el gobierno propone un esquema en el cual PEMEX
participaría en una llamada “ronda cero”, en el que la empresa paraestatal
escoja primero los bloques que considere más atractivos, dejando la explotación
de otros bloques a las demás empresas. Claramente un esquema así, además de ser
poco o nada atractivo para la inversión privada, no es transparente y resulta
anticompetitiva para el mercado de extracción.
¿Realmente
bajarán los precios del gas y la electricidad?
Uno de los beneficios más cacareados por el gobierno en
un escenario de reforma energética es el de la baja en los precios del gas
natural, y por consiguiente, el de la electricidad.
La razón es que, según el gobierno, una reforma
energética implicaría una mayor producción de gas natural y por consiguiente,
su precio bajaría, ya que “no se tendría que importar gas caro”. No hay razón
para pensar que esto sea así: un esquema de contratos de utilidad compartida no
garantiza que haya más producción de gas en pozos de gas no asociado (Burgos,
Jujo-Bellota), y mucho menos en yacimientos no convencionales o aguas profundas
(Aceite Terciario del Golfo, Cuencas de Tampico-Misantla y Sabinas, Lakach).
Adicionalmente, el precio del gas natural en México
depende del marcador de Norteamérica, conocido como Henry Hub. Dicho marcador
se ha mantenido en los últimos dos años muy cerca de los 3.50 dólares por
millón de BTU, pero esto no tiene que ser así en el futuro cercano. Los precios
futuros del marcador Henry Hub para los siguientes 3 años indican una clara tendencia
a la alza (Figura 1)
Fuente: Henry Hub Natural Gas Futures. CME Group al 24/11/2013
Más aún, actualmente existen proyectos para la
importación de gas natural por ducto que permitirán incrementar la capacidad de
importación en cerca de 2,860 millones de pies cúbicos diarios,[4] lo
que casi duplicaría la capacidad de importación actual (2,983 millones de pies
cúbicos diarios[5]).
Lo anterior incrementará la integración de los mercados
de transporte de gas natural en Estados Unidos y México, por lo que, de bajar
el precio del gas natural, se deberá a una baja en el marcador Henry Hub, y no
a la reforma energética.
Actividades
de downstream. El diablo está en los
detalles
Además de la participación de privados en las actividades
de exploración y extracción de hidrocarburos (actividades en conjunto conocidas
como upstream), la propuesta del
gobierno incluye el otorgamiento de permisos para las actividades de
refinación, procesamiento de gas húmedo y amargo y transporte de hidrocarburos
distintos al gas natural, actividades en conjunto conocidas como downstream (el transporte de gas natural
es una actividad no exclusiva de PEMEX desde 1995).
Esta propuesta es una mejora en sí misma respecto de la
situación actual, pero como siempre, el diablo está en los detalles. La promesa
por parte del gobierno de “no privatizar un solo tornillo de PEMEX”, además del
enorme poder corruptor del Sindicato Petrolero impedirán que la paraestatal se
desprenda de los activos que la harían un jugador dominante en los mercados de
la refinación, el procesamiento de gas y el transporte de hidrocarburos. Bastan
dos ejemplos para ilustrar este punto.
Como mencionamos anteriormente, el transporte de gas
natural se encuentra abierto a la participación de privados desde 1995; sin
embargo, Pemex-Gas y Petroquímica Básica tiene el monopolio del procesamiento
de gas, además de una posición dominante en la capacidad de transporte por
ducto. Ello ha inhibido la participación de jugadores privados en dicho mercado
(crecimiento de la red de ductos de 18.3% desde 1995), lo que ha ocasionado la
saturación de la red de transporte de gas natural.[6]
Ello ha ocasionado un grave desabasto de gas natural, por
lo que Pemex-Gas y Petroquímica Básica tuvo que recurrir a la importación de
gas natural licuado por vía marítima, a precios aproximadamente 5 veces más
altos respecto del gas importado por ducto desde Estados Unidos (3.5 vs 16.5
dólares por millón de BTU).
Un esquema ideal para terminar con esta posición
dominante de Pemex-Gas y Petroquímica Básica es vender sus centros procesadores
de gas natural o su red de ductos, y subastarlos de manera tal que se asegure
la libre concurrencia y competencia entre agentes. Asimismo, y ésta sí es una
propuesta del gobierno, Pemex-Gas y Petroquímica Básica tendría que dejar de
ser el gestor de la red de ductos, con lo que se eliminaría el triple papel que
actualmente tiene (productor, gestor y transportista). Sin embargo, esto parece
poco probable, dada la promesa gubernamental de “no privatizar un solo tornillo
de PEMEX”.
Por otra parte, queda la duda de si las empresas
interesadas en la refinación o procesamiento de gas para la producción de
insumos petroquímicos (si es que las hay dado el esquema de contratos de
utilidad compartida que no da certeza sobre la comercialización del crudo y el
gas extraídos), tendrán que contratar al
personal de Sindicato Petrolero. Hay razones para creer que así será, dada la
reciente experiencia de la asociación entre Mexichem y Pemex-Petroquímica en un
proyecto de integración de la cadena cloro-sal-monocloruro de vinilo para
fabricar tubos de PVC. En esta asociación, el Sindicato se aseguró la
contratación de sus agremiados de manera posterior a la firma de la asociación,
lo que de hecho inhibirá la posible inversión privada en este tipo de proyectos
de downstream.
Conclusión
El sector de hidrocarburos en México vive una situación
desastrosa: monopolio gubernamental, altos niveles de corrupción, prácticas
indebidas no sancionadas de manera puntual por los órganos reguladores
(Comisiones de Competencia, Hidrocarburos y Reguladora de Energía), y mercados
no integrados, lo que sin duda incide de manera negativa en el bienestar de los
consumidores.
Una reforma energética en el sector hidrocarburos debería
ir en el sentido de terminar con dicha situación; sin embargo, la reforma
propuesta por el gobierno está lejos de revertirla, por los argumentos
previamente realizados. Este escrito pretende, de manera modesta, contribuir a
la discusión pública para lograr una reforma en hidrocarburos que en realidad
haga que el mercado energético en México sea competitivo, profundo y bien
regulado, en beneficio de los consumidores. Por lo pronto la actual reforma energética
propuesta sólo vende humo.
[1] “Reforma
Energética”. Gobierno de la República http://cdn.reformaenergetica.gob.mx/Reforma19Nov.pdf
[2] “World Rating
of Oil and Gas Terms”, PFC Energy, Van
Meurs Corporation and Rodgers Oil and Gas Consulting, 2011.
[3] “Tecnhically Recoverable
Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41
Countries outside the United States”. Energy
Information Administration, junio de 2013.
[4] “Gasoducto
Sásabe-Guaymas”. CFE
http://www.cfe.gob.mx/Proveedores/3_Licitacionesprincipales/Paginas/Gasoducto-Sasabe-Guaymas.aspx y “Detalla
Pemex avances del gasoducto Ramones Fase I”, La Crónica
[5] “Prospectiva
del Mercado de Gas Natural 2012-2026”. Secretaría de Energía.
[6] “Reforma
Energética”. Gobierno de la República http://cdn.reformaenergetica.gob.mx/Reforma19Nov.pdf
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