Reforma de infarto

La reforma energética que discute el Senado ha dado giros y sobresaltos peligrosos para las afecciones coronarias.  

Al deshacer y recomponer toda la industria de hidrocarburos y electricidad del país, deja a Pemex -y sus dinosaurios- en un estado propicio al infarto. 

La reforma abre por completo el sector energético a privados nacionales y extranjeros mediante contratos de licencias y pagos con petróleo. 

Además quita a Pemex el control de licitaciones, contratos, dinero y ductos. 

Mala noticia para quienes hicieron acuerdos con las empresas privadas y otorgaron contratos bajo reglas que se controlaban muchas veces en las regiones petroleras, bajo constantes acusaciones de corrupción.

Pero también lo es para quienes buscaban que Pemex se fortaleciera: la reforma hace que la paraestatal ya no controle sus ganancias, le elimina el estatus de organismo descentralizado, y le obliga a probar sus méritos para quedarse con las zonas petroleras que hoy explota. 

Como paradoja del destino, el futuro de Pemex queda en manos de quien ha sido uno de sus más acérrimos críticos, el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda. 

De ser un organismo técnico que prácticamente tenía que rogarle a la petrolera por información, cuyos dictámenes constituyeron casi la única crítica sistémica que recibió Pemex en su historia, pasará a ser su juzgador. 

La secretaría de Energía, por conducto de la CNH, regirá la industria, decidirá dónde se inicia un proyecto petrolero, qué tipo de contrato de aprueba para cada yacimiento, cómo se va a licitar, quién se quedará con el contrato y cómo se está operando. 

Claro, también la CNH firmará los contratos.

El edificio de la Comisión en el sur de la Ciudad de México se convertirá en el epicentro de interés de las petroleras internacionales, las cuales podrán firmar contratos de utilidad compartida, riesgo compartido y licencias, con posibilidad de registrar las reservas como activos de sus empresas.

Todo esto si las Cámaras autorizan las modificaciones a los artículos constitucionales 25, 27 y 28 en la propuesta que acordaron el PRI y el PAN antes de hacerla pública.

Debaten ‘refritos’

Para justificar que México necesita entrar urgentemente a la industria del gas de lutitas (shale) usan un informe de la Agencia de Información Energética de EU

La propuesta de reforma que debaten las comisiones en el Senado, tiene bases de refrito. 

Plantea un análisis de las tres propuestas hechas por el PRI, el PAN y el PRD, las cuales se sustentan en información desactualizada y no propia. 

Por ejemplo, como fundamentación para justificar por qué México necesita entrar urgentemente a la industria del gas de lutitas (shale) usan un informe de la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) el cual afirma que México tiene la cuarta reserva más grande del mundo fuera de EU de este recurso.

Pero el reporte más reciente de ese organismo –fechado en junio de este año- degradó a México en ese ranking y ahora lo coloca como el sexto lugar mundial. 

Otro de los puntos medulares que justifican en el documento la entrada de los capitales privados son los contratos en aguas profundas. 

El dictamen retoma las cifras de pozos perforados en Estados Unidos y México durante el mismo periodo. Asegura que esa diferencia numérica demuestra que México debe darse prisa por aumentar su nivel de perforación.

Los senadores olvidaron, sin embargo, hacer un análisis de efectividad por pozo, la cual muestra que en relación al total de pozos perforados en aguas profundas en la parte mexicana y estadounidense del Golfo, los nacionales han tenido mejores resultados. 

Con esas bases, coloca un diagnóstico que no corresponde a las soluciones que plantea en las reformas constitucionales.

Soluciones privadas

En aguas profundas Pemex requeriría 10 veces más recursos de los actuales para alcanzar la inversión de Estados Unidos

El documento divulgado el sábado plantea que los tres principales desafíos que tiene México para detonar su industria petrolera son: elevar la capacidad de ejecución de proyectos de Pemex y del Estado, aumentar la capacidad de inversión y cubrir el riesgo económico de la industria, e incrementar la transferencia tecnológica.

La solución a todos, plantea, está en la inversión privada. Sin que exista ningún apartado en el dictamen que justifique por qué la solución está en la privatización del sector, se limitan a anunciar que esa ha sido la “experiencia internacional”.

Tampoco se analiza en ninguna de las páginas una propuesta alternativa que valore la posibilidad de aumentar la producción obteniendo recursos propios, comprar la tecnología que se requiere, o modificar el modelo simplemente cambiando el diseño institucional. 

Como puntos medulares que deben resolverse con esta reforma constitucional, varios de los apartados del documento están dedicados a las aguas profundas, los yacimientos no convencionales (como el shale) y los campos maduros. 

De estos campos, cuya regulación se modificó en 2009 con la firma de contratos incentivados, argumentan que “aún no se cuenta con proyectos de recuperación terciaria o mejorada, que permitirían incrementar el factor de recuperación de petróleo”. 

Esta recuperación, sin embargo, es la que se ha promovido mediante los contratos con privados que se han firmado en este tipo de campos desde 2010.

En aguas profundas “Pemex requeriría 10 veces más recursos de los actuales para alcanzar los niveles de inversión que registra Estados Unidos en las aguas profundas del Golfo de México”.

A continuación usan el mismo argumento que planteó el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, durante la presentación de la iniciativa de Enrique Peña Nieto en agosto: “la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas oscila entre el 20 y el 50 por ciento, en función del área que se trate. Esto implica que por cada 100 pozos exploratorios se pierden, en promedio, entre 14 mil y 8 mil 750 millones de dólares en pozos secos. 

“De ahí que para lograr compensar tales pérdidas se requiere invertir y diversificar las actividades exploratorias a gran escala para reducir el riesgo, situación que no lo permite la solvencia económica del Estado mexicano”.

Implícitamente, la iniciativa establece que Pemex sí participaría en aguas profundas pero con la misma inversión que tiene hasta ahora, la cual no ha redituado en un solo barril de petróleo certificado.

En el caso de las lutitas, también hacen un análisis no actualizado en los costos. Plantean que un pozo de lutitas cuesta entre 8 y 10 millones de dólares.

Pero los pozos que se han abierto en el norte del país han costado a Pemex hasta 20 millones de dólares. 

Esto implica que si Pemex entra a este negocios con costos al doble de lo que el propio gobierno prevé para los privados, también quedaría desplazado de estos proyectos, por considerarlos insolventes. 

Para argumentar a favor de la privatización de las refinerías, se limitan a decir que “las instalaciones de Pemex tienen reducidos niveles de eficiencia operativa y márgenes de rentabilidad negativos” y su capacidad de refinación es “limitada”. 

Tampoco en este caso se hace análisis alguno que pudiera llevar al fortalecimiento de este sector. 

Aluden al transporte de productos petroquímicos por tierra en carro-tanques y auto-tanques, el cual califican como “poco eficiente y con un costo elevado”. 

En este caso la solución planteada es aumentar la red de gasoductos pero, nuevamente, indican que Pemex no tiene dinero suficiente para hacerlo.

Un contenido confuso 

> Los pozos de explotación de shale o lutitas que se han abierto en el norte del país han costado a Pemex hasta 20 millones de dólares, según han declarado los propios consejeros de la paraestatal

> Plantean que un pozo de lutitas cuesta entre 8 y 10 millones de dólares

> Aluden al transporte de productos petroquímicos por tierra en carro-tanques y auto-tanques, el cual califican como “poco eficiente y con un costo elevado”

> Después del análisis pesimista, el documento califica a Pemex y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como “baluartes del desarrollo nacional”

> No destaca la mala administración, corrupción ni errores de estrategia

> Solo dicen brevemente que “las operaciones productivas, financieras y contractuales de Pemex y CFE son proclives a actos de corrupción”

Si se aprueba … 

¿Qué pasaría si las Cámaras autorizan las modificaciones a los artículos constitucionales 25, 27 y 28 contenidas en la propuesta que acordaron el PRI y el PAN?

> Pemex sí participaría en aguas profundas pero con la misma inversión que tiene hasta ahora, la cual no ha redituado en un solo barril de petróleo certificado

> Todos los ingresos petroleros, a excepción de las contribuciones, serán recibidos y administrados por un fondo soberano nombrado Fondo Mexicano del Petróleo, que se manejará a través del Banco de México y tendrá una dirección compuesta por cinco miembros

> Se abre la puerta para que la Secretaría de Energía, por conducto de las licitaciones que operará la CNH (Comisión Nacional de Hidrocarburos), determine en cada caso qué modelo de contrato se usará

> La CNH regirá la industria, decidirá dónde se inicia un proyecto petrolero, qué tipo de contrato de aprueba para cada yacimiento, cómo se va a licitar, quién se quedará con el contrato y cómo se está operando

> La “determinación de la velocidad adecuada de extracción de los hidrocarburos” queda como un objetivo a mediano y largo plazo

> El abaratamiento del costo de la electricidad queda relegado a un objetivo de largo plazo 

> Los contratos en los que los privados se quedarían con la totalidad del petróleo extraído, pueden durar entre 7 y 30 años. En los yacimientos de shale se firmarán por 40 años

> Cuando Pemex elija contratar con particulares la CNH hará la licitación y decidirá con cuál particular se asocia la petrolera

> El “contenido nacional” mínimo, que deben tener estos contratos con particulares se queda en suspenso, ya que lo envían a su análisis en las leyes secundarias

> En un plazo de cuatro meses después de la reforma, el presidente creará el Centro Nacional de Control del Gas Natural y Centro Nacional de Control de Energía, que operarán la red de ductos y electricidad

> Una opción plantea que empresa privada cubrirá los costos de las mismas ganancias. Si hay un excedente se dividirá entre ellos y el Estado

> La reforma haría que la paraestatal  ya no controle sus ganancias, le elimina el estatus de organismo descentralizado, y le obliga a probar sus méritos para quedarse con las zonas petroleras que hoy explota

Ambigüedades y contradicciones

A pesar de que ya con la reforma hacendaria se modificó el régimen fiscal de Pemex, que es apuntado en el dictamen como el punto fuerte de su mal desempeño, ello no impide que se desplace a la paraestatal del control de la industria. 

En su revisión de la crisis que motiva la reforma, los proponentes del dictamen escriben que una de las causas de la declinación de la producción fue la explotación acelerada de los hidrocarburos.

Paradójicamente, como objetivos a corto plazo proponen que la inversión privada “refuerce la velocidad de ejecución de los proyectos de infraestructura”.

La “determinación de la velocidad adecuada de extracción de los hidrocarburos” queda como un objetivo a mediano y largo plazo.

Es decir, que se regularía después de haber otorgado los primeros paquetes de contratos que podrían durar hasta 40 años. 

El abaratamiento del costo de la electricidad queda relegado a un objetivo de largo plazo. Esta fue la principal promesa social de la reforma propuesta por Peña Nieto. 

Riesgo… ¿compartido?

Se presentan tres opciones de concesiones, una propone que los contratos para extracción

de petróleo podrían alargarse hasta por 30 años, los de gas shale por 20 años 

Las modificaciones constitucionales abren la puerta para que la Secretaría de Energía, por conducto de las licitaciones que operará la CNH, determine en cada caso qué modelo de contrato se usará.

La gama incluye tres opciones. 

La primera es la que propuso Peña Nieto: los contratos de utilidad compartida, los cuales se pagan con un porcentaje de las ganancias.

Se seleccionará al contratista mediante una licitación pública y el criterio de elección será para el contratista que pida un porcentaje menor como pago. 

El contratista ganará de acuerdo al costo de extracción y precio del crudo en el mercado, y podrá registrar en su contabilidad solo el pago que recibirá.  

La empresa privada cubrirá los costos de las mismas ganancias. Si hay un excedente se dividirá entre ellos y el Estado. 

La segunda opción es el contrato de riesgo compartido, conocido en inglés como joint venture. En éstos “se compromete un porcentaje de la producción obtenida como retribución”. Esto es: se paga con petróleo.

La selección del licitante ganador será para el que pida menor cantidad de petróleo, pero los ganadores “pueden registrar como activos para efectos contables, las reservas de crudo”.

Esto implica que en la contabilidad de las empresas no puede estar el crudo en el subsuelo, pero sí cuenta como sus reservas todo lo que se espera extraer. 

El tercer modelo, al que nombran como “licencias”, no lo explican como los anteriores, sino que usan como ejemplo a las empresas petroleras de Colombia y Perú.

Según esta explicación, que se entiende aplicará para México pero no se escribe explícitamente como en los dos casos anteriores, el contratista debe hacer un mínimo de inversiones durante la exploración.

“Una vez realizado el descubrimiento, el contratista elabora un plan de desarrollo y es el que proporciona y es responsable de todos los recursos técnicos y económicos financieros que se requieran para la ejecución de las operaciones”.

Cuando se extrae el petróleo, la empresa se lo queda en su totalidad y le paga una “regalía” al Estado. 

Estos contratos en los que los privados se quedarían con la totalidad del petróleo extraído, pueden durar entre 7 y 30 años. En los yacimientos de shale se firmarán por 40 años.  

La iniciativa no establece ningún método para calcular cuál es el mínimo de regalías que la Nación va a recibir en esos años,  por este tipo de contratos. 

Al igual que sucede actualmente en México con la minería, los contratos de “licencias” tendrían que disponer de un permiso ambiental para la explotación de los yacimientos. 

Como medida de transparencia establecen que los contratos serán públicos y su contenido se podrá revisar. Tendrán auditorías externas y se deberá publicar cuánto han pagado el Estado y los privados durante su desarrollo. 

En los cuatro meses posteriores a que se aprueben estas leyes, el Congreso deberá emitir una ley que regule la geotermia, y crear una Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos.

Pierde la autonomía 

Todos los ingresos petroleros eran recibidos y administrados por un fondo soberano nombrado Fondo Mexicano del Petróleo

Como primer paso después de la aprobación constitucional, Pemex deberá someter todos sus proyectos a una “ronda cero” sobre sus proyectos de exploración y explotación.

La decisión para que se dejen estos proyectos en manos de la petrolera recaerá en la CNH.

Podrá mantener los proyectos de exploración durante tres años, prorrogables solo a otros dos. Luego de eso debe demostrar que tiene capacidad de cumplir con su plan de exploración para retenerlos. 

“De no cumplirse con el plan de exploración, el área en cuestión deberá revertirse al Estado”, establece el dictamen.

Los campos que Pemex está explotando podrá quedárselos, en principio, avalados por un “plan de desarrollo” que incluya descripciones de los trabajos e inversiones a realizar.

Cuando Pemex elija contratar con particulares la CNH hará la licitación y decidirá con cuál particular se asocia la petrolera. 

El “contenido nacional” mínimo, que deben tener estos contratos con particulares se queda en suspenso, ya que lo envían a su análisis en las leyes secundarias. 

Esta parte ha sido uno de los puntos principales que ha cuidado Brasil en su apertura energética. 

También dejan para la regulación secundaria las medidas anticorrupción y las sanciones que podrían recibir los funcionarios.

Todos los ingresos petroleros, a excepción de las contribuciones, serán recibidos y administrados por un fondo soberano nombrado Fondo Mexicano del Petróleo, que se manejará a través del Banco de México y tendrá una dirección compuesta por cinco miembros. 

El principal de ellos será el secretario de Hacienda, Luis Videgaray, pues él será quien dirija el comité técnico que integrará también al secretario de Hacienda, el gobernador del Banco y dos “independientes” propuestos por Peña Nieto y ratificados por el Senado. 

En un plazo de cuatro meses después de la reforma, el presidente creará el Centro Nacional de Control del Gas Natural y Centro Nacional de Control de Energía, que operarán la red de ductos y electricidad.

Tres tipos de contrato a empresas privadas

1: Utilidad compartida
> Se pagan con un porcentaje de las ganancias
> Se selecciona, por medio de licitación, al contratista que pida un porcentaje menor como pago
> El contratista gana de acuerdo al costo de extracción y precio del crudo en el mercado
> La empresa privada cubre los costos de las mismas ganancias, si hay excedente lo dividen con el Estado.

2: Riesgo compartido
> Conocido en inglés como joint venture
> Se pagan con petróleo
> Se selecciona, por medio de licitación, el que pida menor cantidad de petróleo
> Los ganadores pueden registrar como activos para efectos contables, el contrato y las expectativas de extracción

3: Licencias
> Hace un mínimo de inversión durante la exploración
> Proporciona y es responsable de todos los recursos técnicos y económicos financieros que se requieran
> La empresa se queda todo el petróleo, pagando regalías al Estado
> Duran entre 7 y 30 años, 40 los yacimientos de shale
> No se establece cuál es el mínimo de regalías que la Nación va a recibir