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Competitividad, desarrolloy sector energéticoCompetitividad, desarrolloy sector energético
“Cumplimos 6 años de trabajo”Abril 2008Abril 2008
Diagnóstico: Situación de PEMEX
Síntesis de Iniciativas del EjecutivoFederal en Materia Energética
Situación de la competitividad enMéxico 2006: Puntos de Inflexión -Sector Energético
Regulación, empresas paraestatalesy reforma energética
El Modelo petrolero noruego y susbeneficios
El mercado de futuros del petróleo
El Desmantelamiento de PEMEX
Ingresos Petrolizados
La Reforma energética factible
Resumen EjecutivoDiagnóstico: Situación de PEMEX
Síntesis de Iniciativas del EjecutivoFederal en Materia Energética
Situación de la competitividad enMéxico 2006: Puntos de Inflexión -Sector Energético
Regulación, empresas paraestatalesy reforma energética
El Modelo petrolero noruego y susbeneficios
El mercado de futuros del petróleo
El Desmantelamiento de PEMEX
Ingresos Petrolizados
La Reforma energética factible
Resumen Ejecutivo
El Comité de Competitividad y el Centro de EstudiosSociales y de Opinión Pública
COMPETITIVIDAD, DESARROLLO Y SECTOR
ENERGÉTICO Diagnóstico: Situación de PEMEX Resumen Ejecutivo Secretaría de Energía - PEMEX
Síntesis de Iniciativas del Ejecutivo Federal en Materia Energética
Situación de la competitividad en México 2006: Punto de Inflexión – Sector Energético Instituto Mexicano para la Competitividad
Regulación, empresas paraestatales y reforma energética Francisco Xavier Salazar
El Modelo petrolero noruego y sus beneficios Javier H. Estrada
El mercado de futuros del petróleo Benjamín García Páez
El desmantelamiento de PEMEX David Ibarra
Ingresos Petrolizados Emilio Caballero Urdiales
La Reforma energética factible Francisco Rojas
DIAGNÓSTICO: SITUACIÓN DE PEMEX RESUMEN EJECUTIVO Secretaría de Energía - Pemex
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Marzo 2008
RESUMEN EJECUTIVO1
Petróleos Mexicanos (Pemex) es un organismo público descentralizado, responsable de
realizar, de manera exclusiva, las actividades estratégicas en materia de hidrocarburos,
reservadas en la Constitución para el Estado mexicano. Es una empresa integrada, por lo
que participa en toda la cadena de valor de la industria (exploración y producción;
refinación de crudo; procesamiento de gas y petroquímicos básicos; y, producción de
algunos petroquímicos secundarios) además de cumplir con la función de satisfacer 100%
de la demanda de petrolíferos. Con base en las directrices de la Secretaría de Energía,
Pemex realiza dichas actividades con el objetivo de maximizar el valor económico de largo
plazo de los hidrocarburos para el país.
Pemex pasó de ser la sexta empresa petrolera más importante del mundo en 2004 a
ser la onceava en 2007. Para que Pemex continúe siendo un factor fundamental en el
desarrollo de México y pueda superar los nuevos retos que se le presentan, es necesario
realizar los cambios que le permitan hacerles frente con éxito.
En este sentido, Pemex deberá, entre otras acciones:
Administrar eficientemente la declinación de los principales
yacimientos;
Sustituir esa declinación con hidrocarburos provenientes de cuencas de
mayor complejidad;
Sostener a mediano plazo la plataforma de producción;
Reducir la participación de las importaciones en la oferta de productos
petrolíferos;
Incrementar la productividad y mejorar su desempeño operativo;
Mejorar sus mecanismos de fiscalización, transparencia y rendición de
cuentas sin que obstaculicen su operación y funcionamiento;
Mejorar sus estándares de seguridad industrial y de protección
ambiental;
Incrementar las reservas probadas con el fin de sostener los niveles de
producción en el mediano y largo plazo; y,
Corregir sus desequilibrios financieros de manera que se garantice su
viabilidad.
1 Este documento es un resumen de la publicación “Diagnóstico: Situación de Pemex”. Todas las advertencias y notas
precautorias utilizadas por Petróleos Mexicanos aplican a este documento (para cualquier aclaración, favor de consultar la página de Internet de Pemex en www.pemex.com/notaprecautoria).
2
El reto de PEMEX no es sólo financiero, sino fundamentalmente operativo,
tecnológico y de capacidad de ejecución. Esto implica mayor eficiencia en la gestión de las
inversiones, en la operación de la empresa, y en su gestión corporativa. Asimismo, necesita
desarrollar las habilidades para administrar e incorporar tecnología de punta, así como
fomentar el entrenamiento correspondiente para sus trabajadores y empleados. Para lograr
lo anterior, se requieren adecuaciones en su marco regulatorio.
1. Experiencia internacional
Todos los países que cuentan con empresas petroleras nacionales, han promovido cambios
a sus modelos de organización industrial para fortalecerlas, dándoles flexibilidad operativa
en diversos ámbitos y permitiendo esquemas modernos y efectivos de colaboración con
terceros, con el objeto de acceder al conocimiento y al desarrollo tecnológico que les
permita maximizar el valor de la renta petrolera. Asimismo, la experiencia en otras latitudes
indica que este esfuerzo se traduce en una mayor contribución del sector petrolero a la
economía y constituye una palanca para el desarrollo nacional y el bienestar social.
2. Retos operativos
Pemex enfrenta retos considerables en cada una de sus líneas de negocio. La necesidad de
enfrentar varios de ellos de forma simultánea, permite dimensionar la magnitud del
esfuerzo por realizarse.
2.1 Exploración y producción
Reservas.
Las reservas de hidrocarburos vienen disminuyendo desde mediados de los ochenta.
Durante 2002-2007, único periodo con el que se cuenta con una metodología homogénea,
el acervo de reservas de hidrocarburos disminuyó gradualmente como resultado de una baja
incorporación de nuevas reservas.
3
EVOLUCIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS (1982-2007)2
(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Reservas al 31 de diciembre de cada año.
Fuente: Pemex.
Mientras que en 2002 las reservas probadas eran 20.1 miles de millones de barriles de
petróleo crudo equivalente (MMMbpce), lo que correspondía a 13 años de producción, en
2007 éstas eran sólo 14.7 MMMbpce, lo que significa que el país cuenta con reservas
probadas para 9.2 años a los ritmos actuales de extracción.
La caída en las reservas en este periodo sumó 5.4 MMMbpce, lo que representa una
disminución de 27%. Cabe destacar que los niveles de reservas de México son auditados
por empresas externas, especialistas en el tema, que cumplen con las especificaciones
internacionales.3
2 En 1998 Pemex adoptó la metodología y criterios aprobados por la Society of Petroleum Engineers en el World
Petroleum Congress. En 2002, Pemex adoptó los criterios de la Securities and Exchange Commission de los Estados
Unidos de América (SEC) para la definición de reservas probadas y su estimación se aplicó de manera retroactiva
desde 1998. Cabe mencionar que la aplicación de estos criterios no modificó la estimación de la reserva total o 3P,
sino que sólo modificó su composición, disminuyendo las reservas probadas y aumentando las reservas probables y
posibles.
3 Netherland, Sewell International, DeGolyer and McNaughton y Ryder Scout Company, son las empresas que se
encargan de la certificación de las reservas de Pemex y de las principales empresas petroleras del mundo.
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1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
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1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
Probadas Probables Posibles
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Producción.
Por otra parte, en términos de valor y en lo relativo a renta económica, la declinación en la
producción de crudo dista mucho de poder ser compensada con el aumento en la oferta de
gas. La disminución de la producción registrada desde 2005, que a la fecha acumula una
caída de 300 mil barriles diarios (Mbd), significa que México dejó de obtener en los
últimos 3 años en forma acumulada ingresos por ventas del orden de 10 mil millones de
dólares, considerando el precio del petróleo promedio anual del periodo.
La estrategia para mantener los niveles de producción en el corto y mediano plazos,
y mejorar sustancialmente la tasa de restitución de reservas probadas, debe considerar
cuatro elementos:
Descubrimientos de nuevos campos a partir de recursos prospectivos;
Puesta en producción de nuevos campos;
Desarrollo de campos con reservas probables y posibles;
Optimización de costos de producción, descubrimiento y desarrollo; y,
Administrar eficientemente la declinación de los yacimientos en
explotación.
Prospectiva.
En lo que respecta a las reservas probadas, se observa que 83% de éstas se encuentran en
campos en franca declinación o cerca de alcanzar su punto inicial de declinación. Esto se ha
traducido en la caída en la producción de crudo ya mencionada. La única región que no
presentará declinación en el mediano plazo es Chicontepec, debido a que se trata de un
proyecto en etapa inicial.
En términos de producción de crudo, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Samaria Luna,
Marina Suroeste y Bellota Jujo aportarán en 2008 el 92% de la producción total. La
trayectoria de declinación de estos activos indica la relevancia y urgencia de buscar
proyectos alternativos que permitan sostener los niveles de producción actuales.
Para 2012 la producción de estas cuencas habrá disminuido en cerca de 800 mil
barriles diarios; para 2018, en 1.5 millones de barriles diarios; y para 2021, en 1.8 millones
de barriles diarios. Esto, ya considerando incrementos en las tasas de recuperación.
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DECLINACIÓN EN LA PRODUCCIÓN CON RESPECTO A 2008
(Miles de barriles diarios)
Activos 2012 2018 2021
Cantarell 565 964 1,010
Ku-Maloob-Zaap 0 189 295
Resto 212 380 492
Total 777 1,533 1,797 Fuente: Pemex
Ante esta realidad, existen cuatro áreas de explotación petrolera en las que se deberá
trabajar para mantener la plataforma de producción en el mediano plazo:
Exploración y desarrollo de los recursos prospectivos en las cuencas del
sureste;
Explotación de campos abandonados;
Desarrollo del paleocanal de Chicontepec; y,
Exploración y desarrollo de las aguas profundas del Golfo de México.
2.1.1 Cuencas del sureste
Estos recursos prospectivos, se ubican en las zonas donde tradicionalmente Pemex ha
llevado a cabo actividades de exploración y explotación, como son el sureste terrestre y las
aguas someras de Campeche y Tabasco. Se anticipa que los costos de producción que se
observarán serán superiores a los que actualmente se registran en esa región, ya que no se
espera descubrir nuevos yacimientos gigantes o súper gigantes, como Cantarell.
Se estima que estas cuencas lograrían producir alrededor de 700 mil barriles diarios
hacia el 2021.
1,797 Mbd
777 Mbd
1,533 Mbd
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2.1.2 Campos abandonados
Entre las fuentes adicionales de petróleo, es necesario hacer referencia al potencial de los
campos abandonados. En efecto, Pemex debe aprovechar el crudo adicional que se puede
aportar, producto de la reactivación de los campos abandonados o en proceso de abandono.
No obstante, debe aclarase que estos campos sólo contribuirían marginalmente a aumentar
la producción de hidrocarburos en los próximos años y por un periodo corto. Su
explotación obedece más bien a la conveniencia de maximizar la recuperación de
hidrocarburos de esas áreas. Se estima que la producción incremental promedio por este
concepto sería del orden de 23 mil barriles diarios en 2021.
Una vez descontada la aportación potencial de las cuencas del sureste y la aportación
marginal de los campos abandonados, resta identificar los proyectos adicionales que
permitirán compensar la pérdida remanente de producción de poco más de un millón de
barriles diarios que se tendría para 2021, derivado de la declinación de campos maduros ya
mencionada.
2.1.3 Chicontepec
El paleocanal de Chicontepec fue descubierto en 1926 y no fue sino hasta 2001 que se
inició con su explotación. A siete años de entonces la producción de la región es de 30 mil
barriles diarios.
Los yacimientos de Chicontepec se caracterizan por su bajo contenido de
hidrocarburos, baja permeabilidad y baja presión, por lo que la productividad de los pozos
es reducida. Además, la cuenca representa un reto social y ecológico de dimensiones
importantes.
Convertir a Chicontepec, en una cuenca que pueda producir alrededor de 550 a 600
mil barriles diarios (Mbd) hacia el año 2021, requerirá del desarrollo y administración de
tecnologías específicas que incrementen significativamente la productividad por pozo,
controlando al máximo los costos. En cualquier caso, se estima que los costos de desarrollo
y producción por barril serán significativamente superiores al promedio actual.
Además de superar el reto tecnológico, será fundamental multiplicar la actual
capacidad de ejecución. Se estima que para alcanzar una producción cercana a los 600
Mbd, se requerirá perforar un promedio de mil pozos al año tan sólo en esa área. Esto
7
significa una y media veces el número total de pozos que se perforaron en 2007 en el total
de las cuencas del país.
Considerando el desarrollo de Chicontepec y de los recursos prospectivos de las
cuencas del sureste, entre 2008 y 2021 se requerirían perforar más de 17,000 pozos, número
similar al que Pemex ha perforado a lo largo de toda su historia, pero en una tercera parte
del tiempo.
En conclusión una política de explotación de hidrocarburos que se concentre en el
desarrollo únicamente de Chicontepec y de las cuencas del sureste, sería insuficiente para
sostener la plataforma de producción actual. Aun logrando ejecutar con éxito estos dos
proyectos, se tendría un déficit de alrededor de 500 mil barriles diarios hacia el 2021;
este déficit, valuado a precios actuales, equivale a más de 14 mil millones de dólares
anuales. Por lo tanto, iniciar el desarrollo de las aguas profundas es fundamental.
PRODUCCIÓN DE CRUDO REQUERIDA DE NUEVAS ÁREAS EN 2021 PARA
MANTENER LA PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN ACTUAL
(Miles de barriles diarios)
Activo Producción en 2021
Cuencas del Sureste 700
Campos abandonados 23
Paleocanal de Chicontepec 550-600
Golfo de México Profundo 500
Fuente: Pemex
2.1.4 Aguas Profundas
Por el tiempo de maduración de los proyectos en aguas profundas, Pemex requiere iniciar a
la brevedad el desarrollo de esta región a gran escala para poder garantizar en los próximos
años al menos la misma producción de hidrocarburos con que actualmente cuenta y sobre
todo incrementarla para financiar el desarrollo acelerado del país.
En comparación con la explotación de yacimientos convencionales, el desarrollo de
campos en aguas profundas impone dos grandes retos:
Adquirir el conocimiento para poder administrar y operar las nuevas
tecnologías que se emplean en este tipo de yacimientos; y
Multiplicar la capacidad de ejecución.
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En lo que respecta a la capacidad de ejecución y al reto tecnológico, el desafío no es
menor. Entre 2004 y 2007, Pemex Exploración y Producción perforó seis pozos en tirantes
de agua superiores a 500 metros. De éstos, sólo uno tiene reservas suficientes para su
operación comercial, así como para iniciar el desarrollo del área donde se localiza. En los
próximos años, será necesario llegar a profundidades de hasta 3,000 metros.
Mientras que en México se han perforado seis pozos en los últimos años, en la
región estadounidense del Golfo de México, actualmente se perforan 167 pozos por año.
Esto ha permitido una producción anual en aguas profundas del lado estadounidense
cercana a un millón de barriles diarios.
En función de lo anterior resulta claro que para alcanzar los resultados necesarios en
el mediano plazo es necesario multiplicar la capacidad de ejecución de Pemex Exploración
y Producción.
En México, se estima que más de 50% de los recursos prospectivos del país se
localizan en la cuenca del Golfo de México Profundo, lo que equivale a un potencial a
recuperar de 29.5 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce),
en una extensión de más de 575,000 kilómetros cuadrados. Este volumen de hidrocarburos
es superior a la reserva original total de Cantarell. Con base en los estudios geológicos y
geofísicos realizados hasta la fecha, y de disponerse de la tecnología, el entrenamiento
técnico, la experiencia operativa, los recursos financieros requeridos y una mayor
capacidad de ejecución, se anticipa que podrían identificarse ahí campos con volúmenes
importantes de hidrocarburos, sustancialmente mayores a los que se estiman en tierra y en
aguas someras.
El área de aguas profundas presenta características distintas a las de otras áreas
donde Pemex ha realizado actividades de exploración y producción: tirantes de agua
superiores a 500 metros; variedad de estructuras geológicas complejas; inversión de alto
riesgo en un área con conocimiento incipiente; desarrollo y explotación con altos costos de
descubrimiento, desarrollo y producción.
A nivel internacional, la posibilidad de encontrar yacimientos de fácil acceso, baja
complejidad técnica y magnitud relevante, está prácticamente agotada. Por ello, las
perspectivas de producción de hidrocarburos se orientan en buena medida a los yacimientos
ubicados en aguas profundas. De hecho, mientras que hace 10 años, la contribución de la
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producción en aguas profundas no llegaba a 1% de la producción mundial total,
actualmente es cercana a 8%.
Esta tendencia internacional ha llegado a las fronteras de México. En aguas
profundas del Golfo de México pueden encontrarse recursos prospectivos localizados en
yacimientos transfronterizos (estructuras geológicas con hidrocarburos, comunicadas
hidráulicamente en dos o más países que comparten fronteras). Se han realizado diversos
estudios que indican posibilidades reales de que alguna de estas estructuras sea un campo
petrolero comunicado a través de la frontera.
Considerando el reto que implica acceder a yacimientos en aguas profundas
para mantener el nivel actual de producción y los tiempos de maduración de los
proyectos en esta zona, es necesario que Pemex pueda hacerse acompañar de otras
empresas al desarrollar diversas actividades propias de su giro, bajo mecanismos
eficientes que le permitan obtener la mejor tecnología y conduzcan a maximizar la
renta petrolera para el país.
2.2 Refinación
Pemex Refinación participa en las actividades de producción, transporte, distribución,
almacenamiento y comercialización de petrolíferos. Tiene la función de cubrir la demanda
nacional de petrolíferos con producción propia o importaciones, lo que le confiere un papel
central en el suministro energético del país.
El Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó en 2007 un promedio de 1.3
millones de barriles de crudo por día (MMbd). Sin embargo, su capacidad de refinación
(1.5 MMbd) es insuficiente para atender la creciente demanda de petrolíferos del país, lo
que ha requerido importaciones cada vez mayores. En lo que se refiere a gasolina,
actualmente las importaciones representan más de 40% de las ventas totales a nivel
nacional.
La industria mundial de refinación está enfrentando una serie de retos asociados a
las características del petróleo disponible; a la introducción de biocombustibles; y, a
especificaciones de carácter ambiental y de desempeño cada vez más rigurosas. Estos
factores implican modificaciones continuas en la configuración y complejidad de las
refinerías.
10
México no es la excepción. Los retos y oportunidades más importantes para Pemex
están asociados a las limitaciones de la infraestructura actual y al crecimiento de la
demanda. Las características de los crudos mexicanos han creado un reto para las refinerías,
debido a que éstas fueron diseñadas para procesar crudos con características distintas a las
actuales.
Además es necesario fortalecer la infraestructura existente de almacenamiento y
distribución de Pemex Refinación, así como adicionar capacidad de importación al sistema
en el corto plazo. Asimismo, es imprescindible mejorar el desempeño operativo de las
instalaciones industriales con el propósito de incrementar los márgenes de refinación.
Dado que la producción de gasolinas se ha mantenido relativamente constante
durante los últimos años, las importaciones aumentaron de 137 Mbd en 1998, a 309 Mbd en
2007, por un monto superior a 10,160 millones de dólares. Con el crecimiento proyectado
de la demanda, de no ejecutarse nuevos proyectos que incrementen la capacidad del
Sistema Nacional de Refinación (SNR), adicionales al proyecto de reconfiguración de
Minatitlán, que está en marcha, para 2015 las importaciones podrían alcanzar 476 Mbd,
casi la mitad de la demanda nacional. En un lapso de veinte años, la demanda podría llegar
a más de 1,600 Mbd, por lo cual las importaciones serían más de dos veces el nivel de la
producción nacional.
Con la capacidad de producción actual, además de cuantiosas importaciones, se
enfrenta saturación de los sistemas de transporte por ducto y marítimo, así como de la
capacidad de almacenamiento y distribución en las zonas de mayor demanda.
Pemex Refinación tiene brechas de desempeño respecto a los estándares de la
industria. Al comparar sus refinerías con otras similares, las del organismo registran
menores rendimientos, baja proporción de productos de alto valor y mayor consumo de
energía, entre otros factores operativos. Se requieren programas de mejora de la eficiencia
operativa, que eleven sistemáticamente el desempeño de su operación.
Asimismo, esta subsidiaria enfrenta retos importantes de corto, mediano y largo
plazos en cuanto a la construcción de infraestructura, los cuales deben ser atendidos a la
brevedad para garantizar la sustentabilidad de la empresa y el suministro de combustibles
líquidos en el país. Estos retos se resumen en cuatro líneas de acción:
Incrementar la capacidad de importación y fortalecer la infraestructura
de almacenamiento y distribución, en el muy corto y mediano plazos;
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Reconfigurar refinerías faltantes del SNR (concluir Minatitlán e iniciar
proyectos en Salamanca, Tula y Salina Cruz);
Construir nuevas refinerías;
Construir infraestructura para producir combustibles limpios; y,
Reducir el impacto ambiental del sistema nacional de refinación.
Dado que la contribución a la producción de gasolinas asociada a las
reconfiguraciones no reduce sustancialmente las importaciones con respecto a las ventas de
gasolina, es necesario plantear el crecimiento de la capacidad de refinación. A este
respecto, cabe recordar que aun considerando las reconfiguraciones de refinerías
pendientes, será necesario construir nueva capacidad de refinación en las próximas dos
décadas para poder cerrar la brecha de importación de gasolinas y refinados. Esta nueva
infraestructura deberá tener capacidad para realizar una conversión más profunda del
petróleo crudo que el promedio del sistema actual.
La ejecución de estos proyectos en un plazo tan corto es una tarea compleja. El
reto es hacerlo todo al mismo tiempo, las inversiones para incrementar la capacidad
de transporte y almacenamiento, las reconfiguraciones de las refinerías existentes,
cumplir con los retos que implica abastecer con combustibles menos contaminantes y
construir nuevas refinerías.
Las refinerías no son complejos industriales que puedan replicarse fácilmente. Cada
una de ellas requiere de configuraciones particulares por su ubicación, el tipo de petróleo
crudo que procesará y el enfoque que tendrá en término de los petrolíferos que se busca
producir. Así, las ingenierías básicas realizadas para la construcción de una de ellas no son
plenamente utilizables en otros proyectos. Al mismo tiempo persiste la necesidad de
desarrollar las mejores prácticas para alcanzar estándares internacionales en materia de
eficiencia productiva. Las refinerías tienen que operar más días al año, a una intensidad
mayor, con una mayor eficiencia energética y con menores costos operativos.
En síntesis, Pemex Refinación tiene un reto significativo en materia tecnológica, de
capacidad de ejecución y de operación. Para enfrentar este desafío, sería deseable:
Que Pemex se apoye de terceros para expandir su infraestructura de
transporte, almacenamiento y distribución de petrolíferos, por medio de
ductos y no sólo de pipas, como se hace hasta ahora;
Que Pemex cuente con la flexibilidad suficiente para contratar, bajo
esquemas que garanticen un óptimo desempeño, una mayor capacidad
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de ejecución y la incorporación de tecnología de punta como lo hacen las
empresas petroleras en todo el mundo; y,
Que Pemex tenga la posibilidad de expandir rápidamente su capacidad
de refinación con inversión propia y complementaria, a manera de
reducir significativamente la dependencia del exterior por la
importación de gasolinas y refinados, sin sobrecargar su deuda ni
afectar la contribución de Pemex a las finanzas públicas.
2.3 Gas
Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) procesa gas húmedo y condensado amargo.
Además, participa en el transporte y distribución de gas natural y gas licuado de petróleo
(gas LP).
En 2007 la demanda nacional de gas natural fue 5,342 MMpcd, incluyendo el
consumo de Pemex, y 309 Mbd de gas LP. El mercado está integrado por varios
participantes adicionales a PGPB; si bien la producción de gas natural y gas LP está
restringida al Estado, el transporte, almacenamiento, distribución y comercialización se
encuentran abiertos a la participación de terceros.
Desde 1997 México se ha convertido en un país importador de gas natural en
volúmenes considerables. Aun cuando la producción nacional de gas natural ha aumentado
en años recientes, este incremento no ha sido suficiente para cubrir la expansión de la
demanda. El consumo de gas natural continuará creciendo más que la economía en su
conjunto en los próximos años. Mientras que las ventas de los combustibles como la
gasolina y el diesel crecieron en los últimos 10 años, a tasas promedio de 4.1% y 3.5%,
respectivamente, las ventas de gas natural lo hicieron a una tasa media de 6.2%. En 2007,
las importaciones totales de gas natural en el país equivalieron a 23% del consumo total del
hidrocarburo.
Esta situación no es exclusiva del gas natural. La participación de las importaciones
dentro del abasto nacional de gas LP ha aumentado. Mientras que en 1995 éstas
representaron 13% de la oferta nacional, en 2007 alcanzaron 24%. Se espera que México
continúe presentando un balance deficitario de este energético, con importaciones
ligeramente crecientes.
En la medida en que se logre multiplicar la capacidad de ejecución en exploración y
producción de hidrocarburos, es previsible un aumento en la producción de gas húmedo.
Para garantizar su procesamiento y satisfacer los requerimientos del mercado, será
13
necesario adecuar y flexibilizar la infraestructura de transporte, así como incrementar la
capacidad de proceso de PGPB. Para ello, se requerirá inversión complementaria para
aumentar la capacidad de transporte, introducir flexibilidad al sistema nacional de
gasoductos, así como para construir infraestructura de abasto, a fin de asegurar el
suministro en el país y dar redundancias al sistema.
2.4 Petroquímica
Pemex Petroquímica (PPQ) es el último de los eslabones en la cadena de negocios en los
que participa Petróleos Mexicanos. Su actividad fundamental es la producción de
petroquímicos no básicos, derivados de la primera transformación del metano, etano,
propano y naftas, de los que se obtienen productos como los polietilenos, el cloruro de
vinilo u óxido de etileno, que a su vez son insumos utilizados por la planta productiva
nacional para producir bienes diversos.
La segmentación de la cadena entre petroquímicos básicos y secundarios ha frenado
la producción de estos últimos. Los básicos son elaborados exclusivamente por el Estado,
mientras que para los secundarios, la legislación contempla la posibilidad de que terceros
participen. Al ser los petroquímicos básicos materia prima para la elaboración de los
secundarios, se tiene una cadena productiva desintegrada. Esto se distingue de la
experiencia internacional en la que se observa una integración vertical de estas actividades.
Lo anterior ha dificultado garantizar el abastecimiento de materias primas a la petroquímica
secundaria, lo que ha limitado su desarrollo y desincentivado la inversión en proyectos.
En este sentido, el Gobierno Federal ha puesto en marcha un esquema que permitirá
la reactivación de la industria petroquímica nacional, asegurando el suministro de materia
prima mediante la firma de un contrato para suministrar etano y gasolinas naturales a
precios competitivos por los siguientes 15 años. El esquema de desarrollo consiste en
proporcionar seguridad jurídica a los inversionistas, a través de un contrato de suministro
a largo plazo y el establecimiento de un mecanismo de precios financieramente viable,
acorde con los ciclos de este sector.
14
2.5 Capacidad de ejecución
Los retos antes descritos, particularmente en exploración, producción y refinación, le
demandan a Pemex multiplicar su capacidad de ejecución y desarrollar el conocimiento
para administrar nuevas tecnologías.
Pemex utiliza de manera intensiva a empresas de servicios a lo largo de toda la
cadena productiva. No obstante, la normatividad vigente resulta sumamente restrictiva para
que Pemex pueda allegarse el apoyo requerido para enfrentar los nuevos retos,
particularmente para desarrollar los yacimientos en las aguas profundas del Golfo de
México.
Asimismo, existen desafíos en cuanto a los procesos de asimilación, selección,
adecuación, implementación y administración del conocimiento y de nuevas tecnologías, a
efectos de que se logren con éxito los proyectos que desarrolle Pemex y para que éstos se
realicen en los tiempos que demandan las necesidades nacionales.
Aún más, es necesario tener las capacidades para desarrollar nuevas tecnologías
conforme se enfrentan condiciones imprevistas en el desarrollo de los proyectos. En este
tipo de proyectos, los niveles de incertidumbre son muy elevados y frecuentemente exigen
el desarrollo de nuevas tecnologías conforme se presentan desafíos técnicos y geológicos.
Por lo anterior, es condición necesaria permitirle a Pemex mayor flexibilidad para
contratar terceros y así aprovechar su experiencia y capacidad. Se ha visto en el mundo
cómo, mediante mecanismos de colaboración con empresas con experiencia y habilidades
complementarias, otras compañías estatales han enfrentado con éxito retos similares a los
que tiene por delante Pemex.
En este sentido, es fundamental adecuar el marco regulatorio de Pemex para
dotarlo de mecanismos ágiles y modernos para su operación. Ello implica, contar con
un marco operativo y de gestión que le dé mayores facultades en la toma de decisiones
en la contratación, de modo que se multiplique su capacidad de operación y ejecución
y obtenga la mejor tecnología.
Lo anterior debe acompañarse de una planeación y administración adecuada de los
recursos energéticos. Esto debe llevarse a cabo con una visión de largo plazo a partir de la
definición y conducción, por parte de las autoridades, de una política energética que
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permita el aprovechamiento óptimo de los recursos petroleros del país, considerando el
equilibrio entre producción e incorporación de reservas y optimizando la recuperación de
los hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo.
3. Retos ambientales y de seguridad industrial
No obstante los avances durante años recientes, el reto para alcanzar un desempeño
ambiental conforme a estándares aceptables es aún considerable. A pesar de haber reducido
las emisiones de azufre como resultado de nuevas tecnologías de recuperación, en 2007 la
emisión de estos compuestos repuntó 10% como consecuencia de la quema de gas. La
misma situación se dio con respecto a las emisiones de bióxido de carbono (CO2). Si bien
se ha dado la entrada en operación de plantas de tratamiento de aguas, restaurado terrenos y
presas contaminadas y reducido la fugas y derrames, aún queda trabajo por hacer.
Con el fin de avanzar en los desafíos ambientales mencionados, en 2007 se diseñó
una estrategia de protección ambiental que busca atender los aspectos más apremiantes.
En lo que respecta a seguridad industrial, el Programa de Seguridad, Salud y
Protección Ambiental (SSPA) logró reducciones muy considerables en el número de
accidentes y en la gravedad de los mismos entre 2005 y 2006. Si bien en 2007 el índice
consolidado de Pemex continuó con esta senda decreciente, en el caso de PEP se registró un
repunte importante, debido fundamentalmente a la colisión de la plataforma Usumacinta.
Ante esta situación, es necesario reforzar la estrategia de seguridad industrial, con el fin de
lograr una reducción permanente de los índices de accidentalidad, y desarrollar una cultura
de prevención y mejores prácticas de control y vigilancia.
4. Retos financieros
Entre 2000 y 2007 las condiciones para la explotación de los recursos petroleros del país
fueron extraordinarias, ya que Pemex experimentó costos de producción de hidrocarburos
bajos (gracias al yacimiento Cantarell), que coincidieron con el mayor nivel histórico de
producción de crudo y con precios elevados de los hidrocarburos.
A partir de 2005 inició la declinación en la producción de crudo. Sin embargo, la
tendencia al alza de los precios internacionales del petróleo, permitió que los ingresos de
Pemex alcanzaran un récord en 2007, registrando ventas totales por 104.5 miles de millones
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de dólares (mmmd). A pesar de estos elevados ingresos, el patrimonio de la empresa ha
disminuido como proporción de los activos de Pemex.
Al interior de Petróleos Mexicanos, los resultados por subsidiaria difieren
sustancialmente, por lo que deben abordarse por separado.
Pemex Exploración y Producción. Debido a que extrae del subsuelo un producto
que es de todos los mexicanos, este organismo genera la denominada renta petrolera y
también absorbe la mayor parte de la carga fiscal de Pemex,4 conforme a prácticas
internacionales en beneficio de todos los mexicanos.
En 2007 su rendimiento después de impuestos ascendió a 19.7 miles de millones de
pesos. El régimen fiscal de Pemex Exploración y Producción se modificó en 2005 y gracias
a la Reforma Hacendaria por los que menos tienen, a partir de 2008 se redefinió dicho
régimen, lo que permitirá a Pemex contar con recursos propios adicionales de poco más de
29 miles de millones de pesos, monto que previsiblemente aumentará a 31.4 miles de
millones de pesos en 2009 y a 42.6 miles de millones de pesos en 2012.
Pemex Gas y Petroquímica Básica. En 2007, Pemex Gas y Petroquímica Básica
generó un rendimiento después de impuestos de casi 5 miles de millones de pesos, el cual
es menor al de años pasados debido al subsidio al precio interno del gas L.P.5 En 2007 el
subsidio al gas L.P. representó más de 10 mil millones de pesos, monto que se anticipa
aumentará sustancialmente durante 2008.
Pemex Refinación y Pemex Petroquímica han generado pérdidas considerables,
desde 1992, año a partir del cual se cuenta con información desagregada por línea de
negocio. En 2007 Pemex Refinación generó pérdidas antes de impuestos por 45,829
millones de pesos y Pemex Petroquímica por 14,758. Estos resultados derivan
principalmente de sus altos costos de operación. En ese sentido, ambos organismos están
sujetos a un régimen impositivo comparable al del impuesto sobre la renta (tasa de 30% en
2007), y los precios que pagan por los insumos son los mismos que los de exportación, lo
que las coloca en condiciones similares al resto de las empresas de su ramo. A pesar de
4 La renta petrolera está constituida por la diferencia entre el valor de los hidrocarburos extraídos del subsuelo a precios
de mercado internacional, menos los costos de extracción eficientes.
5 El subsidio otorgado al gas LP se refleja en el rendimiento neto de Pemex Gas y Petroquímica Básica y se origina por
la diferencia entre el precio al público y precio al que Pemex lo importa o podría venderlo, con base en la referencia
internacional.
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ello, ambos organismos presentan importantes brechas operativas en comparación con
empresas internacionales.
* * *
Por último, la problemática financiera de Petróleos Mexicanos ha provocado que un
porcentaje importante de las inversiones que se han realizado durante los últimos siete años
se haya financiado mediante la colocación de bonos en los mercados financieros. Este
hecho se refleja en el apalancamiento de la inversión física, es decir, en el porcentaje de
dicha inversión que se financia con deuda. Al cierre de 2007 la deuda total de Petróleos
Mexicanos6 ascendió a 500.9 miles de millones de pesos, asociados casi en su totalidad al
financiamiento de proyectos de inversión directa o condicionada (conocidos como
Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo), los cuales generan su propia
fuente de pago en su ejecución. De esta manera, mientras que el activo de Pemex asciende a
1,331.1 miles de millones de pesos, los pasivos totales, que incluye la deuda mencionada,
suman 1,279.3, lo que resulta en una relación pasivo-activo de 96% y en un patrimonio de
51.8 miles de millones de pesos. Por tanto, uno de los retos de Pemex es mejorar la
estructura de financiamiento de la inversión: más recursos propios y menos
endeudamiento. Esta estrategia debería fortalecerse con inversiones complementarias
en aquellas áreas de la industria petrolera no reservadas al Estado.
Parte de ese pasivo lo constituye el pasivo laboral, que es el conjunto de
obligaciones laborales que tiene la empresa, especialmente las pensiones de los trabajadores
y que asciende a 528 mil millones de pesos. Durante los últimos cinco años la tasa anual de
crecimiento promedio fue 14%. El pasivo laboral que enfrenta Pemex actualmente obliga a
reducir costos, así como a adecuar el sistema de pensiones, para evitar que continúe el
deterioro de su patrimonio y para garantizar plenamente los legítimos derechos de los
trabajadores.
Considerando lo anterior, el reto financiero para la empresa consiste en
corregir sus desequilibrios estructurales y financiar una mayor inversión de la
manera más sana posible. Para ello es necesario:
Aumentar sustancialmente la eficiencia de su operación, de tal manera
que una proporción mayor de recursos propios puedan destinarse a la
inversión productiva;
6 Determinada conforme a las Normas de Información Financiera (NIF).
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Un esquema tributario que permita desarrollar con éxito proyectos de
exploración y explotación en yacimientos más complejos;
Un esquema presupuestario más flexible permitiría mejorías en la
operación cotidiana de Pemex, en el mantenimiento y en la confiabilidad
operativa; y,
En cualquier caso, se requiere contar con un régimen de transición en el
que el ritmo de ajuste tributario y presupuestario esté asociado a la
corrección de los desequilibrios operativos de la empresa y a la fortaleza
de las finanzas públicas nacionales.
5. Renta petrolera
La renta petrolera está constituida por la diferencia entre el valor de los hidrocarburos
extraídos del subsuelo a precios de mercado internacional, menos los costos de extracción
eficientes.
En la práctica, la renta petrolera puede aproximarse, en términos generales, con el
rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos de la empresa, es decir, con
los ingresos totales menos los gastos y costos asociados a la operación, que en 2007 totalizó
alrededor de 590 mil millones de pesos.
La renta petrolera es relevante para diversos agentes en la economía: el sector
productivo en su rol como proveedor; los gobiernos estatales, por la derrama económica, el
pago de impuestos, y los donativos y donaciones de la empresa; y la sociedad, por el
financiamiento de múltiples programas gubernamentales con recursos provenientes de los
hidrocarburos y por la estabilidad económica que provee.
A pesar de la bonanza en los precios de los hidrocarburos experimentada en años
recientes, la estabilidad y permanencia de la renta petrolera enfrenta retos importantes en el
futuro, aun suponiendo precios elevados de hidrocarburos. Entre los factores que amenazan
su continuidad, se encuentran el aumento en los costos de extracción, y el riesgo de que no
se pueda sostener la plataforma de producción en caso de que no se materialicen cambios
que permitan a Pemex multiplicar su capacidad de ejecución.
En vista de lo anterior, la política energética debe orientarse a maximizar el valor de
la renta petrolera en el largo plazo, incidiendo sobre los factores que la determinan. En ese
sentido, es recomendable implantar políticas que permitan ampliar o mantener la
plataforma de producción y mantener los costos lo más bajos posibles. Considerando
19
lo anterior, es necesario fortalecer la capacidad del Estado como regulador de la
explotación del recurso natural, esto es, de los hidrocarburos.
6. Marco de operación de Pemex
Si bien Pemex está sujeto a un marco normativo como cualquier empresa petrolera
en el mundo, existen restricciones regulatorias que inciden en la operación de la empresa,
sobre todo en materia presupuestal, de contratación de obras y de adquisiciones, así como
de fiscalización. El esquema legal de contratación de obra pública y de adquisiciones es
inadecuado para las necesidades de la industria petrolera e impide desarrollar relaciones
de largo plazo con proveedores y contratistas. Por otro lado, la fiscalización se ha
enfocado más a un seguimiento escrupuloso de los procedimientos, y menos a un esquema
de acompañamiento de la operación con sentido productivo, que no ha logrado abatir la
corrupción, ni fomentar un mejor desempeño.
Considerando lo anterior, es necesario un nuevo marco regulatorio para
Pemex, que le otorgue flexibilidad en aspectos fundamentales de su gestión, sin afectar
la rectoría del Estado en materia de hidrocarburos. Éste debería permitir:
Modalidades y procedimientos adecuados para la contratación de
inversiones, bienes y servicios conexos; y
Un ejercicio ágil de la contratación de ingenierías, procura y
construcción de proyectos.
El arreglo corporativo que tiene la empresa actualmente debe avanzar para la toma
de decisiones oportunas y consistentes con la creación de valor. En segundo lugar, se deben
fortalecer los mecanismos de planeación de mediano y largo plazos, de seguimiento del
desempeño de la empresa y promover una mejor rendición de cuentas.
Considerando lo anterior, es necesario alentar una mejora sustancial del
gobierno corporativo de Pemex, en congruencia con una mayor autonomía de gestión,
que mejore la transparencia y la rendición de cuentas, sin afectar su naturaleza de
empresa de propiedad y control estatal. Esto abarca:
Fortalecer su Consejo de Administración, para que pueda tener un
mayor nivel de decisión sobre estructuras de recursos humanos y niveles
salariales y sobre los presupuestos, así como sobre modalidades de
contratación de obra pública y suministros; y
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Poner en práctica medidas que permitan una fiscalización y control más
efectivos de Pemex, que mejoren la transparencia y la rendición de
cuentas de la empresa.
En materia de transparencia en Pemex existen temas pendientes que deben
atenderse de manera prioritaria. Actualmente, prácticamente toda la información financiera
de Pemex es pública (incluyendo el reporte de resultados financieros y los estados
financieros dictaminados). No obstante, Pemex sigue enfrentando retos importantes en
materia de transparencia y rendición de cuentas. El esquema de operación actual no genera
los incentivos suficientes para transparentar información y tener una adecuada rendición de
cuentas.
Por ello, Pemex debe fortalecerse para contar con mayor flexibilidad en su
operación, que al mismo tiempo le permita alcanzar una mayor eficiencia y productividad a
través de medidas de rendición de cuentas y transparencia. Ello implicará necesariamente,
otorgarle una mayor autonomía de gestión, adecuando la regulación presupuestaria, de
endeudamiento y fiscal a que está sujeta. Además, será necesario incorporar cambios en su
gobierno corporativo que le den una estructura más adecuada y refuercen su mandato de
obtener la mayor renta posible para la Nación.
Asimismo, se requiere impulsar un nuevo modelo de control y fiscalización que
erradique la corrupción, y que al mismo tiempo facilite el trabajo y se enfoque a la
obtención de resultados.
Implica, asimismo, que Pemex consolide su condición como una empresa de todos
los mexicanos, propiciando que provea información con absoluta transparencia y que los
mexicanos puedan dar seguimiento pleno al comportamiento de la empresa, propiciando así
una rendición de cuentas más efectiva.
Considerando lo anterior, es necesario un nuevo modelo de control y
fiscalización, que, al mismo tiempo que facilite la operación, fortalezca la efectividad
de las tareas contra la corrupción. Dicho modelo deberá:
Estar enfocado hacia los resultados;
No inhibir la toma de decisiones;
Dar prioridad a medidas preventivas; y
Sancionar a los culpables de ilícitos graves, y no ser excesivamente
riguroso con funcionarios y empleados que cometan faltas
administrativas menores.
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7. Conclusiones
México enfrenta retos sin precedentes en el sector energético. No obstante, está al alcance
del país la oportunidad de tomar las decisiones que hagan del sector energético una
verdadera palanca de desarrollo, para traer prosperidad a los mexicanos. Es fundamental
convertir la gran riqueza petrolera que tiene México, en crecimiento económico y en
recursos para acelerar el combate a la pobreza, dotar a la población de mejores estándares
en materia de salud y educación, crear la infraestructura pública a la velocidad que lo
demanda la sociedad para elevar la competitividad del país, y con ello construir un círculo
virtuoso hacia mejores condiciones de vida.
El propósito debe ser un Pemex fuerte, que le permita retomar a México el lugar que
le corresponde como potencia petrolera en el mundo. Un Pemex que ofrezca una provisión
más segura y más eficiente de insumos energéticos; que pueda incrementar, y de manera
acelerada, las reservas de hidrocarburos, a partir de la riqueza todavía presente en tierra y
en aguas someras, y de la riqueza en aguas profundas; un Pemex moderno, competitivo y
eficiente.
Para lograr lo anterior, es necesario hacer una revisión integral al marco que regula
la industria petrolera estatal partiendo de las siguientes premisas.
a) El Petróleo es y seguirá siendo de los mexicanos;
b) Se fortalece la rectoría del Estado sobre sus recursos energéticos; y
c) No se privatiza Pemex, ni sus activos o infraestructura.
Por la relevancia del tema energético, es fundamental que los cambios que habrán
de realizarse, surjan de un amplio debate de todos los miembros de la sociedad. Para
aportar a ese debate, se hacen los siguientes planteamientos.
Adecuar el marco regulatorio al que se sujeta Pemex para dotarlo de mecanismos
ágiles y modernos para su operación.
o Establecer un marco operativo y de gestión que le dé mayores facultades en
la toma de decisiones y en la contratación, de modo que se multiplique su
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capacidad de operación y ejecución y pueda acceder a la tecnología más
eficiente.
o Otorgar a la empresa una mayor autonomía de gestión, adecuando la
regulación presupuestaria, de endeudamiento y fiscal a que está sujeta.
o Contar con herramientas que posibiliten una mayor seguridad industrial y un
menor impacto ambiental.
Asegurar que la flexibilidad operativa vaya acompañada de una mayor
transparencia, así como de un incremento en la eficiencia y productividad.
o Incorporar cambios en su gobierno corporativo que le den una estructura
más adecuada y refuercen su mandato de obtener la mayor renta posible para
la Nación.
Consolidar a Pemex como una empresa de todos los mexicanos, propiciando que
provea información con absoluta transparencia y que los mexicanos puedan dar
seguimiento pleno al comportamiento de la empresa, promoviendo así una
verdadera rendición de cuentas.
Impulsar un nuevo modelo de control y fiscalización que erradique la corrupción,
pero que al mismo tiempo no obstaculice el trabajo y se enfoque a la obtención de
resultados.
Fortalecer a la autoridad reguladora, precisando sus atribuciones y dando mayor
claridad a sus objetivos, a fin de dar plena integralidad a la revisión del marco
jurídico que rige a la industria petrolera nacional.
SÍNTESIS INICIATIVAS DEL EJECUTIVO FEDERAL EN MATERIA ENERGÉTICA
1. INICIATIVA DE DECRETO POR EL QUE SE REFORMAN Y ADICIONAN DIVERSAS DISPOSICIONES DE LA LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL PETRÓLEO.
El artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos ha establecido los recursos que son considerados como del dominio directo de la Nación, entre cuyas características se encuentra que son inalienables e imprescriptibles, es decir, que nunca pueden ni deben salir de la propiedad y dominio del Estado.
El propio artículo 27 dispuso además que, tratándose del petróleo y de todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, no puede haber concesiones ni contratos y, por tanto, sólo la Nación llevará a cabo su explotación.
La presente iniciativa se sujeta estrictamente y sin ambigüedades a las disposiciones constitucionales y, por tanto, las premisas que la orientan y limitan consisten fundamentalmente en que:
a. Corresponde sólo a la Nación el dominio y propiedad del recurso;
b. Continúa vigente y fortalecida la prohibición de que en esta materia no habrá concesiones ni contratos, a través de los cuales se pretendan vulnerar los mandatos constitucionales;
c. El aprovechamiento y explotación del recurso sólo le corresponde a la Nación, y
d. El Estado mantiene la propiedad y el control total sobre Petróleos Mexicanos, el cual conserva además su naturaleza de organismo descentralizado de la Administración Pública.
En el periodo que va de 1979 al 2004, la producción de crudo de Petróleos Mexicanos pasó de 1.5 a 3.4 millones de barriles diarios, alcanzando su máximo en ese último año. Sin embargo, a partir de ese momento la producción de petróleo ha venido disminuyendo de manera preocupante, en consistencia con la caída en la producción del yacimiento de Cantarell, que en 2004 alcanzó su mayor producción, con 2.1 millones de barriles diarios, representando el 63 por ciento del total nacional.
Las reservas probadas, probables y posibles, así como los recursos prospectivos, suman casi 100 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esto representaría 61 años de producción, a los niveles actuales, si somos capaces de descubrir, explorar, desarrollar y aprovechar esos recursos potenciales al ritmo que reclama el desarrollo acelerado de México.
Considerando la producción de las cuencas del sureste y de los campos abandonados, para 2021 aún se requeriría producir poco más de un millón de barriles diarios adicionales para mantener la producción en los niveles de 2008. Esta producción adicional puede venir únicamente de dos regiones: de Chicontepec y de las aguas profundas del Golfo de México.
El desarrollo de campos petroleros en aguas profundas ha probado ser una opción, que por su abundancia, viabilidad técnica y económica, permitirá reponer las reservas mundiales de hidrocarburos en el futuro próximo, al tiempo que los yacimientos convencionales se agotan.
Los yacimientos en aguas profundas se han convertido en la principal fuente de nuevas reservas costa afuera a nivel mundial. Desde 1998, año en que las aguas profundas aportaban el 25 por ciento de los descubrimientos de reservas marítimas de hidrocarburos a nivel mundial, se observa un incremento sostenido de esta participación. En 2004, los yacimientos de aguas profundas aportaron cerca del 70 por ciento del total de las reservas descubiertas costa afuera.
En materia tecnológica, el reto no es sólo adquirir la maquinaria y equipo, sino desarrollar el conocimiento para emplearla y administrarla. La tecnología para explotar yacimientos en aguas profundas, en muchos casos, se debe desarrollar conforme se avanza en el diseño de la explotación del campo y durante su explotación misma.
Los retos en aguas profundas del Golfo de México, cobran mayor relevancia por la posible presencia de yacimientos compartidos en las fronteras con Cuba y con los Estados Unidos. En estos dos países se ha venido trabajando en el desarrollo de cuencas situadas cerca de los límites territoriales.
Para poder abastecer el mercado interno de gasolinas, Pemex se ha visto en la necesidad de asociarse con empresas de refinación fuera de México. Estas inversiones fueron realizadas en 1993, con el fin de procesar el tipo de petróleo crudo que se produce en el país y garantizar el suministro interno de gasolinas.
Las limitaciones de la transformación industrial de hidrocarburos naturales han incidido no solamente en la necesidad de importar gasolinas, gas natural y gas LP, sino más allá, en las cadenas productivas de la petroquímica y de productos químicos en general, que se han vuelto altamente deficitarias.
PROPUESTAS
Permitir a la empresa aprovechar de manera más eficiente el apoyo de terceros, dándole la oportunidad de diseñar mecanismos de colaboración que conduzcan a reducir costos de operación y que propicien el mejor desempeño posible de las empresas participantes. Lo anterior debe enmarcarse en un mandato legal que precise la prohibición de comprometer la propiedad del hidrocarburo o el control de las actividades en exploración y desarrollo de recursos petroleros.
Darle mayor flexibilidad en el ámbito presupuestario y de gestión, así como hacer las adecuaciones a su régimen tributario, para reflejar las nuevas condiciones de la industria y la naturaleza de los yacimientos que deberán explotarse en los próximos años.
Fortalecer la estructura de gobierno corporativo de Pemex, ampliando sus atribuciones y favoreciendo, con ello, que su gestión se oriente a optimizar el valor de la empresa. A ello debe agregarse un nuevo modelo de control y fiscalización que no obstaculice el trabajo y se enfoque a la obtención de resultados.
El artículo 6 de la Ley Reglamentaria vigente, establece que Petróleos Mexicanos puede celebrar con personas físicas o morales los contratos de obras y de prestación de servicios que la mejor realización de sus actividades requiere. También prevé limitaciones para el tipo de remuneraciones que pueden ser aplicables a las contrataciones que realiza la paraestatal. No obstante, el texto de este precepto ha dado lugar a múltiples interpretaciones en cuanto a su aplicación y alcances.
Petróleos Mexicanos o alguno de sus organismos subsidiarios han tratado de tener acceso a nuevas fórmulas de contratación que les permitan acceder a mejores tecnologías o bien a esquemas de financiamiento innovadores, suelen presentarse cuestionamientos sobre la legalidad de tales contrataciones, creando incertidumbre jurídica tanto para proveedores y contratistas, como para los servidores públicos que proponen la contratación de terceros.
Cerca de dos terceras partes de las tareas de perforación se realizan a través de empresas de servicios. Es evidente que la colaboración por parte de empresas especializadas es fundamental para Petróleos Mexicanos.
Se propone únicamente introducir dos precisiones importantes en el texto del artículo 6, que hagan explícito el mandato previsto en el artículo 27 de la Constitución, evitando en el futuro incertidumbre jurídica o, más aun, especulaciones o interpretaciones no deseadas. Tales precisiones consisten en que:
o En la celebración de cualquier contrato, Pemex debe mantener en todo momento el control sobre las actividades de exploración y desarrollo de los recursos petroleros, y
o Que las remuneraciones que en dichos contratos se establezcan, en ningún caso concederán la propiedad sobre los hidrocarburos.
Ante el reto de ampliar la infraestructura de refinación, la iniciativa propone adicionar el artículo 4 de la Ley para señalar que, tratándose de servicios vinculados a esta actividad, los contratos que llegaren a celebrarse no podrán, en modo alguno, transmitir la propiedad del hidrocarburo al
contratista señalándose, además, que este último tendrá la obligación de entregar todos los productos y residuos aprovechables.
Se considera que es congruente con los intereses nacionales el que la actividad de la refinación continúe siendo parte de la industria petrolera. No se propone cambio alguno en esta materia y, por tanto, las actividades de refinación del petróleo continuarían como hasta hoy, siendo un área exclusiva y reservada a la Nación, a través de Petróleos Mexicanos, haciendo explícita la facultad de la empresa de contratar servicios asociados a la refinación de petróleo que realice la empresa.
Se propone que en las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de los productos derivados de la refinación, del gas y de la petroquímica básica, puedan participar los sectores social y privado, mediante un régimen de permisos administrativos.
Se propone que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios puedan realizar los actos necesarios para dar cumplimiento a los tratados internacionales que se llegaren a celebrar en materia de yacimientos transfronterizos.
Se comprende un régimen administrativo estricto tanto para obtener como para mantener la vigencia de un permiso administrativo. Para ello, se reforman diversos preceptos para incluir una serie de obligaciones a las que estarán sujetos los permisionarios, de tal manera que se asegure una eficiente vigilancia y control por parte de las autoridades administrativas sobre las actividades que, en su caso, realicen los particulares.
2. INICIATIVA DE LEY ORGÁNICA DE PETRÓLEOS MEXICANOS.
La propuesta busca dotar a Petróleos Mexicanos de mayor autonomía de gestión, ampliar la transparencia en su administración y la rendición de cuentas a los ciudadanos, aprovechar mejor los recursos tecnológicos disponibles, multiplicar su capacidad de operación y, al propio tiempo, garantizar que el petróleo que existe en la totalidad del territorio nacional continúe siendo propiedad exclusiva de los mexicanos y una fuente de ingresos duradera para esta y futuras generaciones.
Los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos reservan al Estado en forma exclusiva, entre otras, las áreas estratégicas del petróleo y demás hidrocarburos, así como la petroquímica básica.
PROPUESTAS
El proyecto de la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos se compone de seis capítulos dedicados a las disposiciones generales; la organización de Petróleos Mexicanos; responsabilidades; régimen especial de operación; informes específicos y disposición final.
I. Disposiciones generales
En el primer capítulo de la Ley se indica el objeto de la misma y se establece que Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios que se constituyan se sujetarán a la Ley Orgánica que los regula y, en lo no previsto, a las demás disposiciones aplicables. Con ello se busca que Petróleos Mexicanos goce de la mayor autonomía posible a través de las normas específicas contenidas en el ordenamiento que lo rige, sin perjuicio de que, como organismo descentralizado de la Administración Pública Federal, le sean aplicables los demás ordenamientos que regulan a cualquier entidad paraestatal, tales como la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, la Ley General de Deuda Pública, entre otros.
No se hace referencia específica a cada uno de los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos, sino que se deja en manos del órgano de dirección de la entidad paraestatal la facultad de determinar su estructura organizacional y operativa.
Se faculta al Consejo de Administración para proponer al Ejecutivo Federal la creación de organismos subsidiarios, cuya naturaleza será de organismos descentralizados y que deberán realizar actividades inherentes al área estratégica del petróleo; todo ello de conformidad con el texto constitucional que dispone que dicha actividad se lleve a cabo por organismos descentralizados.
II. De la organización de Petróleos Mexicanos
A. Del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos
Respetando la integración actual del Consejo de Administración en cuanto al número de representantes del Estado y del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana, se propone la incorporación de cuatro consejeros profesionales designados por el Ejecutivo Federal.
Los consejeros profesionales tendrán acceso a toda la información relevante de la paraestatal que requieran para el ejercicio de sus funciones y contarán con un equipo de colaboradores para apoyarlos en sus tareas.
La designación de estos consejeros será escalonada, como la que existe actualmente para otros órganos colegiados que gozan de autonomía en distintos Poderes de la Unión. De esta manera, los periodos de ejercicio de los consejeros -de ocho años- trascenderán cualquier administración del Ejecutivo Federal. Los consejeros profesionales podrán ser nombrados por un periodo adicional y no contarán con suplentes.
Dos de los consejeros profesionales que se proponen trabajarán de tiempo completo en la paraestatal. Los otros dos consejeros serán de tiempo
parcial, es decir, realizarán sus funciones de consejeros externos, con independencia de las demás actividades que en lo particular realicen.
Cualquier determinación que adopte el órgano colegiado requerirá del voto favorable de al menos dos consejeros profesionales.
Todos los miembros del Consejo de Administración podrán ser removidos por actualizar alguno de los supuestos expresamente previstos en la Ley. Ello es relevante de manera especial tratándose de los consejeros profesionales, situación que contribuirá a garantizar su permanencia en el cargo y lograr un desempeño autónomo e independiente.
Se desarrolla con mucho mayor detalle la competencia sustantiva del Consejo de Administración; destaca la conducción central y dirección estratégica de Petróleos Mexicanos, quedando a su cargo, por ejemplo, la programación, coordinación y evaluación estratégica institucional de sus actividades y las de sus organismos subsidiarios.
Se prevé la posibilidad de creación de cuantos comités técnicos requiera. No obstante, el órgano deberá contar, invariablemente, con el Comité de Transparencia y Auditoría, el Comité de Estrategia e Inversiones y el Comité de Remuneraciones.
B. Del Director General de Petróleos Mexicanos
El Director General es el órgano superior de dirección de Petróleos Mexicanos. Esta iniciativa busca consolidar las funciones que hasta la fecha tiene encomendadas dicho servidor público, por lo que son desarrolladas ampliamente.
C. De la vigilancia de Petróleos Mexicanos
Se plantea, por una parte, reforzar los mecanismos de control y vigilancia con que actualmente cuenta Petróleos Mexicanos y, por otra, incluir nuevos esquemas que contribuyan a la rendición de cuentas oportuna y eficaz de la paraestatal, en beneficio de todos los mexicanos.
Petróleos Mexicanos contará con un Comisario designado por el Ejecutivo Federal. Sus funciones principales serán rendir al Ejecutivo Federal un informe respecto de la veracidad, suficiencia y racionabilidad de la información presentada y procesada por el Consejo de Administración, así como representar los intereses de los tenedores de los bonos ciudadanos.
III. De las responsabilidades
La iniciativa establece un régimen que impone obligaciones específicas a los miembros del Consejo de Administración, acordes con las
responsabilidades propias de los esquemas de gobierno corporativo más avanzados.
Por la naturaleza propia de los consejeros profesionales de tiempo parcial, quienes no estarán sustraídos de sus actividades particulares, únicamente se sujetarán al capítulo de responsabilidades que se incorpora en la presente iniciativa de Ley, en su carácter de miembros del Consejo de Administración.
En cuanto a los demás miembros del Consejo de Administración cabría decir que éstos, por tener tal carácter, estarían sujetos en el ejercicio de esa función al régimen de responsabilidades de la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, sin perjuicio de la aplicación de cualquier otro régimen aplicable, como lo podría ser el de la Ley Federal de Responsabilidades Administrativas de los Servidores Públicos.
Respecto de los consejeros profesionales de tiempo completo, cobran vigencia los mismos motivos en cuanto a su régimen de responsabilidades que el de los representantes de la Administración Pública Federal, toda vez que dichos consejeros estarán de tiempo completo en Petróleos Mexicanos y no podrán desempeñar ningún otro cargo, empleo o comisión, de cualquier naturaleza pública o privada, salvo actividades docentes y de investigación.
IV. Régimen especial de operación de Petróleos Mexicanos
Es necesario introducir un nuevo marco jurídico aplicable a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios en materias de deuda, presupuesto y adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras públicas.
Es innegable que esta transformación debe ser gradual por varias razones, entre las que destacan: a) el tiempo que requiere la consolidación del marco jurídico e institucional para la regulación de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios; b) la construcción y entrada total en operación de la nueva estructura de gobierno corporativo de la paraestatal, y c) el peso específico que la paraestatal representa en las finanzas públicas de la Federación, de los Estados y de los Municipios.
A. Deuda
Se busca liberar a la paraestatal de los trámites o autorizaciones intermedios ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público para que adopte las decisiones en esta materia que más beneficien al organismo y al país en general.
Se plantea que Petróleos Mexicanos proponga a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y que ésta apruebe, lineamientos específicos respecto de
las características de su endeudamiento, de acuerdo con la estrategia de financiamiento del Gobierno Federal.
La propuesta es que la entidad pueda realizar las negociaciones y gestiones necesarias para acudir al mercado externo de dinero y capitales y contrate los financiamientos y las obligaciones constitutivas de deuda que requiera, sin la autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y sólo con la obligación de registrar tales operaciones ante esa dependencia.
Se reserva a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público la facultad de ordenar que no se realice la operación de que se trate en caso de que pudiera perjudicar gravemente la estabilidad de los mercados financieros; incrementar el costo de financiamiento del sector público, o bien reducir las fuentes de financiamiento del mismo.
B. De los bonos ciudadanos
Una innovación importante de esta propuesta consiste en la posibilidad de que Petróleos Mexicanos emita bonos ciudadanos. La idea fundamental de estos títulos es acercar a los mexicanos, de manera tangible, los beneficios del buen desempeño de dicho descentralizado; en ese sentido, han sido concebidos como títulos de crédito que otorgarán a sus tenedores una contraprestación vinculada al mismo.
En estricto apego al marco constitucional, estos títulos no otorgarán derechos patrimoniales ni corporativos sobre Petróleos Mexicanos, por lo que la propiedad y control del organismo no se verán comprometidos en forma alguna, ni se afectaran el dominio o explotación del petróleo.
Los bonos que estén a disposición de la población en general y puedan ser adquiridos por personas físicas mexicanas, directamente o a través de las administradoras de fondos para el retiro, fondos de pensiones y sociedades de inversión, así como por otros intermediarios financieros, en este último caso, exclusivamente para el propósito de que sirvan de formadores de mercado.
Se busca que el rendimiento de los bonos esté asociado al comportamiento económico y al desempeño de la entidad paraestatal en las modalidades que determine cada emisión. En ese sentido, la iniciativa regula la emisión de bonos ciudadanos de tal manera que permitan tener referencia sobre el comportamiento del valor económico real de Petróleos Mexicanos, es decir, dichos títulos tienen también por finalidad servir como termómetro de la actividad y buen desempeño de la paraestatal.
Se propone que el Comisario del organismo actúe a la vez como representante de los intereses de los tenedores de los bonos ciudadanos y,
al efecto, tendrá a su cargo la compilación y difusión oportuna de la información sobre el estado general que guarde Petróleos Mexicanos.
C. Presupuesto
La iniciativa incorpora reglas que resultan fundamentales para que pueda administrar sus recursos y erogarlos de manera oportuna en atención a sus necesidades, con base en lo que sus órganos de dirección y administración determinen.
La autonomía que se le otorga para disponer de los excedentes de ingresos propios que genere, así como para aprobar adecuaciones a su presupuesto, sin requerir de autorización por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, siempre que cumpla con su meta de balance financiero y no se incremente el presupuesto regularizable de servicios personales.
D. Adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras públicas
Se propone un régimen mixto que pretende distinguir a las actividades sustantivas de carácter productivo a cargo de la entidad paraestatal y sus organismos subsidiarios, de las que no lo sean, de tal forma que las primeras queden exceptuadas de la aplicación de las leyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, mas no las segundas.
En el caso de las contrataciones, adquisiciones o arrendamientos relativos a las actividades sustantivas de carácter productivo a cargo de Petróleos Mexicanos, corresponderá a su Consejo de Administración, previa opinión del Comité de Transparencia y Auditoría, aprobar las disposiciones que considere.
Se incorporan supuestos específicos en adición a las leyes que regulan esas materias, tratándose de adjudicaciones directas y procedimientos de invitación restringida, con la finalidad de que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios cuenten con un amplio margen de actuación y negociación que le permita afrontar sus necesidades de manera pronta pero asegurando la optimización de sus recursos.
Se incluye un artículo que permita que tanto el contenido del contrato como su precio sean determinados en el transcurso de su ejecución, lo que también es una práctica común a nivel internacional.
Dichos contratos estarán sujetos al buen desempeño y generación de resultados en la ejecución de los trabajos, de manera tal que Petróleos Mexicanos no tenga que pagar por trabajos encomendados que resulten infructuosos, en ese sentido se prevé un instrumento adecuado para una
óptima prestación de servicios o ejecución de obras, en beneficio de Petróleos Mexicanos y del país.
V. De los Informes específicos de Petróleos Mexicanos
Se ordena la presentación de un informe anual específico ante el Congreso de la Unión. También se propone rendir a la dependencia coordinadora de sector y por conducto de ésta a las cámaras del Congreso de la Unión, informes trimestrales que permitan conocer, por línea o rama de negocios, los resultados de la paraestatal, con base en indicadores o parámetros aceptados a nivel internacional; asimismo, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público deberá recibir otro informe sobre el uso del endeudamiento.
VI. Transitorios
Lo que se propone es que la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos entre en vigor al día siguiente al de su publicación en el Diario Oficial de la Federación, tal como sucede con la mayoría de las leyes; asimismo, en el régimen transitorio se establecen todas aquellas disposiciones conforme a las cuales el organismo alcanzará, de manera gradual, su autonomía en las distintas materias previstas en el propio ordenamiento.
A. Entrada en vigor de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos
Desde la entrada en vigor de la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, una vez que se emitan las disposiciones respectivas, se exceptuará a la entidad y a sus organismos subsidiarios de la aplicación de las leyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y de Obras Públicas y Servicios Relacionados.
Por la sola entrada en vigor de la nueva Ley, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios contarán con supuestos adicionales de excepción a la licitación pública, para llevar a cabo contrataciones mediante adjudicación directa o invitación restringida en materia de suma relevancia.
Petróleos Mexicanos podrá realizar todas las adecuaciones presupuestarias que considere, así como emplear hasta el 10% de sus excedentes de ingresos propios o 5,000 millones de pesos, sin la intervención de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, salvo en los casos en que incremente el techo global de gasto o el presupuesto regularizable de servicios personales o pensiones.
B. Liberalización en deuda y eliminación de restricciones
Podrá realizar, sin requerir autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, negociaciones y gestiones para acudir al mercado externo
de dinero y capitales; contratar los financiamientos externos que se requieran y contratar obligaciones constitutivas de deuda.
Realizará todas las adecuaciones presupuestarias que considere, eliminándose la restricción en materia de pensiones, y dispondrá de hasta el 25% de sus excedentes de ingresos propios o hasta 12,500 millones de pesos.
La liberación y eliminación de restricciones se hará realidad en la medida que el organismo cumpla con las metas de su plan estratégico para los dos primeros años posteriores a la entrada en vigor de la iniciativa de Ley que se propone; haya emitido su estatuto orgánico; estén en funcionamiento los distintos comités previstos en la Ley, y haya garantizado la viabilidad del pago de las pensiones a que tienen legítimo derecho sus trabajadores, asegurando la sostenibilidad de su sistema de pensiones.
C. Liberación de excedentes de ingresos propios
Cuando se llega al inicio de esta etapa prácticamente se ha alcanzado el régimen especial previsto en la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos; únicamente se van liberando, en forma gradual, los excedentes de ingresos propios de Petróleos Mexicanos desde el 40% de los mismos hasta alcanzar el 100%, o bien la posibilidad de que disponga de hasta de 15,000 mil millones de pesos.
En esta etapa Petróleos Mexicanos únicamente compromete metas de balance financiero, es decir, se elimina el requerimiento de que comprometa metas de balance primario.
La liberación tiene por contrapartida que Petróleos Mexicanos cumpla con las metas establecidas en su plan estratégico, según el periodo de que se trate, así como también que coloque bonos ciudadanos por el 5% del total de la deuda de corto y largo plazos.
3. INICIATIVA QUE REFORMA LA LEY ORGÁNICA DE LA ADMINISTRACIÓN PÚBLICA FEDERAL.
La responsabilidad de definir y conducir la política energética recae en el Ejecutivo Federal. En el caso particular de México, esta responsabilidad toma especial relevancia por dos razones: primera, casi la totalidad de la energía primaria es producida por empresas del Estado, así como la mayor parte de su transformación; y segunda, cerca del 35% de los ingresos fiscales tienen su origen en la industria petrolera.
La producción máxima de crudo de Petróleos Mexicanos se alcanzó en 2004 con 3,383 miles de barriles diarios. A partir de ese momento, se ha registrado una constante disminución. Respecto al nivel máximo, se han dejado de producir más de 300 mil barriles diarios.
Existen cuatro áreas de explotación petrolera en las que se deberá trabajar para mantener la plataforma de producción en el mediano plazo:
a. exploración y desarrollo de recursos prospectivos en las cuencas del Sureste;
b. explotación de campos abandonados;
c. desarrollo del paleocanal de Chicontepec, y
d. exploración y desarrollo de las aguas profundas del Golfo de México.
Considerando el desarrollo de Chicontepec y de los recursos prospectivos de las cuencas del sureste, entre 2008 y 2021 se requerirían perforar más de 17,000 pozos, número similar al que Pemex ha perforado a lo largo de toda su historia, pero en una tercera parte del tiempo.
En comparación con la explotación de yacimientos convencionales, el desarrollo de campos en aguas profundas impone dos grandes retos: a) adquirir el conocimiento para poder administrar y operar las nuevas tecnologías que se emplean en este tipo de yacimientos; y, b) multiplicar la capacidad de ejecución.
En México, se estima que más de 50% de los recursos prospectivos del país se localizan en la cuenca del Golfo de México Profundo, lo que equivale a un potencial de recuperación de 29.5 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en una extensión de más de 575,000 kilómetros cuadrados. Este volumen de hidrocarburos es superior a la reserva original total de Cantarell.
El Poder Ejecutivo Federal debe asegurar el mejor aprovechamiento posible de los hidrocarburos en territorio nacional. Para realizar esta tarea de la mejor manera posible, es necesario complementar lo anterior con atribuciones adicionales, al tiempo de dotar a la Secretaría de Energía de los instrumentos necesarios para ejercerlas cabalmente.
PROPUESTA
Se busca establecer que la Secretaría de Energía:
Esté obligada a elaborar planes estratégicos de mediano y largo plazos en las áreas de exploración y explotación de los reservas de hidrocarburos, definidos sobre la base de una explotación sostenible de los recursos que maximice la riqueza petrolera en favor de la Nación.
Preservar e incrementar el acervo de reservas de hidrocarburos propiedad de la Nación y será su responsabilidad la definición de una plataforma de producción sostenible en el largo plazo.
Incorporar como atribuciones de esa Secretaría, normar y supervisar que la explotación de los yacimientos se lleve a cabo con la mayor eficiencia. Ello
demanda regular el uso de las mejores técnicas de evaluación y ejecución de proyectos; emitir la normatividad y supervisar el uso de las mejores tecnologías, así como dictaminar y supervisar la ejecución de los proyectos de explotación que lleve a cabo Petróleos Mexicanos.
Asignar a la autoridad la tarea de regular y supervisar el uso de las mejores prácticas en materia de seguridad industrial.
Señalar que, en el ejercicio de sus facultades, propicie el desarrollo de la industria nacional, así como el de la tecnología, por parte de empresas nacionales.
Promover la participación de los particulares en las actividades del sector, en los términos de las disposiciones aplicables.
Otorgar y revocar concesiones, permisos y autorizaciones en materia energética, incluyendo las de los principales proyectos y las de los trabajos del sector, conforme a las disposiciones aplicables.
4. INICIATIVA DE LEY DE LA COMISIÓN DEL PETRÓLEO.
Ante los retos que enfrenta el país en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, desempeñar con efectividad el mandato antes referido exige a la Secretaría de Energía, como a cualquier otra autoridad en materia de energía de un país petrolero, contar con un equipo multidisciplinario en diversas áreas de la industria de exploración y producción.
Diversos países petroleros como Noruega, Reino Unido, Brasil, Colombia y Canadá, han creado órganos técnicos especializados en la exploración y producción de hidrocarburos en apoyo a las labores del ministerio de energía. Si bien la creación de estos órganos obedece a distintas situaciones históricas y modelos de desarrollo de la industria, su fin último es el mismo: contar con unidades técnicas especializadas que apoyen al ministerio responsable del sector, con el fin de lograr una mejor gestión de los recursos petroleros de la nación.
PROPUESTA
I. Naturaleza y Atribuciones.
Se propone la creación de un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía, con autonomía técnica y operativa, que apoyará a esta dependencia en sus tareas de planeación estratégica del sector, en materia de regulación y supervisión de las actividades de exploración y producción, a fin de garantizar la utilización de la tecnología más adecuada para optimizar dichas actividades.
La Comisión se constituye como instrumento de apoyo técnico y operativo de la Secretaría de Energía, mediante la cual se dictamina, evalúa y verifica
las operaciones relativas a la exploración, explotación de hidrocarburos, la cuantificación de sus reservas y el cumplimiento de las disposiciones técnicas aplicables a estas actividades, a fin de obtener el éxito exploratorio y la recuperación de hidrocarburos.
Para el mejor ejercicio de sus atribuciones se considera adecuado otorgarle a esta Comisión, la facultad de realizar visitas de inspección a las instalaciones petroleras; requerir a Petróleos Mexicanos la información que considere necesaria, así como sancionar en el ámbito de su competencia las violaciones a la normatividad.
II. Organización y Funcionamiento.
Se propone que dicho órgano se integre por cinco comisionados, quienes deliberarán en forma colegiada y decidirán los asuntos por mayoría de votos.
Los comisionados ejercerán su encargo por un período de cinco años de manera escalonada y prorrogables por única ocasión; estableciéndose como requisitos para desempeñarse como miembro de este órgano colegiado el cumplimiento de los principios de profesionalismo, capacidad, experiencia e integridad.
III. Disposiciones Generales.
La Ley que regula a este órgano establece que el otorgamiento de los permisos por parte de esta Comisión implica la declaratoria de utilidad pública de los trabajos u obras a realizarse, estableciéndose también que los actos de la Comisión, serán impugnables en la vía administrativa mediante la interposición del recurso de revisión, preservando las garantías constitucionales de audiencia y legalidad.
La Comisión tendrá por objeto la utilización de la tecnología más adecuada para optimizar las operaciones de exploración y explotación de hidrocarburos, coadyuvando en el diseño del marco normativo del sector y supervisando, en el ámbito técnico, dichas actividades.
5. INICIATIVA DE DECRETO POR EL QUE SE REFORMAN DIVERSAS DISPOSICIONES DE LA LEY DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA.
El 31 de octubre de 1995, se promulgó la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, la cual tuvo por objeto constituir a un ente regulador del sector para atender las actividades que en ese momento habían sido recientemente abiertas a la participación de los sectores social y privado.
En lo relativo a la electricidad, se le dieron atribuciones para regular la cogeneración, el autoabastecimiento, la pequeña producción y la producción independiente de electricidad, así como la importación y exportación de la misma.
En materia de hidrocarburos, las atribuciones fueron para regular el transporte y almacenamiento del gas natural que no estén relacionados con su explotación, producción o procesamiento, la distribución de gas natural, el transporte y almacenamiento de gas licuado de petróleo por medio de ductos, así como las ventas de primera mano tanto de gas natural como de gas licuado de petróleo.
Desde entonces, estas actividades son llevadas a cabo tanto por Petróleos Mexicanos como por los sectores social y privado dentro de un régimen de permisos y bajo el principio de actividades prioritarias.
La fortaleza de esta Comisión se ha sustentado en sus atribuciones para otorgar permisos, expedir la metodología para fijar precios y tarifas, aprobar términos y condiciones para la prestación de los servicios, expedir disposiciones administrativas de carácter general -llamadas directivas-, dirimir controversias, requerir información y aplicar sanciones.
La apertura a la participación de los sectores social y privado en las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de petrolíferos y petroquímicos básicos, hace necesario llevar a cabo la regulación de dichas actividades, en condiciones de oportunidad, eficacia y profesionalismo que nuestra sociedad tanto necesita.
Se plantea aprovechar la experiencia institucional de la Comisión Reguladora de Energía, mediante el fortalecimiento de sus actuales atribuciones y otorgándole nuevas en las actividades que se abren a la participación social y privada. La propuesta es que esta Comisión se encargue de promover la eficiencia de los permisionarios en la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de todos los hidrocarburos, tal como lo ha venido haciendo en gas.
PROPUESTA
La Comisión llevaría a cabo las siguientes atribuciones:
Expedir las metodologías para determinar los precios de venta de primera mano de los productos refinados y derivados del petróleo y de los petroquímicos básicos;
Determinar los términos y condiciones para dicha venta de primera mano;
Determinar los modelos de convenios y contratos de adhesión para estas actividades;
Expedir las metodologías para el cálculo de precios por estos servicios y determinar los términos y condiciones a que deberá de sujetarse la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de estos productos, supervisar y vigilar en el ámbito de su competencia e imponer sanciones administrativas por infracciones a las disposiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
Conducir el desarrollo de las actividades de transporte y de almacenamiento de petrolíferos y petroquímicos básicos, dentro de las directrices de las mejores prácticas internacionales en esta industria.
Se prevé el establecimiento de los términos y condiciones a los que deberán sujetarse las ventas de primera mano de los productos que se obtengan de la refinación del petróleo, de gas y de petroquímicos básicos, estableciendo como parte del objeto de la Comisión, promover el desarrollo eficiente de las mismas.
Se busca regular el desarrollo de las actividades de transporte y distribución de los petrolíferos mencionados que se realicen por medio de ductos y el almacenamiento de los mismos, a fin de fortalecer a Petróleos Mexicanos en el desarrollo de estas actividades.
Regular el desarrollo de los servicios que se presten en el caso de biocombustibles en los mismos términos que los hidrocarburos, siendo congruente con las nuevas tendencias internacionales para el aprovechamiento de combustibles alternativos, reduciendo la dependencia a los combustibles fósiles no renovables, con lo que se amplían las opciones de abasto de combustibles para las generaciones futuras.
Se busca que la Comisión funja como un órgano que expida los modelos de convenios y contratos de adhesión para estas actividades reguladas y que vigile el cumplimiento de las disposiciones administrativas aplicables, facultado para imponer las sanciones que se establecen en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo.
SITUACIÓN DE LA COMPETITIVIDAD DE MÉXICO 2006: PUNTO DE INFLEXIÓN – SECTOR ENERGÉTICO Instituto Mexicano para la Competitividad México, 2007
362 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
La Ley del Mercado de Valores es definitivamente un pasomuy importante hacia la consolidación del Mercado de Ca-pital en México. En el Subíndice 2007: Sectores precursoresde clase mundial, se analiza la participación que tiene el go-bierno corporativo de las empresas en relación con el costode capital de las mismas. La reforma causará que el mer-cado retribuya con precios más altos los valores de las em-presas cuyas prácticas de gobierno corporativo sean másconfiables. También protegerá a inversionistas minoritariosque participan en su capital accionario.
Propuestas de política para eldesarrollo del Mercado de Capital
• El punto fundamental para el desarrollo del Mercadode Capital es la defensa de los derechos de propiedad enla economía, mediante una reforma de los sistemas delimpartición de justicia. Los avances legislativos recien-tes, como las modificaciones a la Ley General de Títulosy Operaciones de Crédito del Código de Comercio; la Leyde Instituciones de Crédito de la Ley del Mercado de Va-lores; a la Ley General de Instituciones y SociedadesMutualistas de Seguros de la Ley Federal de Institucio-nes de Fianzas; a la Ley General de Organizaciones yActividades Auxiliares del Crédito y la promulgación dela Ley del Mercado de Valores, son muy importantes. Sinembargo, cuestiones como el tiempo requerido para ha-cer cumplir un contrato o la percepción de corrupcióncon respecto a México, parecen tener un mayor efectosobre el desarrollo de los mercados de valores, que lasvariables fundamentales de las empresas• La interrelación del trabajo con el capital es fundamen-tal desde el punto de vista de la política pública. Méxicoes el único país del mundo que exige a los empresarios,compartir las utilidades del negocio con los trabajado-res, lo cual es, finalmente, un incentivo para reportar me-nos utilidades que las reales y a inflar las cifras de cos-to de las empresas. El fenómeno de empresarios ricoscon empresas pobres, altamente diseminado en el país,está muy relacionado con la complejidad en el pago deimpuestos y la obligación patronal del reparto de utilida-des, ya que la mejor manera de reducir estos conceptoses mediante excesos de costo para la empresa inducidospor el propio empresario, y la rentabilidad real del nego-cio nunca es conocida de manera transparente, lo cualtiene un efecto adverso sobre la acumulación de capital• Un punto adicional de vinculación de los mercados decapital y de trabajo tiene que ver con el “impuesto a
crecer” del que se habló anteriormente. En la medida enque las empresas en México puedan llegar a una esca-la que sea atractiva para los inversionistas instituciona-les, será posible aprovechar las economías de escalapara constituirse en un excelente motor de crecimientoeconómico• La complejidad de la estructura impositiva en Méxicotiene un efecto negativo sobre la atracción de inversio-nes. El pago de impuestos tiene que convertirse en untrámite fácil y expedito• Dentro de la relación capital-trabajo, una parte impor-tante para otorgar transparencia al mercado de empre-sas es que las liquidaciones del personal deben teneruna manera única de cálculo, sin importar si hubo re-nuncia o despido del trabajador, y dicha liquidación debeser fondeada en la empresa, reconociendo además el pa-sivo laboral contingente en el balance• Por último, una importante cuestión está relacionadacon la posibilidad de que las empresas se compren y sevendan de manera dinámica, (lo cual también está ínti-mamente ligada al mercado laboral por el elevado gradode informalidad de la actividad económica en México).En la medida en que se formalicen y profesionalicen lasempresas, será más fácil su compra-venta
Sector energético
La energía es el tercer factor de la producción analizado eneste capítulo, y como se vio con anterioridad, de los tres fac-tores de producción es el que menos contribución aparentatener con respecto al crecimiento económico nacional. Enrealidad lo que es verdaderamente sorprendente, es que elimpacto de la energía en el PIB sea tan alto, como se vio enla gráfica de peso específico de los factores de la producciónque se presentó al principio de este capítulo. La producciónen México depende casi en una tercera parte de la energía,la cual tiene un peso específico en la producción, muy cer-cano al del trabajo. Para Estados Unidos, la función-pro-ducción que se estima, indica que la energía tiene un pesoespecífico cercano al 17%, casi la tercera parte de la contri-bución que tiene el trabajo en la producción del vecino país.
En México como en cualquier país del mundo, la energía tie-ne dos ramificaciones muy importantes: hacia las finanzaspúblicas y hacia el manejo sustentable del medio ambiente.Muy probablemente, la tendencia a largo plazo en el mun-do se oriente al desplazamiento de los hidrocarburos porotras fuentes de energía, como el hidrógeno, los energéticos
363
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
renovables y la energía nuclear. México está relativamenteatrasado en el manejo de energéticos renovables con res-pecto a países como Brasil y Guatemala, ya que la depen-dencia de los hidrocarburos es relativamente alta.
Visión general del sector energético mexicano
A juzgar por las cifras de comercio exterior, México tiene unsuperávit en términos energéticos. De acuerdo con la esta-dística del INEGI, sin hacer un desglose por categorías ener-géticas, se exporta más energía de la que se consume.
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
347.
15
455.
96
409.
75
457.
36
377.
40
422.
13
688.
83
776.
43
735.
43
893.
34
878.
32
895.
68
943.
40
3,18
7.63
3,23
6.39
3,26
3.67
3,01
8.56
3,01
2.33
3,47
2.89
3,87
6.39
3,94
2.10
3,73
1.78
3,85
7.60
3,93
2.35
3,88
4.43
4,35
4.21
Importaciones Exportaciones
Gráfica 6-27: Importación y exportación de energía en México,1991-2003 (petajoules)
Fuente: INEGI.
Actualmente, y como es ampliamente conocido, la energíaen México es un monopolio constitucionalmente reservadopara el Estado. Como todos los monopolios, la preocupa-ción para la sociedad tiene que ver con mayores precios ycantidades ofrecidas por debajo del equilibrio. Con los mo-nopolios públicos, la sociedad tiene dos preocupacionesadicionales: exceso de personal y un régimen de inversiónpor debajo de lo necesario para que el negocio sea susten-table (ver gráfica 6-30).
Dicho fenómeno se explica debido a que la energía es cos-tosa en México, lo cual ha obligado a individuos y empresas(aunque más a los segundos que a los primeros) a invertiren eficiencia energética. Sin menoscabo de lo anterior, laeconomía mexicana ha pagado el costo de la energía caracon un crecimiento económico disminuido, aunque la lenti-tud para crecer de México no es atribuible exclusivamente aeste factor.
EUA México
5.50
3.87
7.70
-8.95
EUA
México
Gráfica 6-28: Crecimiento/disminución en el consumo de energía(todas las categorías), 1995-2003 (%)
Fuente: INEGI, con datos de SENER; Energy Information Agency, EUA.
Gráfica 6-29: Crecimiento promedio del PIB, 1995-2003 (%)
Fuente: INEGI, Bureau of Economic Analysis, Department of Comerce, EUA.
Generación, transmisión y distribución eléctrica
Distribución de gasnatural al consumidor
Extracción de petróleocrudo y de gas natural
Refinación depetróleo
EUA México
0.630.77
0.40
0.91 0.82
3.11
1.4
0.15
Gráfica 6-30: Productividad por trabajador, sectores energéticos en México, 2004 y Estados Unidos, 2002 (millones de dólares)
Fuente: INEGI, Censos Industriales 2004 y Oficina del Censo de Estados Unidos.
El crecimiento en la oferta bruta de energía nos indica quéfuentes energéticas son las que más dinamismo han tenidoen años pasados.
Como puede apreciarse, el crecimiento más importanteestá en el carbón y el gas no asociado, categorías que cre-cieron por arriba del promedio de las demás y por encimatambién del crecimiento económico acumulado del periodo1995-2003.
Fuente: IMCO, con datos de SENER, Balance Nacional de Energía, 1995-2003.
364 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
Las industrias de petroquímica, fertilizantes y celulosa y pa-pel fueron las que redujeron en mayor medida su consumoenergético; mientras que las industrias del cemento, aguasenvasadas, hule, construcción, cerveza y malta y automo-triz, aumentaron su consumo energético, probablemente enproporción al crecimiento económico de sus ramas de ne-gocio. El menor consumo energético de la industria en Mé-xico es consecuencia del ritmo disminuido de crecimiento.Por ello, las disminuciones dramáticas se dieron en ramasde producción en las cuales la apertura de la economía dioacceso a las industrias consumidoras de esas cadenas porinsumos industriales de más bajo costo.
Petróleo y sus derivados
La explotación petrolera en México la lleva a cabo el Estadoa través de Petróleos Mexicanos (PEMEX). El Estado como ac-cionista único de la paraestatal, es el responsable de hacery supervisar las decisiones de política petrolera que debeinstrumentar su operador, en este caso PEMEX. El valor eco-nómico de PEMEX como empresa, es muy bajo y posiblemen-te negativo. Una explicación es que el valor de la riqueza pe-trolera aún no explotada no forma parte de su valor, dadoque ese petróleo está en el subsuelo y pertenece al Estado.La segunda razón por la cual el valor económico de PEMEX
es muy bajo, se debe a que ha invertido poco y sus costosson muy altos, especialmente por el exceso de personal. Susindicato (monopolista del factor trabajo especializado en laindustria petrolera) impone prestaciones muy altas a la em-presa (monopolista de la energía en México), por lo cual am-bos están atrapados en un círculo vicioso que impone ele-vados costos a los mexicanos (ver gráfica 6-30). PEMEX tienecerca de 140,000 trabajadores y de los 50,000 millones dedólares de utilidad bruta generados el año pasado, sola-mente invirtió 13,000 millones durante ese mismo plazo.36
De acuerdo a la publicación inglesa The Economist, 90% delpetróleo del mundo está controlado por empresas similaresa PEMEX, lo cual tiene implicaciones enormes para la eficien-cia del mercado petrolero a nivel mundial. Es decir, se sabeque la paraestatal mexicana es relativamente ineficiente,aunque la mayoría del petróleo del mundo está controladopor empresas con características similares. Tal situaciónpone a PEMEX en un punto de confort a efectos de no cambiarel modelo de explotación de la renta petrolera en México. Sinembargo, el esquema cada día se convierte en un lujo queno puede pagar la sociedad, especialmente porque el régi-men bajo de inversiones ha llevado a la paraestatal a nivelesrelativamente menores de exploración petrolera, con lo cualla capacidad del Estado de maximizar la renta petrolera severá limitada de manera severa.
Por otra parte, los recientemente elevados precios interna-cionales del petróleo y el gas natural han permitido impor-tantes ingresos adicionales a la paraestatal mexicana y ren-tas económicas a las arcas públicas. No obstante, es tangrave la crisis de inversiones, que PEMEX no ha tenido muchoéxito para generar ingresos adicionales a partir de la recienteracha de precios altos en el mercado petrolero, como se puedeapreciar en la gráfica 6-33, reproducida del World EconomicOutlook 2006 del Fondo Monetario Internacional.
-12.3-2.1
Elec
tric
idad
Gas
aso
ciad
o
Con
dens
ados
Bio
mas
a
Pet
róle
o cr
udo
Car
bón
Gas
no
asoc
iado
Promedio = 11.38%
3.3 4.69.2
72.2
118.7
Gráfica 6-31: Crecimiento de la oferta bruta de energía (por origen),1995-2003 (%)
Fuente: IMCO, con datos de SENER, Balance Nacional de Energía, 1995-2003.
Pet
roqu
ímic
aP
EMEX
Fert
iliza
ntes
Promedio: -9%
-10.0-10.4-12.8-14.8
-74.1
-86.8
-5.2-6.1
2.56.0
21.1
34.9
22.4
44.7 45.754.6
60.2
Cel
ulos
a y
pape
l
Taba
co
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Cer
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alta
Aut
omot
riz
Gráfica 6-32: Consumo de energía por actividad industrial, 1995-2003(% de crecimiento o disminución en el periodo)
365
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
A una tasa de extracción de entre 3.5 y 4 millones de barri-les diarios, las reservas probadas durarían entre 8.83 y10.09 años. Si las reservas pudieran crecer en 25.6 miles demillones de barriles, como lo estima el DOE, México podríacontar con 17.53 años más de petróleo. De descubrirse nue-vos yacimientos de acuerdo con cifras que estima el DOE,México podría contar con aproximadamente 30 años adicio-nales de reservas. Si se recuerda el modelo de función-pro-ducción de la economía mexicana que se presentó al iniciode este capítulo, los datos aquí citados indicarían que se tie-ne un máximo de 15 a 30 años para realizar las reformas quepermitan que la economía mexicana no dependa tanto de laproducción de petróleo.
Un problema adicional tiene que ver con el alto peso espe-cífico que tiene Cantarell dentro de la producción petrolerade México, ya que ese yacimiento provoca que México seauno de los principales oferentes de crudo pesado al mercadointernacional. Este producto, por sus características tieneun precio castigado en los mercados internacionales, y alser México un productor significativo, puede causar algúndesplome en el precio del producto si lo ofrece en demasía.
36 The Economist, Mexico, 2006, Survey.
37 El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que aún hay reservas por descubrirse en una cifra cercana a los 45.8 miles de
millones de barriles, sin embargo, ello no deja de ser una mera conjetura.
De acuerdo al Departamento de Energía de Estados Unidos(DOE), las reservas mexicanas podrían crecer en 25.6 milesde millones de barriles37 (ver gráfica 6-34).
Venezuela
Colombia
Ecuador
México
Argentina
Bolivia
Brasil
-40 -20 0 20 40 60 80 100 120 140 180160
Sector Privado Sector Público
Gráfica 6-33: Cambio porcentual en la producción de hidrocarburos,2000-2005 con respecto a la producción del año 2000(miles de millones de pies cúbicos)
Fuente: Fondo Monetario Internacional, World Economic Outlook 2006, pp. 58.
5.8
7
7.79
11.411.2
12.915.2
18.3
21.4
39.135.9
6068.1
79.797.8
115
101.5
132.5
178.8
264.3
India
Azerbaijan
Noruega
Kazakhstan
Algeria
Brasil
México
Qatar
China
EUA
Libia
Nigeria
Rusia
Resto del mundo
Venezuela
UAE
Iraq
Kuwait
Irán
Canadá
Arabia saudita
Gráfica 6-34: Reservas probadas de petróleo al 1 de enero de 2006(miles de millones de barriles)
Fuente: Departamento de Energía de Estados Unidos, Internacional Energy Outlook, condatos de Worldwide Look at Reserves and Production, Oil & GasJournal, Vol. 103, No. 47(December 19, 2005), pp. 24-25.
∑= 3,383Otros1,005
29.7%
Ku191
5.6%Caan108
3.2%
Cantarell2,07961.5%
Gráfica 6-35: Producción petrolera de México, 2004 (miles de barriles diarios)
Fuente: DOE, Mexico Country Brief.
Por ello, la elección de la tasa de explotación óptima, es unproblema clave de política económica. Si PEMEX incrementasu volumen de producción a tasas más altas que lo que de-manda el mercado, puede causar que se reduzca el preciomás que proporcionalmente, y que bajen sus ingresos y los
366 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
del Estado. Por otra parte, cuando los precios del petróleoson altos, vale la pena tener tasas de explotación más altasy colocar producto a ritmos más elevados. En suma, la tasade explotación es una decisión clave que intrínsecamentecorresponde al Estado, no a PEMEX, aunque a veces parece-ría que el segundo la está tomando en vez del primero.
Gasolina y otros productos refinados
En México, al público en general, le parece increíble que lanación, siendo productora de petróleo, importe gasolinasdel exterior. Una vez conocido el dato presentado en la gráfi-ca 6-30, en donde se expresa que en la refinación de petróleola productividad por trabajador en Estados Unidos es cerca-na a los 3.11 millones de dólares, mientras que en Méxicoes de 1.04 millones de dólares, el hecho de importar gaso-linas no resulta tan sorprendente.
En realidad, el negocio de la refinación es difícil en cualquierparte del mundo; en México es más difícil por el exceso depersonal con el cual se realiza. Las naftas o gasolinas a gra-nel (antes de la mezcla con oxigenantes) son commoditiesgenéricos comercializados mundialmente y a partir de loscuales a lo largo de varias décadas ha habido oferta en exce-so, ante la gran capacidad instalada. Por ello, los márgenesde refinación históricamente tienden a ser muy estrechos oa tener una volatilidad sin paralelo con otras líneas del ne-gocio petrolero, aún en los Estados Unidos.38 Podríamos afir-mar que el negocio de refinación en promedio apenas cubreel costo de capital, el cual es más caro en México que en otrospaíses. Recientemente, la situación internacional ha cambia-do aunque probablemente el comportamiento cíclico de losresultados económicos del negocio de generación, no tardemucho en volverse a expresar.
Sin embargo, y aunque el margen de refinación es muy ba-jo, la gasolina históricamente ha sido más cara en Méxicoque en los Estados Unidos. Los dos últimos años parecenser la excepción a la regla, aunque con el ajuste en el pre-cio realizado al final de la administración 2000-2006, los pre-cios de la gasolina serán mayores o iguales que en EstadosUnidos. El diferencial de precios de la gasolina prueba unavez más, el efecto nocivo en los consumidores de las estruc-turas monopólicas.
A pesar de estar disfrutando una renta monopólica, la pro-ductividad por trabajador en el negocio de refinación cons-tituye la tercera parte a la observada en Estados Unidos.
La gasolina en México, podría argumentarse, es un instru-mento recaudatorio, y los precios altos ayudan a mitigar lascausas externas negativas que tienen los hidrocarburos en elmedio ambiente, cuestión que es muy importante especial-mente en la zona urbana de la ciudad de México. Esto seríaposible si hubiera en el mercado otros energéticos de costoparecido con efectos ambientales menores y/o tecnologíasque permitieran una mayor eficiencia energética. El mono-polio estatal en los energéticos no permite que sea así.
Un elemento interesante de la gráfica 6-36 es que los pre-cios de la gasolina parecerían ser más volátiles en EstadosUnidos que en México. La menor volatilidad parecería seruna ventaja a favor de los consumidores mexicanos, aunquecon algunos problemas: la volatilidad mundial de los pre-cios del petróleo y sus derivados fueron el motor del desa-rrollo de una industria emergente de energéticos y oxige-nantes renovables, como el etanol, cuyo desarrollo ha sidoincipiente en México.
Gas natural
El gas natural tuvo un incremento importante en su partici-pación en el balance energético global desde la crisis deprecios de petróleo de los años setenta. La presencia del gasdentro del consumo energético de las economías se hizoaún mayor desde los años ochenta, dado que el gas naturaltiene una baja intensidad de carbono (la más baja entre loscombustibles fósiles), lo cual lo hace el hidrocarburo deelección desde el punto de vista ambiental.39 Tiene ademásuna mayor intensidad energética que otros hidrocarburos,lo cual lo hace también económicamente rentable.
0.35
0.45
0.3
0.25
0.2
0.5
0.4
0.55
0.6
0.65
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
EUAMéxico
Gráfica 6-36: Precio de la gasolina en México (Magna-Sin) y Estados Unidos(Regular), 1991-2006 (centavos de dólares por litro)
Fuente: IMCO, con datos de EIA, PEMEX, SENER y Banco de México, varios años.
367
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
El mayor obstáculo para el desarrollo del mercado de gasnatural a nivel mundial, es lo costoso de la infraestructurade transporte y el elevado costo implicado en la entrega delgas a los mercados de consumo. Hay, por lo tanto, un retoen la inversión requerida a nivel mundial, tanto en la explo-ración y el desarrollo, como en términos de construcción dela infraestructura de transporte requerida para facilitar elcomercio internacional de gas y su utilización doméstica.40
De acuerdo con Oil and Gas Journal, México contaba enenero de 2005 con una reserva de 14.9x1012 pies cúbicos degas natural. Sin embargo, en años recientes, la nación me-xicana ha tenido dificultades para que la producción alcanceal consumo, el cual se da principalmente en el sector eléc-trico. La mayor parte de la explotación de gas está asociadaa pozos petroleros.
Desde 1995, existe en el mercado de gas natural algunaparticipación privada en apoyo a las operaciones de PEMEX.Ninguna de las compañías que trabaja en estas funcionesde apoyo puede participar en alguna otra (que básicamenteson el transporte, el almacenaje y la distribución).
La Constitución prohíbe la participación privada en la explo-tación de gas. Sin embargo, PEMEX mantiene varios contra-tos de servicios múltiples orientados al incremento de laproducción no asociada de gas natural. Bajo dichos contra-tos, PEMEX puede contratar a empresas privadas nacionales yextranjeras para llevar a cabo la producción, en áreas dondeexisten reservas probadas (especialmente en la Cuenca deBurgos). De acuerdo con la Constitución, ninguno de estosoperadores gana la propiedad del gas explotado.
Los contratos de servicios múltiples son un paso positivohacia la apertura de la parte extractiva del sector de gas
38 Por ejemplo, Financial Performance: Low Profitability in U.S. Refining and Marketing,
(http://www.eia.doe.gov/emeu/perfpro/pi&t97/ch8.html).
39 Okogu, B. (2002), Issues in global natural gas: a primer and analysis, IMF working paper, Eastern Department, Fondo Monetario Internacional
40 Ibídem.
41 Lajous, A. (2003), Seguridad de suministro del gas natural en México, intervención en el Congreso Anual de la Asociación Mexicana para la
Economía Energética y la Reunión de la International Association for Energy Economics,
(http://www.iaee.org/documents/Seguridad-de-suministro.pdf).
natural. PEMEX espera que los contratos de servicios múltiplesincrementarán la producción de gas natural en 600 millonesde pies cúbicos por día, aunque ello será insuficiente paracubrir la brecha entre producción y consumo, por lo que pre-visiblemente, importará gas natural en los próximos años.
Lo anterior es extremadamente relevante para las políticasde precio del gas natural. Los principales consumidores degas natural en México han buscado que el gas natural ten-ga un precio preferencial. Más allá de los efectos distributi-vos regresivos de estos subsidios, reconocidos expertos enla materia coinciden en que se terminaron los tiempos delgas natural barato en Norteamérica. Un documento de AdriánLajous (2003)41 establece que en los mercados de mayoreo delos Estados Unidos, prevalece una situación de precios altosy volátiles. A menos que México exportara gas de muy bajocosto al mercado norteamericano (que desplace al gas máscaro), el precio interno en México debería ser cercano al delos precios de mayoreo en Estados Unidos.
ProducciónConsumo
2,000
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
1980
1981
1982
1983
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Gráfica 6-37: México: producción y consumo de gas natural, 1980-2004
Fuente: Energy Information Agency, DOE.
368 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
La agenda en materia de gas natural: reformar sin cambiar la cambiar la Constitución,para incrementar las presiones competitivasJosé Alberro
Director de LECG (Law &Economics Consulting Group)
El precio del gas natural en México es mayor al que prevalecería en un entorno competitivo debido a dos razones:
1. Su abasto es insuficiente; y2. En vez de corregir esta anomalía, el método utilizado para fijar el precio del gas natural1 descansa sobre un análisis teó-rico equivocado de corto plazo que ratifica las rentas monopólicas que percibe PEMEX.
La oferta de gas natural en México es escasa por dos razones:
1. PEMEX Exploración y Producción tiene el monopolio de su producción. Más del 60% del gas que produce PEMEX Explora-ción y Producción constituye un subproducto de la extracción del petróleo. Dado que sólo una de las subsidiarias de PEMEX
esta encargada de la producción, sus decisiones de inversión reflejan la rentabilidad del petróleo y no la dinámica del mer-cado de gas natural. Así, las importaciones de gas natural han crecido y actualmente son casi seis veces más grandes quehace una década; y2. Aunque formalmente se ha desregulado la comercialización y el transporte del gas natural, de facto PEMEX no tiene com-petidores porque la Comisión Federal de Competencia no logra contrarrestar el poder sustancial de Petroleos Mexicanosen el mercado relevante
Las rentas monopólicas que percibe PEMEX menguan la competitividad de la industria nacional.
El marco constitucional vigente no impide instaurar medidas que aumentarían considerablemente las presiones competitivasen el sector, aunque mucho facilitaría la tarea poder modificar el marco legal. Se pueden introducir tres grupos de medidasque el marco constitucional no prohíbe:
• La fijación de un precio del gas natural que elimine las rentas monopólicas que percibe PEMEX;• La creación de mercados competitivos de servicios en las redes existentes de transporte; y• La desintegración vertical en la exploración, producción y tratamiento del gas, siempre y cuando las empresas resultantessean paraestatales
La industrial del gas natural en México consta de dos segmentos claramente discordantes:
• Un sector paraestatal formado por PEMEX, CFE y LFC que consume más del 80% del gas natural que producen y trasladansus ineficiencias a consumidores tanto de gas natural como de electricidad que no tienen otra fuente de abasto;2 y• Un sector privado cautivo que debe abastecer la mitad de su consumo con importaciones y que se ve obligado a utilizara PEMEX para llevarlo a cabo porque, aunque podría llevar a cabo esas importaciones directamente, de facto, la paraestatalcontrola tanto el acceso al Sistema Nacional de Ductos (SND) como las importaciones3
En ningún país de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) se da el caso de que, tanto el suminis-tro de electricidad, como el de su insumo térmico principal, se concentren en manos de monopolios paraestatales integradosverticalmente, exentos de presiones competitivas a lo largo de toda la cadena industrial, y con una regulación tibia. Hace al-gunas décadas, el Reino Unido experimentó una situación similar, pues la mayor parte de la electricidad se generaba concarbón y la producción de este insumo gozaba de un tratamiento especial, debido a razones políticas. Como consecuencia,tanto los costos del carbón, como los de la electricidad, estaban muy por arriba de las referencias europeas. Para enfrentar
369
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
este problema, Margaret Thatcher inició un proceso de liberalización de los dos sectores, resultando en la reducción, tanto elprecio del carbón, como el de la electricidad. Al final de la década de los noventa, este último había disminuido en 60%.
La administración 2006-2012 debe instaurar seis medidas:
1. Fijar un precio máximo al gas natural con un descuento –digamos un dólar por mil pies cúbicos– sobre el precio de re-ferencia utilizado en la actualidad.4 Debe modificarse la fórmula actual de netback que convalida las rentas monopólicasy establecer una nueva que sea congruente con la maximización intertemporal del bienestar del consumidor.5
2. Desvincular la propiedad del SND de los servicios que con él se pueden ofrecer y crear un mercado secundario de estoscontratos de transporte. Debe obligarse a PEMEX a subastar el 50% de los derechos de transporte en el SND entre empresasprivadas para crear un mercado de capacidad en las tuberías de transporte cuya propiedad puede conservar.6
3. Fomentar la creación de un mercado secundario de gas natural y obligar a la paraestatal a entregar gas por despla-zamiento.4. Impedir que PEMEX sea transportista o comercializador de gas importado. No se deben utilizar recursos de la nación pa-ra que la paraestatal adquiera gas natural en el exterior y que lo revenda en el mercado doméstico.5. Eliminar las rentas monopsónicas derivadas de la posición de PEMEX como empresa dominante en la compra de gas enel extranjero y el traslado de las mismas a los consumidores.6. Crear una subsidiaria del grupo PEMEX que lleve a cabo la exploración y producción de gas no asociado para romper elmonopolio en la exploración y producción de gas natural. PEP se concentraría entonces en la producción de petróleo y, portanto, gas asociado. El marco constitucional no obliga a que la producción de gas natural se lleve a cabo en una sola em-presa. La literatura teórica y la experiencia internacional prueban que no hay economías de escala en la producción de gasnatural que pudiera justificar la existencia del monopolio actual de PEP. Además, como lo muestran numerosos ejemplosen otros países, no es necesario contar con un monopolio estatal en la exploración y producción de hidrocarburos paraasegurar que el Estado apropie rentas neoricardianas.
Estas medidas que pueden instaurarse sin cambios en el marco constitucional tienden a romper los monopolios y los gruposde poder que existen tanto adentro como afuera de la paraestatal. Estas propuestas son menos vistosas que las discusionesacaloradas sobre la insuficiencia de la inversión derivada de las restricciones presupuestales y la impropiedad del régimen fis-cal de la paraestatal.
Suponer que los problemas del sector se resolverán dotándolo de mayores recursos y de mayor autonomía de gestión sin exi-girle eficiencia comprobada y transparencia total es una quimera. Se puede predecir con certidumbre que si no aumentan laspresiones competitivas en el mercado de gas natural no habrá presupuesto de inversión que alcance, ni régimen fiscal queresuelva la falta de producción nacional. Aumentar presupuestos y disminuir carga fiscal sólo incrementará las rentas apro-piadas por la paraestatal.
(1) Establecida en la Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural de la Comisión
Reguladora de Energía.
(2) En 2005, la oferta nacional de gas alcanzó 1,549 billones de pies cúbicos de los cuales el propio PEMEX consumió 48% y el sector eléctrico
un 33% adicional.
(3) El resto se importa por Naco y Rosarito.
(4) Las rentas monopólicas que percibe PEMEX se estiman en 400 millones de dólares al año.
(5) El bienestar social de largo plazo no es maximizado fijando un precio en México que iguala el ingreso que se derivarían de vender cierta cantidad
de gas en México con el que se obtendría en el sur de Texas.
(6) Para fomentar la competencia, la autoridad regulatoria española obligó a la empresa dominante de transporte a transferir parte de su capacidad
a diversos comercializadores privados.
370 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
Electricidad
En la concepción de algunos planeadores públicos, la Comi-sión Federal de Electricidad (CFE) representa el modelo de loque debería ser PEMEX. Definitivamente es un mejor tipo deparaestatal que Luz y Fuerza del Centro (LFC), cuyo arbitriodeben padecer los consumidores de electricidad de la ZonaMetropolitana de la ciudad de México. No obstante lo dichoanteriormente y dado que CFE tiene tarifas diferenciadas portipos de usuario y consumo, es difícil saber si las tarifas eléc-tricas en México se parecen a las tarifas en competencia o no.
De acuerdo con la OCDE, la respuesta es no. En su estudio deMéxico (2005), se analizan los precios de electricidad en elperiodo 2000-2003 para los países miembros de esa organi-zación. Los precios en el 2003 para la industria, ubicados enMéxico entre 20 y 21 dólares por KWH, están dentro de losmás altos de los países miembros de la OCDE, cercanos pe-ro mayores a los de Japón y superados solamente por losde Portugal, República Checa, Polonia, Hungría, Eslovaquia,Italia y Turquía.
Con el fin de verificar si las tarifas de CFE son tarifas eficien-tes, se estimaron los costos incrementales de largo plazo deuna empresa eficiente y se contrastaron con las tarifas quecobra CFE a diversos segmentos de usuarios en diferentes ni-veles de tensión. Las diferencias permiten inferir el costo adi-cional que pagan los consumidores de electricidad en México.
El resultado de nuestro análisis es que las tarifas de alta,media y baja tensión están distorsionadas de manera muyimportante, generando rentas económicas importantes alEstado. También, encontramos evidencia fuerte de subsi-dios cruzados entre los distintos tipos de usuarios.
Algunos de los subsidios cruzados del sector energético ge-neran distorsiones en los mercados de trabajo y capital. Porejemplo, varios subsectores del ramo agropecuario tienenuna rentabilidad negativa, una vez que se toman en cuentalos costos internacionales y su baja productividad. Sin em-bargo, la tarifa eléctrica reducida definitivamente influye enla decisión del productor de permanecer en esos nichos denegocio. La recolección de impuestos y la distribución desubsidios a través de precios y tarifas, es una práctica noci-va, porque cambia los elementos de juicio de los agenteseconómicos que les hace tomar decisiones en relación consu actividad que no son las mejores posibles.
México EUA
7.75
5.3
46%
Gráfica 6-38: Tarifa industrial promedio (centavos de dólar por Kwh)
Fuente: IMCO.
4.77
5.28
CMLP Generación CMLP Transmisión CMLP Alta tensión
0.51
Gráfica 6-40: Costos medios de largo plazo, alta tensión(centavos de dólar por Kwh)
Fuente: IMCO.
México EUA
10.63
8.919%
Gráfica 6-39: Tarifa residencial promedio (centavos de dólar por Kwh)
Fuente: IMCO.
371
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
Gráfica 6-41: Comparación de tarifas, horario y consumidoresde alta tensión, Región Centro (centavos de dólar por Kwh)
HorarioBase
HorarioIntermedio
HorarioPunta
Promedioponderado
CMLP Alta tensión
5.65
6.67
24.64
7.75
11%
% Distorsión
26%
467%
47%
5.28
Fuente: IMCO.
Gráfica 6-43: Comparación de tarifas, horario y consumidores de bajay media tensión (centavos de dólar por Kwh)
4.770.51
3.94 9.22
CMLP Generación CMLP Transmisión CMLP Baja TensiónCMLP Distribución
Gráfica 6-42: Costo marginal de largo plazo en media y baja tensión(centavos de dólar por Kwh)
Fuente: IMCO.
Bajo consumodoméstico
Alto consumodoméstico
Agricola
Serviciopúblico bajo
CMLP
Tarifa promedioponderada
Media tensión
Baja tensión
Serviciopúblico medio
5.46
20.99
5.31
17.56
14.77
19.01
7.78
10.63
9.22
-41%
127%
-42%
90%
60%
106%
-15%
15%
% Distorsión
Fuente: IMCO.
Retos del sector eléctrico en MéxicoAlfredo Elías Ayub
Director General, Comisión Federal de Electricidad (CFE)
El sector eléctrico en México ha venido ganando competitividad a lo largo de la presente década. De acuerdo al reporte 2006del Latin American Leadership Forum elaborado por la consultora independiente CG/LA INFRASTRUCTURE, “México, un participantemediano en otras áreas, es una estrella en electricidad. Los niveles de inversión son robustos, al igual que la satisfacción delos usuarios, específicamente en el caso de CFE”. México ocupa el primer lugar de 23 países de América Latina en el rankingde competitividad en materia de infraestructura eléctrica de acuerdo este estudio.
La posibilidad de canalizar recursos, públicos y privados, a la expansión y modernización de la infraestructura, ha permitidoincrementar en un tercio la capacidad de generación. Esta nueva capacidad cuenta con la tecnología más moderna. En el otro ex-tremo, la capacidad más antigua –alrededor de un tercio también– fue retirada de operación o modernizada. El fortalecimiento de
372 I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
las interconexiones del sistema eléctrico nacional, a través de la inversión en nuevas líneas, ha permitido ofrecer un serviciomás confiable y de mayor calidad. La creciente productividad y eficiencia de CFE ha permitido contrarrestar, en cierta medida,el impacto de los incrementos en los precios de los hidrocarburos de los últimos años. Es en este terreno donde se presentael mayor reto al sector eléctrico mexicano a mediano y largo plazo. Es necesario diversificar las fuentes de energía primariapara aislar al sector, hasta donde sea posible, de la volatilidad de precios y de los riesgos de depender de una sola fuente deabastecimiento en un contexto en que el país comienza a ser importador neto de algunos combustibles como el gas y el carbón.
La dotación de recursos naturales del país implica que, al menos en el mediano plazo, el gas natural continuará jugando unrol de gran importancia en la expansión de la capacidad de generación. Debemos garantizar el abastecimiento de gas en lasmejores condiciones posibles para hacer viable dicha expansión. Un segundo reto que enfrentará CFE en los próximos años tie-ne que ver con el aprovechamiento integral de sus activos. El avance tecnológico ha abierto oportunidades muy interesantespara las empresas eléctricas en todo el mundo, particularmente en el área de telecomunicaciones. CFE, que cuenta con unared de fibra óptica de más de 21,000 kilómetros, con amplias capacidades técnicas y con la concesión para prestar serviciosde telecomunicaciones, está bien posicionada para aprovechar esta ventana de oportunidad y ha comenzado ya a preparar sumodelo de negocios en este campo.
En tercer lugar, en un mundo de competencia global, las empresas deben tener la flexibilidad y la agilidad suficientes para res-ponder, y aún para adelantarse a los cambios en los mercados. El reto para CFE en este terreno, luego de haber modernizadosus sistemas operativos y de administración (todos los procesos están certificados en ISO 9000 y la empresa es líder en el usode tecnologías como SAP) es alcanzar un grado de autonomía presupuestal y de gestión que le permita desarrollar al máximosus potencialidades y ventajas tecnológicas para consolidarse como una empresa de clase mundial.
Por último, el sector eléctrico mexicano en su conjunto enfrenta el reto de homogeneizar la calidad del servicio eléctrico entodo el territorio nacional.
Avances legislativos
Recientemente, se ha discutido en ambas Cámaras un pro-yecto de Ley de Promoción y Fomento de los Bioenergéticos.Si bien el fin es loable, también persiste la preocupación deque los grandes cárteles agroindustriales y organizacionesde productores se conviertan en un nuevo frente de extor-sión en el estado mexicano y de extracción de rentas.
No obstante lo dicho, un esquema fiscal que propicie el de-sarrollo de fuentes de energía a partir de biomasas vegeta-les, puede ser una línea de negocio que brinde esperanzasde vida al sector rural mexicano y que permita una mayoreficiencia energética en México.
También, es importante destacar los siguientes trabajos le-gislativos orientados a hacer más eficientes las labores dela paraestatal petrolera mexicana:
Gráfica 6-44: Avances legislativos en materia energética
Fuente: Petróleos Mexicanos.
Propuesta Exposiciónde motivos
Proyectode Decreto
Iniciativa con proyectode Decreto
(Documento final)
Explotación conjunta deyacimientos transfronterizos
Alianzas estratégicas paraexplotar yacimientos enaguas profundas
Apertura de la exploración yexplotación de gas naturalno asociado al petróleo
Campos marginales
Apertura de refinación
Régimen fiscal
Autonomía de gestión
Fortalecimiento de laComisión Reguladorade Energía
COTEH
Gobierno corporativo dePEMEX
Ley de Bioenergéticos
• •
• • •
• • •
• • •• • •
• • ••
373
M e r c a d o s d e f a c t o r e s e f i c i e n t e s
I n s t i t u t o M e x i c a n o p a r a l a C o m p e t i t i v i d a d A . C .
Baj
o
Fácil
Máximo beneficioModificar Art. 27
Permitir participación de IP enexploración, producción y refinación.
Mínimo beneficioNo modificar Art. 27
9
86
12
11
10 7
43
1 2
5
1413
Difícil
Alt
o
Dificultad
Gráfica 6-45: Oportunidades legislativas en el sector hidrocarburos
Fuente: IMCO.
Difícil con alto impacto1. Explotación conjunta de yacimientos
interfronterizos2. Alianzas estratégicas para explotar
yacimientos en aguas profundas3. Apertura de la exploración y explotación
de gas natural no asociado al petróleo5. Apertura de refinación13. REFMEX
14. GASMEX
Fácil con alto impacto4. Campos marginales7. Autonomía de gestión10. Gobierno corporativo de PEMEX
Fácil con bajo impacto6. Régimen fiscal de PEMEX
8. Fortalecimiento de la ComisiónReguladora de Energía
9. COTEH
11. Ley de bioenergéticos12. Fortalecer SENER
Soluciones de política públicapara el mercado de energía
En los mercados de energía a nivel mundial, no existen de-masiados participantes. Las elevadas inversiones requeri-das representan una barrera natural a la entrada de nuevoscompetidores, por lo cual es posible pensar en este mercadocomo un oligopolio natural. No obstante, un número reduci-do de competidores es mejor que ningún competidor. El es-tado mexicano tiene que dejar de ver a la energía como unafuente de alivio al déficit operativo del gobierno. La riquezapetrolera tiene que convertirse en otras formas de capital pa-ra la nación, como infraestructura. Si se convierte en gasto,esa riqueza se está dilapidando.
La pregunta en el aire al pensar en el monopolio público deenergía, es por qué tiene que haber un monopolio en la ven-ta y distribución de hidrocarburos en el mercado interno. ElEstado puede tener la prerrogativa de utilizar los recursosprovenientes de la riqueza petrolera como estime conve-niente, pero no es justificable desde ningún punto de vistaque eso se haga con un alto costo para los consumidoresde energía en México. Tales políticas le cuestan demasia-do a nuestro país en términos de crecimiento económico.Hay evidencia que indica que se requiere más capacidad de
refinación en México. Sin embargo, no es posible crecer enrefinación bajo un esquema en el cual, la productividad me-dia por trabajador es la tercera parte de su contraparte enEstados Unidos, esquema que, además, resulta anacrónico,ya que México es el único país del mundo que no permite in-versiones privadas en refinación. El negocio de refinación ydistribución de combustibles es un segmento del negociopetrolero que tiene que volverse eficiente y que no puedefuncionar bajo el esquema de rentas monopólicas que exis-te actualmente.
Hace años el estado mexicano le quitó a PEMEX un importan-te número de líneas de negocio relacionadas con la petro-química secundaria. Un buen paso adicional sería obligar aPEMEX a competir con agentes privados en los negocios derefinación y distribución de derivados.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha asumido unpapel que naturalmente le correspondería a la ComisiónFederal de Competencia (CFC). La primera tendría que enfo-carse a los aspectos de seguridad operativa y de sustenta-bilidad de la producción de energía en México, dejando a lasegunda los aspectos de organización industrial y concen-tración económica. Se le debería permitir a la CFC que inter-venga para eliminar distorsiones del mercado de refinacióny distribución de hidrocarburos en México. Asimismo, en elcaso de la energía eléctrica, debería separarse el negociode la transmisión y distribución del fluido eléctrico de la ge-neración, para otorgar un mandato a las empresas públicasdedicadas a la transmisión, en el cual se les obligue a rein-vertir utilidades hasta lograr un mayor desarrollo de la redeléctrica que dé salida a excedentes generables en regionesgeográficas en donde existen cuellos de botella en los pro-cesos de transmisión y distribución.
La privatización de las empresas energéticas es algo que enel corto plazo podría generar más problemas que solucio-nes, no solamente en términos de conflictos políticos, por-que no está claro que ello genere más competencia en elsector energético y sí podría desbalancear aún más la dis-tribución de la riqueza.
Para privatizar, se requeriría más fortaleza institucional quela que tiene hoy el estado mexicano. Ello no debe significarque los mexicanos actúen pasivamente ante las prácticasindeseables de cualquiera de las empresas paraestatales.Un posible esquema para maximizar el valor de la riquezapetrolera sin que México tenga que depender de un operador
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relativamente ineficiente como es PEMEX, es el que siguióNoruega con su empresa petrolera nacional StatOil, la cualtuvo que convertirse en un competidor adicional en un mer-cado en el cual el Estado otorga concesiones de explotacióna las empresas que brinden las mejores condiciones de cos-to en todas sus dimensiones, incluyendo cuidado del medioambiente. Tal reforma requeriría una modificación constitu-cional que permita al Estado realizar contratos de riesgo enlos cuales el participante privado acceda a una parte del va-lor de los recursos petroleros no explotados. Tal esquema esla única posibilidad de realizar las labores de exploración einversión que requiere México para evitar un colapso en suproducción, debido a las condiciones de inequidad económi-ca que le impone su operador PEMEX. Por ello, consideramosque es importante el fortalecimiento de la Secretaría deEnergía, como ente rector de las decisiones económicas dePEMEX, y a la vez es necesario robustecer el papel de la CRE
y de otras instituciones regulatorias cuya participación acti-va en este sector es urgente, como es la CFC.
Agenda para México en materia energética
• Eliminar el conflicto de interés del gobierno mexicanocomo operador de PEMEX y maximizador de la renta pe-trolera nacional• Alinear la productividad por trabajador del sectorenergético a estándares internacionales• Reducir las rentas monopólicas que el estado mexica-no extrae al consumidor a través de PEMEX, sustituyéndo-las por una mejor recaudación fiscal• Crear un régimen de autonomía de gestión para PEMEX,entendido éste como el otorgar capacidad a la empresapara realizar inversiones, pero a la vez, introduciéndolaa mayor competencia en el mercado interno• Desregular más la participación privada en los segmen-tos secundarios del sector energético, tanto en la explota-ción de gas natural, como en la producción de refinadosdel petróleo y en la transmisión y distribución eléctrica• Promover el desarrollo de energías renovables, bajoun esquema que permita su producción sobre bases ra-cionales de costo y sin que se conviertan en una cargaonerosa para la sociedad mexicana
Conclusiones
El común denominador de los mercados de factores de laproducción en México, es su funcionamiento relativamentedeficiente por estar regulados con normas concebidas para
una nación distinta a la que viven hoy los mexicanos, y dife-rente a la que se necesita para que existan condiciones deprosperidad. La regulación en México debe concentrarse enproteger la integridad de las personas y su propiedad. Estasdos acciones son la razón de ser del Estado. En los mercadosde factores de la producción ello implicaría:
Mercado laboral
• Buscar una legislación laboral que otorgue condicionesdignas de empleo a los trabajadores, pero que tambiénsea incluyente hacia el sector formal de población queestá subempleada en actividades de bajo valor agregado• Desvincular la seguridad social del mercado laboral,transitando a un sistema voluntario, universal y portátil• La liquidación laboral debe transitar a un sistema deseguro de desempleo que esté fondeado en las empre-sas. Ello ayudará a desarrollar movilidad en el mercadode trabajo y comerciabilidad de las empresas,ya quetransparentará sus balances• Eliminar el reparto de utilidades, sustituyéndolo porun esquema que otorgue incentivos económicos a laproductividad del trabajador
Mercado de capitales
• Desregular la actividad empresarial en México y pro-teger su capital es necesario para que haya crecimientoeconómico y por ende las empresas contraten personal.El crecimiento en el empleo no necesariamente generacrecimiento económico, pero lo contrario sí ocurre• Profesionalizar a las pequeñas empresas, a través demecanismos de vinculación de las mismas con métodosde negocio globales• Simplificar la estructura impositiva y el cumplimientohará que México sea un terreno más fértil para la repro-ducción del capital
Mercado energético
• Reducir los costos en bienestar, derivados de la posiciónmonopólica de PEMEX dándole autonomía de gestión y máscompetencia en los productos refinados. La maximizaciónde la renta petrolera por parte del Estado no debería im-plicar altos costos de energía para los consumidores• Cambiar el esquema de operación de la CFE, para se-parar la generación de los negocios de transmisión ydistribución del fluido eléctrico
REGULACIÓN, EMPRESAS PARAESTATALES Y REFORMA ENERGÉTICA Francisco Xavier Salazar Rev. Forma Enero – Febrero 2008, México
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143
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de
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EL MODELO PETROLERO NORUEGO Y SUS BENEFICIOS Javier Estrada Rev. Economía Informa no. 347 Julio – agosto 2007, México
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
86
El modelo petrolero noruego
y sus beneficios
Javier H. Estrada Estrada*
Introducción
Noruega, un país con sólo 4.5 millones de habitantes, ha recibido reconoci-miento internacional por la manera en que estableció su propio modelo para administrar el negocio del gas y del petróleo. Es un país que en cuatro déca-das pasó de no tener reservas petroleras y ninguna experiencia en el sector, a convertirse en uno de los mayores exportadores de petróleo y gas natural, así como en proveedor internacional de productos y soluciones de punta para la industria petrolera. Los beneficios económicos y comerciales genera-dos por las actividades petroleras se han transferido a la sociedad, al mismo tiempo que se han ahorrado cuantiosos recursos financieros para las futuras generaciones. En breve, desde el inicio del proceso Noruega ha mantenido la soberanía y el pleno control sobre sus recursos.
Las fuerzas políticas que propulsaron el Modelo se conformaron al inicio de los setenta. Los políticos se enfocaron en la creación de una industria pe-trolera saludable y en conquistar objetivos sociales orientados a la creación de valores económicos para la población, y al desarrollo de una industria diversificada, capaz de evitar la dependencia excesiva en los ingresos del petróleo. También propusieron que la industria petrolera evolucionara de forma sustentable y compatible con el medio ambiente.
En este ensayo entendemos que una industria petrolera nacional saluda-ble y sustentable se caracteriza por:
• Ser capaz de explorar, extraer y entregar a los clientes el petróleo y el gas al menor costo y con los mas altos niveles de productividad y fiabilidad posibles;
• Usar las mejores tecnologías disponible para el propósito; • Desarrollar los proyectos y la infraestructura en un marco legal e ins-
titucional predecible, ordenadamente planeado, manteniendo un nivel
* Consultor internacional en asuntos energéticos, ha sido Comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (1996-2002) y presidente de la Asociación Mexi-cana para la Economía Energética (2003-2005). El autor agradece a Kjell Arne Oppebøen de Hydro, Knut Henrik Jakobsson de Statoil y a Knut Solem, Embajador de Noruega en México, por sus comentarios a distintos borradores de este ensayo.
ECONOMÍA INFORMA
87
estable de inversiones anuales, teniendo en cuenta el gradual declive de los recursos non-renovables;
• Reemplazar las reservas probadas tan pronto como se extraen; • Reducir al mínimo los riesgos a las personas y al medio ambiente; • Ser capaz de balancear la competencia entre las empresas por obtener las
concesiones petroleras, con la cooperación que deberá existir entre ellas cuando ulteriormente deban convertirse en socios para desarrollar un proyecto;
• La responsabilidad que las empresas permisionadas deben mostrar ante el país huésped, evitando conflictos con las comunidades locales y con la sociedad en general; y,
• Que el Estado pueda organizar la fiscalización del sector para extraer el máximo posible de la renta económica, pero cediendo a las empresas in-gresos suficientes que los motiven a continuar invirtiendo en el negocio petrolero del país.
Basado en esta lista de méritos, es difícil que algún país pueda tener una industria petrolera totalmente saludable. Al respecto, Noruega muestra un alto grado de éxito en el diseño de un sistema orientado a alcanzar tal objeti-vo, y de realizar ajustes para adaptarse a las necesidades.
En este ensayo se presentan los elementos que constituyen la industria petrolera de Noruega, su estructura y su sistema, cómo fueron concebidos y cómo se ensamblaron, los retos que debieron resolver, los ajustes que reali-zaron y los beneficios que esta industria ha dejado a la sociedad.
1. El modelo petrolero Noruego
Mas que una fórmula para la buena dirección y manejo de las industrias del gas y del petróleo, el modelo Noruego es la fusión de mecanismos para obte-ner el máximo valor económico del sector Petrolero respecto a lo que podría obtenerse por la sola venta del gas y del petróleo. Aquí empleamos la expre-sión “modelo petrolero” para describir las opciones elegidas por Noruega para ensamblar el marco institucional del sector petrolero y su interacción con la sociedad.
Los elementos del modelo no fueron concebidos en un documento maes-tro. Son más bien el resultado de decisiones de política interna a partir de adaptaciones de leyes e instituciones que ya habían demostrado su eficacia en otros países. Así, el modelo es la manera en la que Noruega tomó ventaja
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
88
de los potenciales que ofrece la industria del petróleo. En última instancia, el modelo es un sistema de visiones y de políticas que definen la dirección y los ajustes a las leyes y a las instituciones. Por consiguiente, el modelo no es un molde que pueda aplicarse a otros países proporcionando los mismos resultados.
El punto de partida para el Modelo fue crear un mecanismo para atraer a las mejores petroleras internacionales, a los recursos económicos extranje-ros, y a los profesionales del sector para desarrollar sus reservas petroleras. Simultáneamente el país debía desarrollar sus capacidades para hacer estos trabajos por sí mismo, manteniendo la plena soberanía sobre los recursos petroleros, controlando su desarrollo, y jamás concediendo a las empresas extranjeras mas renta económica que la estrictamente necesaria para conser-var sus servicios.
En contraste con la tendencia de los sesenta cuando los países de la OPEP nacionalizaron su industria petrolera y excluyeron a las extranjeras, la estra-tegia adoptada por Noruega durante los setenta se enfocó a atraer a las pe-troleras multinacionales, pero controlando sus actividades dentro restringi-dos marcos legales y económicos. La estrategia demostró que este modelo no estaba en contradicción con lo que se necesita para desarrollar una industria petrolera sana y al mismo tiempo alcanzar otros objetivos de corte naciona-lista. En el fondo la estrategia mostró ser una buena fórmula de cooperación entre las petroleras extranjeras y una población que estaba lista para incor-porarse a una nueva industria.
Así, la forma en la que se movilizó a la población y a la manufactura nacional a tomar parte en la industria petrolera, debe también considerarse como parte importante del modelo. El plan consistió en coordinar los esfuer-zos del gobierno con los de los distintos grupos sociales e industriales para desarrollar el negocio del gas y del petróleo.
El gobierno mantuvo los objetivos políticos para que se consolidara la co-operación entre las petroleras, las nuevas empresas del sector para-petrolero y la comunidad académica. Una vez que la cooperación empezó a dar resul-tados, se generó el crecimiento de una cadena productiva ó cluster petrolero diversificado que en pocos años se volcó hacia los mercados internacionales. Hoy, la industria para-petrolera de Noruega tiene una posición mayoritaria en las actividades del sector petrolero nacional y se ha convertido en una significativa industria exportadora.
Otro elemento del modelo fue la interacción del sector petróleo con el resto de la población. La transferencia de los beneficios obtenidos de los in-
ECONOMÍA INFORMA
89
gresos petroleros se ha hecho visible a través de la construcción de infra-estructura, de recursos trasladados al sistema educativo y del apoyo para el desarrollo de actividades productivas a nivel local. Noruega, que es una economía relativamente pequeña, para evitar las presiones inflacionarias, no inyectó el total de los ingresos petroleros al presupuesto nacional. En vez de eso, el Parlamento estableció reglas para crear un fondo nacional en el que se ahorraran parte de los ingresos petroleros.
Más recientemente, el modelo ha incorporado mecanismos para enfren-tar los retos que han ido surgiendo, como lo son la creciente preocupación social por los problemas ambientales, o la necesidad de desarrollar nuevas tecnologías para aumentar el nivel de extracción de las reservas petroleras potenciales, particularmente en campos maduros.
Visto bajo una perspectiva histórica, el modelo ha sido un instrumento para transformar la riqueza petrolera en desarrollo social y económico, así como una herramienta para que el país pueda producir nuevos productos y servicios de valor agregado en un mercado global. El Modelo ha sido la forma de alcanzar estos objetivos al menor costo posible en términos de co-hesión social y de daño al medio ambiente.
2. Papel del gobierno y forma de gobernar
En 1962 Phillips Petroleum solicitó la concesión para explorar y producir gas y petróleo a lo largo de la Plataforma Continental Noruega (PCN).1 Al año siguiente el Parlamento proclamó la soberanía de Noruega sobre todo ese territorio.2 De esa manera el Rey, a través del gobierno, pudo definir las condiciones para otorgar derechos de exploración y producción sobre los re-cursos del subsuelo en el lecho marino.3 En 1965, el ejecutivo estableció una autoridad en materia de energía e invitó a las petroleras a solicitar permi-sos para explorar y explotar los yacimientos. Pocos después se descubrieron campos gigantes y súper-gigantes de gas y de aceite.
1 Hanish, Jørgen Tore y Nerheim Gunnar, ”Historia Petrolera Noruega. De la in-credulidad a la insolencia”. Norsk Petroleumsforening, Volumen 1. Leseselskapet, Oslo, Noruega 1992. p. 12.
2 El Decreto Real del 31 de mayo de 1963. Leøren, Bjørn Vidar. “Gotas de Oro Negro”, Statoil 1972-2002, p. 19.
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La manera en que Noruega organizó su industria petrolera debe verse en el contexto de las instituciones y tradiciones que ya existían en el país antes de los grandes descubrimientos:4
• Sistema de gobierno bien desarrollado • Servicio civil eficaz• Sistema judicial bien establecido • Fuertes tradiciones en derecho internacional y en derechos humanos • Uso recursos del estado para el desarrollo industrial, en conjunto con la
industria privada• Desarrollo industrial basado en recursos hidroeléctricos extendidos por
todo el país • Amplio y bien desarrollado sistema educativo • Tecnología marítima competitiva y con largas tradiciones • Ambiente tecnológico avanzado • Instituciones de investigación científica e industrial bien desarrolladas
Las premisas para el desarrollo del la industria petrolera fueron reformu-ladas en 1971 por un gobierno social-demócrata cuya postura política fue la de maximizar la creación de valor económico por encima de lo que se pudiese obtener por la venta de los hidrocarburos. Este gobierno favoreció a las empresas noruegas y promovió la participación de la industrial nacio-nal en la proveeduría para los proyectos petroleros.5 Durante este período los sindicatos aumentaron su capacidad de influencia. También se estableció un régimen fiscal más severo para las actividades petroleras. Al alcanzar un consenso político sobre la forma en la que se desarrollaría la industria del pe-tróleo, el gobierno pudo generar la confianza necesaria entre la comunidad comercial nacional para que ésta comprometiera sus inversiones en el sector petrolero. Esta política se tradujo en inversiones crecientes y mayores niveles de producción.6
3 Ley de Actividades Petroleras, § 1-1.4 Farouk Al-Kasim, Relevancia del Modelo Petrolero Noruego para los Países en De-
sarrollo. Trabajo presentado en la conferencia de Norad: Petróleo para el Desarrollo, 2005.
5 Ministerio de la IndustriaI. “Propuesta Parlamentaria Nr. 95 (1969-70) Explor-ación y extracción de descubrimientos naturales en el subsuelo de la Plataforma Continental Noruega”
6 Bergesen, Helge Ole y Sydnes, Anne Kristin, ¿Inocente recién llegado o astuto vendedor? Fritjof Nansen Institute, 1990.
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Los principios políticos mas relevantes para el negocio petrolero que se establecieron durante esos años pueden resumirse como sigue:7
• Control nacional sobre todas las operaciones que se realicen en la PCN • Participación de la sociedad en la industria petrolera de Noruega• Establecer una petrolera del estado para cuidar los intereses comerciales
del gobierno • La expansión debe controlarse para asegurar un desarrollo gradual • Crear una comunidad petrolera noruega, bien integrada, con ambiciones
globales • Las actividades petroleras deben:• tomar en cuenta las condiciones socio-políticas especiales de cada región
del país • considerar la protección de la naturaleza y del medio ambiente • tomar en cuenta las actividades industriales existentes en el país • usarse como base para el desarrollo de otras actividades industriales
A medida que han pasado los años puede decirse que la fuerza del modelo Noruego reside en la consistencia de largo plazo del consenso político sub-yacente. A su vez, este consenso se ha ido complementando con los linea-mientos siguientes:
• Dirección nacional: el Parlamento y el gobierno crean los instrumentos legales e institucionales para proteger la soberanía y afirmar la dirección en el manejo de los recursos.
• Seguridad: Todos los implicados en las actividades petroleras deben res-petar las normas de seguridad. El Estado realiza auditorías técnicas para verificar el cumplimento de las normas.
• Evitar que los negocios petroleros erosionen otros negocios: la industria petrolera debe aprender a convivir con el resto de la economía. Adicio-nalmente, el gobierno debe mantener una política de apoyos económicos a las comunidades.
• Compromiso de construir el “know-how” noruego: el país debe desa-rrollar los conocimientos y productos necesarios para desarrollar su in-dustrial petrolera.
7 Hellum Rolf, “Los diez mandamientos petroleros” 14 de junio de 1971. Referido por Lerøen, Bjørn Vidar en ”Gotas de Oro Negro”, Statoil 1972-2002, pp. 45-46.
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• Competencia y cooperación: la operación de una licencia se otorga a la empresa que demuestren tener suficiente experiencia técnica y capacidad financiera. Los socios en una licencia deben cooperar con ideas y expe-riencia para obtener los mejores resultados.8
• Extracción de la renta económica sin dañar al negocio petrolero: el siste-ma impositivo debe asegurar que la mayor parte de la renta petrolera, si no toda, corresponda a la nación y que los inversionistas reciban un pago justo por su participación. Si el país quiere conservar una porción mayor de la renta económica, el Estado debe hacer inversiones directas en las actividades petroleras, por ejemplo, a través de una empresa petrolera estatal, para tener derecho a recibir los mismos beneficios que cualquier otro accionista.
3. Estructura organizacional
• La organización del sector en el modelo petrolero Noruego consta de tres áreas complementarias pero independientes:
• Las autoridades políticas y gubernamentales • Las entidades de supervisión (agencias técnicas) • Las empresas petroleras y las inversiones del Estado en el sector petrolero
Autoridades políticas(Parlamento, Gobierno y Ministerios)
Empresas petroleras(Nacionales y extranjeras)
e inversionescomerciales del Estadoen el sector petrolero
Entes técnicos(Directorados,
Agencias reguladoras yoficinas de impuestos)
8 Ministry of Petroleum and Energy, Hechos 2006. El sector petrolero Noruego. p. 18.
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Responsabilidades de las autoridades políticas y de sus entes técnicos:
• El Parlamento: formular la legislación que define el marco de las activi-dades petroleras
• El gobierno: ejecutar la política petrolera a través de los siguientes minis-terios y agencias:
• Ministerio del Petróleo y la Energía (MPE): manejo de los recursos petrole-ros de acuerdo con los lineamientos establecidos por el Parlamento.
• Directorado Noruego del Petróleo (DNP): agencia asesora del MPE en áreas relativas a la dirección, exploración y producción de los yacimientos pe-troleros.9 Propone las medidas para maximizar la extracción de las reser-vas.10
• Ministerio del Medio Ambiente (MMA): instrumenta y supervisa las leyes y regulaciones para la preservación del medio ambiente.
• Autoridad Noruega de Control Petrolero: asegura el cumplimiento de la Ley de Control de la contaminación y proporciona consejos, valoracio-nes, documentación técnica y apoyo especializado al MMA.
• Ministerio del Trabajo e Inclusión Social: aplica las leyes y las regulacio-nes para la salud, el medio ambiente y la seguridad.
• Autoridad de la Seguridad Petrolera: debe cerciorarse del cumplimiento de las leyes y regulaciones en materia de seguridad, medio ambiente la-boral y medidas de contingencia necesarias en el sector petrolero.
• Ministerio de Pesca y Asuntos Costeros: instrumenta las medidas de con-tingencia en caso de derrames de aceite.
• Administración Costera de Noruega: cuida que el Estado se encuentre preparado para actuar en casos agudos de contaminación.
• Ministerio de Finanzas: responsable de los ingresos del Estado, que en el sector petrolero incluyen: impuestos a las actividades petroleras y gasis-tas; cargos y tarifas; los dividendos provenientes de acciones en Statoil y en Hydro, y; la propiedad en campos petroleros a través de los Intereses Financieros Directos del Estado (IFDE).
Oficina de Impuestos Petroleros: asegura la valuación y recaudación de los impuestos y cuotas del sector petrolero, de acuerdo con lo establecido en las leyes y reglamentos.
9 DNP, Los recursos petroleros en la plataforma continental noruega 2005.10 DNP. Ibid. Capítulos 2 y 6.
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La mayoría de los países tiene al menos dos regimenes impositivos para la industria petrolera: el impuesto al ingreso “en general” que se aplica a todas las actividades económicas, y un régimen especial para las actividades petroleras. El régimen impositivo especial se justifica porque las empresas petroleras reciben la concesión de explotar un recurso valioso, escaso y non-renovable que pertenece a la nación.11 La base para el cálculo del impuesto especial a las actividades petroleras es el precio normado que se fija cada mes y para cada campo por el Consejo de Normatividad de Precios. El precio normado para los crudos y el NGL es el precio al que lleguen agentes indepen-dientes, mientras que para el gas, es el precio de las ventas realizadas.
Norway's Revenues from Petroleum Activities
-5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
20032005*
Billion
USD
2006
value
Dividend Statoil & HydroNet cash Flow SDFICO2 taxArea feeProduction feeSpecial taxOrdinary tax
11 Kemp, Alexander, “Recaudación de la Renta Petrolera en el Mundo”, The Institute for Research on Public Policy, 1987. xxxvii-xlv.
12 Ministerio del Petróleo y la Energía, Ibid.
• Fondo de pensiones del gobierno, establecido en 1990, se maneja a través del Ministerio de Finanzas. A 2005 el fondo había crecido a US$225 billo-nes aproximadamente.12
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4. Empresas en el negocio del gas y del petróleo
Statoil ASA. Statoil fue creada en 1972 como una empresa gubernamen-tal para cuidar los intereses comerciales del Estado en el sector petrolero y para asegurar la presencia nacional en todas las actividades petroleras en la PCN.13 Al inicio Statoil contó con recursos limitados para cumplir con sus mandatos. Por eso, en los setentas, el Estado favoreció a Statoil con partici-paciones de al menos 50% en cada licencia concedida. No fue hasta media-dos de los ochenta que esta práctica desapareció cuando Statoil finalmen-te tuvo la total capacidad operativa para competir por el desarrollo de un campo.14 También durante ese período el Estado concedió a Hydro y a Saga Petroleum porcentajes preferentes en los bloques más prometedores. Las tres petroleras nacionales trabajaron de forma muy cercana con las empre- sas operadoras extranjeras, para aprender de ellas. Después de algunos años las petroleras nacionales desarrollaron las habilidades y capacidades necesa-rias para cumplir con los requisitos que debe satisfacer un operador.15
Hoy Statoil16 es una empresa integrada, desde la exploración hasta la distribución. La mitad de sus 26 mil empleados trabaja en Noruega. El resto lo hace en los 33 países en los que la empresa tiene representaciones, 15 de los cuales corresponden a países en donde Statoil tiene actividades de explo-ración y producción. La empresa, especializada en la producción submarina, es operadora de 24 campos de gas y de aceite en Noruega, en tanto que el total de producción que se maneja en esos campos es de casi 2 MMBPED (millo-nes de barriles de petróleo equivalentes por día). Statoil es también uno de los mayores vendedores de crudo en el mundo y uno de los principales pro-veedores de gas natural en el mercado europeo. En 2001 el Estado decidió privatizar parte de Statoil. Las acciones se listaron en el la Bolsa de Valores de Oslo y de Nueva York. Hoy el Estado posee 70.9% de las acciones y Statoil ya no juega papel alguno en la instrumentación de políticas gubernamenta-les. Su asamblea corporativa consta de 12 miembros, de los cuales ocho son elegidos por la asamblea general y cuatro por los empleados. En 2005 Statoil obtuvo US$ 62.5 billones en ingresos y US$ 4.9 billones en utilidades netas.
13 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 22.14 Ministerio del Petróleo y la Energía. Hechos 2004 Actividades petroleras en
Noruega. p. 11.15 Hanish, Jørgen Tore and Nerheim Gunnar, ”Historia petrolera de Noruega.
Norsk Petroleumsforening. Volumen 1 Leseselskapet, Oslo, Noruega 1992, p. 370.16 www.statoil.com
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Petoro AS es la entidad estatal responsable para la dirección la inversión financiera directa del Estado (IFDE) que se creó en 1985 como una medida adoptada por el Estado para tener un mejor control de los enormes flujos de efectivo que se esperaba obtener de los gigantescos campos de petróleo y de aceite descubiertos en la PCN. La idea atrás del IFDE fue crear una espe-cie de “banco petrolero estatal” para invertir directamente en el negocio de los hidrocarburos, en vez de hacerlo a través de Statoil. El debate surgió al inicio de los ochenta cuando Statoil crecía de manera acelerada, transfor-mándose en un gigante económico. La creación del IFDE también ofrecía otras ventajas. Por ejemplo, el Gobierno dejaría de usar parte de las utilidades de Statoil para financiar el presupuesto nacional, lo que hasta ese momento estaba reduciendo la capacidad de la empresa para re-invertir en el negocio petrolero.18 El IFDE también ayudaría a liberar a Statoil de numerosas tareas políticas y administrativas que reprimían su conducta comercial.18 En 2005 el IFDE produjo 1.2 MMBDpe.19
Hydro es un conglomerado industrial público-privado con una partici-pación estatal de 43.8%. La empresa se fundó en 1905 y desde 1965 participa en el negocio petrolero. Hoy Hydro es una empresa centrada en el aluminio y la energía, con 35 000 empleados en casi 40 países, y forma parte de la lista del Fortune 500. En el negocio petrolero Hydro es una empresa global con actividades costa-afuera que opera 13 campos de gas y de aceite en Norue-ga, Rusia, Canadá y Angola, entre otros. En Noruega, Hydro es operador de campos que en conjunto producen casi 1 MMBDpe. En 2005 la producción propia fue de 563 mil BDpe.
Saga Petroleum se creó en 1972 como una empresa 100% privada para incorporar a inversionistas noruegos de pequeña y mediana escala interesa-dos en participar en la exploración y producción de gas y de petróleo. Saga desapareció en 1999 cuando 90% de sus acciones fueron vendidas a Hydro y 10% a Statoil.
Gassco AS: Noruega cuenta con un sistema troncal de gasoductos sub-marinos de 6 600 km de largo que une los campos productores con los puntos de la entrega, en Noruega y en el extranjero. Todos los concesionarios deben vender su propio gas, pero las autoridades, a través de Gassco, cuidan que
17 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 71.18 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 71.19 Los resultados de Petoro al término de 2005 fueron de Nok 152.7 bn
(US$1 = 6.48 Nok). Su producción de aceite y ngl fue de 788 tbd y su producción de gas de 73 m3/dia, Petroro, “2.trimestre 2006”. Stavanger, julio 2006. www.petoro.no
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el sistema de transporte y su funcionamiento se realicen de manera eficiente, además de supervisar las asignaciones de capacidad.
Las petroleras extranjeras
Durante los sesenta y setenta las mayores petroleras internacionales se diri-gieron a Noruega al percibirla como una prometedora provincia petrolera. Luego de ser expulsadas de los países miembros de la OPEP, las petroleras internacionales aceptaron las condiciones nacionalistas establecidas por No-ruega para participar en su emergente industria petrolera. A lo largo de los años la mayoría de las multinacionales han tenido intereses en Noruega. Las multinacionales también se sintieron atraídas por la estabilidad del marco económico y legal del país. Sin embargo, a medida que la provincia petrole-ra fue alcanzando su madurez, algunas de las petroleras de mayor tamaño fueron emigrado hacia otros países. Para compensar, el gobierno ha adop-tado medidas para atraer a otras petroleras extranjeras, algunas de menor tamaño. Hoy existen mas de 40 petroleras precalificadas para participar en las rondas de licitaciones.
La industria para-petrolera
La tecnología ha jugado un importante papel en el desarrollo de los negocios de gas y petróleo de Noruega. Mientras que en los años sesenta la política se basó en las transferencias de tecnología de las multinacionales, hacia media-dos de los setenta quedó demostrado que las difíciles condiciones en el Mar Norte requerían de soluciones hechas a la medida. Las empresas petroleras seleccionaron a los proveedores y dieron su apoyo a la emergente industria para-petrolera de Noruega. Hoy el contenido nacional se basa en dos áreas principales: el desarrollo de clusters petroleros con empresas nacionales ex-tendidas alrededor del país, y el constante apoyo económico e institucional del Estado a la investigación y al desarrollo (I&D) de nuevos productos.
La proveeduría nacional:
Al principio la industria nacional mostró poco interés en participar en la industria petrolera.20 Hoy, Noruega cuenta con un sector para-petrolero su-
20 Hanish, Jørgen Tore and Nerheim Gunnar, ”Historia petrolera noruega”, volu-men 1 Leseselskapet, Oslo, Noruega 1992. p. 223.
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mamente competitivo, así como con institutos de investigación, en cada esla-bón de la cadena petrolera, particularmente en estudios sísmicos, equipos de perforación, unidades submarinas y producción flotante que las empresas noruegas han llevado a los mercados internacionales con productos de pri-mera línea. Las empresas del sector para-petrolero se encuentran a lo largo del territorio y emplean 200 mil personas de manera directa o indirecta. 90% de todos los condados suministran algún producto o servicio a la industria petrolera. La mayor parte de la actividad de la industria para-petrolera es para satisfacer demandas en Noruega, cubriendo con contenido nacional más de 60% del conjunto de contratos. Sin embargo, una creciente porción de las ventas se destina a las exportaciones.
Exportaciones de bienes y servicios para la industria petrolera. Las ex-portaciones de productos y servicios para-petroleros han aumentando al punto de ser superiores a las ventas en el mercado nacional. Reportes de investigación estiman que este tipo de exportaciones alcanzaron US$ 7.6 bi-llones21 en 2005. La meta del sector es duplicar el valor de las exportaciones para-petroleras en el 2010.
• INTSOK es una fundación creada por las autoridades en 1997 para promo-ver la internacionalización de la industria para-petrolera. Hoy 160 em-presas son miembros de esta asociación. INTSOK también facilita la com-plementariedad de las empresas miembro con las petroleras que operan en Noruega. Una reciente cartografía hecha por INTSOK muestra que el sector para-petrolero de Noruega ha desarrollado 16 cadenas competiti-vas de suministro, capaces de ganar contratos internacionales.22
Los centros de investigación:
Algunas de las soluciones que actualmente se usan en la industria del gas y del petróleo son el resultado de investigaciones y esfuerzos tecnológicos desarrollados desde los años setenta. Sin embargo, en el futuro los desafíos en la PCN exigirán más conocimientos y tecnologías. Noruega cuenta hoy con
21 Heum, Per et al., Arbeidsnotat nr. 28/06, ”Proveedurías de empresas noruegas para la extracción de gas y petróleo en Noruega y en el extranjero” 2005, snf-prosjekt r. 2670. Samfunns-og Næringslivsforsning AS. Bergen. Junio de 2006.
22 Wangen Gullbrand. “Las capacidades tecnológicas competitivas”, en “Tecnología Petrolera Noruega”. Norwegian Academy of Technological Studies. 2005. p. 12.
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centros calificados de investigación para la industria petrolera, en las uni-versidades y en las empresas. Muchos de estos centros han ganado recono-cimiento internacional. Ahora el gobierno está dando apoyos económicos a programas de I&D que conjunten esfuerzos multidisciplinarios para resol-ver tareas específicas del sector petrolero.
El “lazo de unión” entre las partes:
La cultura noruega se basa en el consenso y un desarrollado sentido de igual-dad. La colaboración se basa en la confianza pero también en acuerdos, le-yes, sanciones, compromisos y competencia. Con fuertes tradiciones social-democráticas y en organizaciones sindicales pujantes, la construcción de la industria petrolera noruega ha atravesado por varios procesos para alcanzar la cohesión que hoy la caracteriza.
• KonKraft es un ejemplo actual del tipo de coordinación que existe entre las autoridades y la industria del gas y del petróleo. Los debates se lleva acabo en el Foro de Directivos, establecido en el año 2000, integrado por los directores de 40 de las mayores empresas petroleras, para-petroleras, asociaciones patronales, sindicatos, institutos de investigación y autori-dades, para discutir cómo fortalecer la competitividad de la PCN respecto a otras provincias petroleras, así como la competitividad de la industria para-petrolera.23
5. La reglamentación de la exploración y la producción
Actividades actuales
• Al final de 2005 Noruega contaba con 24.4 mil millones de bbl p.e. (MMM-Bpe) de reservas remanentes en campos existentes. Los campos se desa-rrollan a través de 289 licencias de producción, de las cuales 53% corres-ponden a Statoil y Hydro. Hay participaciones noruegas en casi todos los campos, aunque 39 empresas nacionales y extranjeras mantienen activi-dades en la PCN. Tomando en consideración los porcentajes que el Estado tiene en Statoil, Hydro y en Petoro/IFDE, el Estado tiene un interés directo e indirecto en 54.24% de las reservas remanentes.
23 Kon-Kraft, “Reporte final de actividades”, 28 de agosto de 2003.
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• 59 campos se encontraban en la etapa de producción al término de 2005, requiriendo inversiones anuales de US$ 14 mil millones y de US$ 6 mil millones en gastos de operación. Con una producción de 2.97 MMBD de petróleo en 2005 y de 83 MMMm3 de gas natural, Noruega es uno de los principales exportadores de estos dos hidrocarburos. En 2005, el flujo neto de efectivo del sector de petróleo correspondió a 33% de los ingresos del estado y a 25% del PIB. El valor de las exportaciones petro-leras fue de US$71 mil millones24 que representan 52% del total de las exportaciones.
• El DNP calcula que hasta ahora sólo se ha producido un 1/3 de las reser-vas potenciales del país. Considera que antes de 2015 es posible agregar 4.6 MMMBpe de reservas contingentes en campos existentes. La estimación también se basa en que Noruega ha logrado aumentar la recuperación en la extracción de 25% al inicio de los 1980s a 40% en 1995 y a 46% al día de hoy, mientras que el objetivo es aumentar el promedio a 50% o más para extender la vida de los campos maduros. Para alcanzar este objetivo el DNP promueve nuevos métodos de recuperación mejorada y presiona a las empresas para que realicen esfuerzos adicionales para aumentar la recuperación en los campos productores. También promueve que se desarrollen los campos cercanos a la infraestructura existente, a probar y desarrollar nuevas reservas, y a operar los campos eficientemente.
24 Ministerio del Petróleo y Energía, Ibid, 2006.
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6. Los retos por venir
• El medio ambiente: Los impuesto a las emisiones de CO2, las evaluaciones de impacto ambiental, las limitaciones a la quema de gas y los estric-tos requisitos del Plan de Desarrollo Operativo y del Plan de Instalacio-nes son los instrumentos que se usan para mitigar las emisiones de CO2, NOx, nmVOC y demás descargas de la industria petrolera. La industria y las autoridades trabajan conjuntamente en encontrar soluciones que proporcionen el mayor beneficio ambiental por el capital invertido. Sin embargo, el debate internacional sobre las responsabilidades medioam-bientales de las petroleras se encuentra en continua evolución.25 A nivel nacional, se requiere de medidas preventivas adicionales a medida que la industria petrolera expande sus actividades hacia zonas de mayor fra-gilidad ecológica, como es el caso del ártico. En el ámbito internacional, Noruega es signataria de los Protocolos de Kyoto (emisiones de CO2), de Ginebra y de Gotemburgo (NOx y emisiones de nmVOC). Sin embargo, buscar soluciones a los retos medioambientales abre nuevas posibilida-des comerciales para las tecnologías que logren resolver esos problemas. Esto podría aplicar al almacenamiento de CO2 en donde Noruega mues-tra un progreso significativo en las tecnologías para capturar el CO2 y reinyectarlo en los campos petroleros.
• Madurez–reorganización: la cartera Noruega de descubrimientos petro-leros en vías de desarrollados comprende un amplio número de hallaz-gos pequeños y medianos que necesitan tecnologías nuevas, sencillas y compatibles con el medio ambiente. Alrededor de 100 hallazgos de gas y de aceite se encuentran en la lista de proyectos que podrían ser de-sarrollados durante los próximos 25 años, requiriendo inversiones tan importantes como las ya realizadas. A medida que las petroleras de ma-yor tamaño emigran hacia otras provincias, Noruega debe ahora atraer petroleras de menor talla para desarrollar los recursos remanentes.
• Madurez-tecnología: las necesidades de avance tecnológico aumentan a medida que la provincia tiende a envejecer. Pequeños aumentos en la recuperación de las reservas representa grandes ganancias y disminu-ciones en los costos de operación. Para lograr un mejor manejo en to-das las fases del ciclo petrolero, Noruega está invirtiendo en operaciones
25 Estrada, Javier, et al., “Los retos del medio ambiente para la industria petrolera”, John Wiley & Sons, Gran Bretaña. 1997.
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integradas y en datos en tiempo-real para combinar el trabajo entre las operaciones mar afuera con las disciplinas técnicas en tierra. Para ello se han instalado cables de fibra óptica en muchos de los campos. La infra-estructura digital ayuda a transmitir mayores volúmenes de información entre las actividades en tierra y mar afuera creando nuevas estructuras organizacionales.
• Impuestos–mantener la competitividad: el alto impuesto especial que debe pagar la industria petrolera ha ido diezmando la competitividad de la PCN. Hoy la mayoría de las mejores áreas petroleras prospectivas a nivel mundial han sido abiertas a la inversión privada. El debilitamien-to de la PCN podría traducirse en menor actividad en la exploración, y por ende, en un menor número de nuevos proyectos. A través de ajustes al sistema impositivo las autoridades pueden proporcionar incentivos competitivos para estimular el desarrollo de pequeños depósitos o de campos financieramente marginales pero que aún presentan potenciales interesantes. El debate se enfoca en la necesidad de reevaluar el sistema impositivo para alcanzar la explotación óptima de los recursos.
• Adaptación a los mercados de exportación: las exportaciones noruegas de gas y de aceite están ya bien establecidas en los mercados internacio-nales. Statoil y Hydro han evolucionado hasta convertirse en petroleras internacionales operando o teniendo intereses en las mayores provincias petroleras. Lo mismo está sucediendo con la industria para-petrolera no-ruega. Sin embargo, el proceso hacia la globalización involucra nuevos retos.
7. Beneficios del modelo para la población Noruega
Los objetivos iniciales: • Soberanía: coordinación nacional para mantener el control de los recur-
sos y su manejo.• Proteger valores existentes: desarrollar a la industria petrolera sin des-
truir la estructura social y económica existente ni el medio ambiente. • El petróleo como motor: usar al sector petrolero como fuerza motriz para la
modernización industrial y como puerta de entrada a la era tecnológica. • Beneficios para todos: los ingresos petroleros se usarán para el beneficio
de la población. • Consistencia en la política: el sistema deberá basarse en los principios
siguientes:
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• Criterios públicos: la competencia entre las empresas petroleras por ganar las licitaciones se basa en criterios previamente definidos por el Estado.
• Previsibilidad: a pesar de la evolución gradual de la legislación petrole-ra, siempre ha existido un sentido de dirección y liderazgo que ha dado certidumbre a la sociedad y a los inversionistas.
• Claridad en los roles: no existe traslape entre los mandatos y las funcio-nes del Parlamento (la soberanía y política), del gobierno (la ejecución y la vigilancia) y las empresas (el negocio). Cada uno cumple papeles y responsabilidades complementarias.
• Involucrar a los participantes: se toma en cuenta la opinión de los grupos sociales.
• Repartición del conocimiento: el gobierno proporciona un apoyo pro-activo que conduce a un ambiente propicio para la investigación creativa, entrena-miento y educación, y a una amplia diversidad de proveedores locales.
• Mantener la velocidad: se han mantenido las inversiones y las tendencias de desarrollo, incluso durante períodos con bajos precios del petróleo.
• Evitar la “enfermedad holandesa”: el potencial impacto negativo de los ingresos petroleros se ha amortiguado por medio de una cuidadosa plani-ficación social y económica. Esto se ha logrado ahorrando una porción de los ingresos petroleros en un Fondo para las futuras generaciones y respe-tando las reglas preestablecidas para no inflar el presupuesto nacional.
Mecanismos de control
• Expansión gradual de las actividades petroleras: as rondas de licitaciones han sido un mecanismo para controlar el nivel de actividad en propor-ción a las reservas potenciales.
• Control de los procesos y no de las operaciones: la legislación es funcional. El gobierno se enfoca en los objetivos globales y en los procesos, mientras que las agencias reguladoras y los operadores se concentran en las operaciones.
• Observador en todas las decisiones: el MPE y el dnp fungen como observa-dores en todas las reuniones de importancia, en todas las licencias, lo que les facilita asegurar el cumplimiento de las leyes y las regulaciones en las empresas y en los desarrollos.
• Empresas petroleras nacionales: las empresas petroleras y las inversiones directas del Estado dan al país la capacidad de realizar todas las activida-des del sector.
• Autoridades técnicas sólidas: el papel que ha jugado el DNP ha sido fun-damental:
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• Mantiene la contabilidad total del manejo de los recursos • Proporciona consejo al MPE sobre la planeación de largo plazo de la PCN • Propone los programas para descubrir y producir los recursos petroleros
remanentes • Evalúa las propuestas de desarrollo y apoya las mejores soluciones • Realiza todas las mediciones relacionas con las rondas de licitaciones • Pluralidad de empresas y de operadores26
• Varios participantes: la diversidad de empresas ha ayudado solucionar la variedad de retos que existen en las actividades petroleras.
• Cooperación gobierno-empresa: un mayor nivel de descubrimientos y de actividad se ha obtenido al conjuntar las fuerzas de las empresas petrole-ras más grandes del mundo.
• Cooperación empresa-empresa: las habilidades de los distintos accionis-tas en una licencia tienden a complementarse.
• Enfoque en la eficiencia: la diversidad ha facilitado crear mecanismos de comparación para mejorar la eficiencia.
• Responsabilidad: la conformación de licencias con distintos tipos de in-versionistas ha reforzado la transparencia y la responsabilidad, simplif-cando la vigilancia gubernamental.
Los beneficios
Gobernabilidad y control• Transparencia e integridad en el manejo de las actividades del sector pe-
trolero y gasista • Planificación apropiada de las actividades petroleras • Confianza en el sistema de administración de los hidrocarburos • El DNP funciona como una autoridad técnica independiente y respetada • Condiciones predecibles y competitivas para participar en los negocios
petroleros • Relaciones equilibradas entre las petroleras nacionales y extranjeras • La PCN se ha mantenido como una área atractiva para la inversiónIngresos del Estado• Alto nivel de bienestar para la población noruega • Existencia de un fondo de pensiones con amplios recursos para toda la
población
26 Ver, Al-Kasim, Farouk, “Manejo de los recursos petroleros: el modelo noruego en una perspectiva amplia”, The Oxford Institute for Energy Studies, junio de 2006.
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• Bajas tasas de inflación, una moneda fuerte, y sólidos indicadores ma-croeconómicos
• I&D bien diversificado y apoyado por el Estado • Amplio apoyo a la economía y a las actividades locales productivas • Se han estimulado otras actividades como la informática, energías reno-
vables, etc.
Negocios y empleo
• Baja tasa de desempleo (fluctúa entre 2 y 4%) • Expansión en el espectro de clusters industriales para-petroleros • Las empresas noruegas cubren 60% del mercado para-petrolero nacional • Las exportaciones del sector para-petrolero tiene el segundo lugar a nivel
mundial (US$ 8 mil millones en 2005) • 90% de todos los condados del país entregan productos o servicios a la
industria petrolera, ya sea de manera directa o indirecta• Un número creciente de empresas extranjeras del sector para-petrolero se ha
establecido en Noruega para proyectar sus operaciones internacionales • La apertura a la competencia internacional obliga a las empresas nacio-
nales a ser mas eficientes
Competencia y cooperación
• Transparencia en las decisiones y en el control político • Dos empresas petroleras nacionales competitivas a nivel internacional
(Statoil y Hydro) • Fácil acceso a información “en-línea” sobre las mejores tecnologías y co-
nocimientos petroleros • El factor de recuperación de las reservas en los campos ha aumentado de
25% a casi 50% en menos de 20 años.• Costos competitivos y operaciones eficientes • La diversidad de ideas facilita el descubrimiento de reservas adicionales
y las soluciones a los nuevos desafíosSalud, Seguridad y Medio Ambiente (SSMA)• La SSMA en el sector petrolero Noruego se encuentra entre las mejores a
nivel internacional • La confianza de la sociedad en el sector petrolero ha ido en aumento • No existen conflictos mayores entre la industria petrolera y la pesquera o
la naviera
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
106
8. Conclusiones
Tener la fortuna de contar con amplias reservas petroleras no basta para asegurar que su manejo generará beneficios sociales. Como hemos visto, el modelo petrolero Noruego es un ejemplo interesante de como un pequeño país logró organizar todas sus habilidades, para aprovechar la oportunidad única de usar los recursos petroleros y catapultar a la sociedad hacia nuevas actividades industriales e incursionar en los mercados globales.
Simultáneamente Noruega logró repartir la riqueza petrolera entre la po-blación, al menor costo posible en términos de estabilidad macroeconómica, de respeto a las raíces sociales y culturales y de daño al medio ambiente. A través de la industria petrolera la sociedad aprendió nuevas habilidades gerenciales y comerciales, mejoró su calidad en la investigación y la tecnolo-gía, y desarrolló nuevas conductas hacia la seguridad y hacia los problemas medioambientales. Si eso no fuera suficiente, la población noruega cuenta ahora con amplias reservas financieras en su Banco Central para el beneficio de futuras generaciones.
Por otro lado, el estado noruego logró dirigir a su industria petrolera ha-cia una tendencia progresista. Su industria de gas y de petróleo es saludable al manejarse de manera competitiva y actualizada, enfocada a la máxima extracción de los recursos que se encuentran en los yacimientos en produc-ción, manteniendo un nivel estable de inversiones, usando la infraestructura existente como puente para acceder a nuevos campos y desarrollando una región a la vez. De la misma manera, la industria petrolera noruega ha teni-do el cuidado de aminorar los riesgos que sus actividades puedan imponer en los trabajadores, los vecinos y el medio ambiente. Es una industria que recibe réditos justos y que es responsable de sus actos.
Nos atreveríamos a decir que el modelo Noruego ejemplifica el caso de cómo usar los recursos petroleros para generar un círculo social e industrial virtuoso. Es el resultado de una estructura organizacional basada en visiones políticas y objetivos que se han mantenido década tras década. El tamaño del aparato estatal para manejar a la industria petrolera es bastante peque-ño comparado con el de otros países y las piezas de esa estructura han sido acomodadas de manera que cada uno pueda desempeñar su papel de forma eficiente. eficiente ▪
EL MERCADO DE FUTUROS DEL PETRÓLEO Benjamín García Páez Rev. Energía a debate México
EL DESMANTELAMIENTO DE PEMEX David Ibarra Rev. Economía UNAM No. 13 Enero – Abril 2008, México
159
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INGRESOS PETROLIZADOS Emilio Caballero Urdiales Rev. Voz y Voto no. 182 Abril 2008, México
LA REFORMA ENERGÉTICA FACTIBLE Francisco Rojas Rev. Forma Enero – febrero 2008, México
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tono
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n
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es m
ás p
esad
as o
res
iduo
, del
pro
ceso
de
refin
ació
n de
l pet
róle
o.
Sus
prop
ieda
des
más
im
port
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n: s
u po
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calo
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onte
nido
de
azuf
re,
ceni
zas
y
mat
eria
les
volá
tiles
.
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omo
com
bust
ible
ind
ustr
ial;
purif
icad
o, s
e pu
ede
utili
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com
o ag
ente
red
ucto
r o
en
ánod
os e
n pr
oces
os m
etal
úrgi
cos
e in
dust
riale
s, a
sí c
omo
abra
sivo
s, g
rafit
o ar
tific
ial,
pigm
ento
s,
com
bust
ible
y o
tros
uso
s.
Du
cto:
Tub
ería
s de
stin
adas
par
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eite
s, g
as, g
asol
inas
y o
tros
pro
duct
os p
etro
lífer
os,
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s te
rmin
ales
de
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acen
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nto,
em
barq
ue y
dis
trib
ució
n o
bien
, de
una
pla
nta
o re
finer
ía a
otra
.
Su e
spes
or v
aría
ent
re 2
y 4
8 pu
lgad
as, s
egún
los
usos
, las
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dici
ones
geo
gráf
icas
y e
l clim
a de
l
luga
r.
Exi
sten
dife
rent
es ti
pos
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ucto
s, s
egún
el p
rodu
cto
que
tran
spor
ta:
• ga
sodu
cto.
• ga
solin
oduc
to.
• ol
eodu
cto.
• po
liduc
to.
• tu
rbos
inod
ucto
.
En
ergé
tico
: Sus
tanc
ia o
pro
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o co
mbu
stib
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on c
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par
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oduc
ir ca
lor
o en
ergí
a.
En
ergí
a: C
apac
idad
de
prod
ucir
trab
ajo.
54
Gas
LP
: En
la in
dust
ria p
etro
lera
se
deno
min
a as
í, a
la m
ezcl
a de
pro
pano
y b
utan
o co
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imid
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rovi
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ya
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de l
íqui
dos
del
gas
natu
ral
y ga
solin
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tura
l, o
de l
os p
roce
sos
de
refin
ació
n de
cru
do.
Gas
óleo
: P
rodu
cto
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ado
del
petr
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cuy
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ad e
s m
ayor
que
las
de
las
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y
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as,
pero
men
or q
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res
iduo
s; g
ener
alm
ente
com
pren
de l
os h
idro
carb
uros
dest
ilado
s en
tre
190
y 37
0 ºC
, cuy
o ra
ngo
de p
esos
esp
ecífi
cos
(20/
4 ºC
) es
de 0
.820
a 0
.890
. Est
a
mez
cla
de h
idro
carb
uros
tie
ne d
os u
sos
prin
cipa
les:
com
bust
ible
par
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queñ
as m
áqui
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dies
el y
para
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nos
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lent
ador
es, d
e do
nde
tom
a su
s no
mbr
es p
opul
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, die
sel y
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ite p
ara
horn
os.
Gas
olin
a: N
ombr
e co
mer
cial
que
se
aplic
a de
una
man
era
ampl
ia a
los
prod
ucto
s m
ás li
gero
s de
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estil
ació
n de
l pe
tról
eo.
En
la d
estil
ació
n de
l pe
tról
eo c
rudo
, la
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olin
a es
el
prim
er c
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ción
que
se
obtie
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n su
for
ma
com
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s un
a m
ezcl
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látil
de
hidr
ocar
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uido
s,
con
pequ
eñas
can
tidad
es d
e ad
itivo
s, a
prop
iada
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a us
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com
o co
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le e
n m
otor
es d
e
com
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ión
inte
rna
con
igni
ción
po
r ch
ispa
el
éctr
ica,
co
n un
ra
ngo
de
dest
ilaci
ón
de,
apro
xim
adam
ente
, 27
a 22
5 ºC
.
Indu
dabl
emen
te,
es e
l pr
oduc
to m
ás i
mpo
rtan
te p
or s
u vo
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en y
val
or e
n el
mer
cado
. L
os
dife
rent
es g
rado
s de
gas
olin
a se
ref
iere
n, p
rinci
palm
ente
, a s
u nú
mer
o de
oct
ano
y a
su p
resi
ón d
e
vapo
r, qu
e se
fija
n de
acu
erdo
a la
rel
ació
n de
com
pres
ión
de lo
s m
otor
es y
a la
zon
a ge
ográ
fica
dond
e se
ven
den.
Gas
olin
a P
emex
Mag
na:
Gas
olin
a si
n pl
omo,
que
ela
bora
Pem
ex R
efin
ació
n, c
on u
n ín
dice
de
octa
no m
ínim
o de
87,
a l
a qu
e se
le
ha m
odifi
cado
su
form
ulac
ión
para
red
ucir
su
vola
tilid
ad y
cont
enid
o de
sus
tanc
ias
que
pued
en s
er p
recu
rsor
as d
e la
for
mac
ión
de o
zono
o t
óxic
as c
omo
el
azuf
re, l
as o
lefin
as, l
os a
rom
átic
os y
el b
ence
no.
Gas
olin
a P
emex
Pre
miu
m:
Gas
olin
a si
n pl
omo,
que
ela
bora
Pem
ex R
efin
ació
n, p
ara
mot
ores
de a
lta r
elac
ión
de c
ompr
esió
n, q
ue e
xige
n un
índi
ce d
e oc
tano
sup
erio
r al
de
la g
asol
ina
Mag
na;
de u
so g
ener
al y
may
ores
res
tric
cion
es e
n el
con
teni
do d
e pr
ecur
sore
s de
ozo
no y
com
pues
tos
tóxi
cos
com
o la
s ol
efin
as, l
os a
rom
átic
os y
el b
ence
no. S
u ín
dice
de
octa
no e
s de
93.
Hid
roca
rbu
ro(s
): F
amili
a de
com
pues
tos
quím
icos
for
mad
a, p
rinci
palm
ente
, po
r ca
rbon
o e
hidr
ógen
o. P
uede
n co
nten
er o
tros
ele
men
tos
en m
enor
pro
porc
ión,
com
o ox
ígen
o, n
itróg
eno,
azuf
re,
haló
geno
s (c
loro
, br
omo,
io
do
y flú
or),
fósf
oro,
en
tre
otro
s.
Su
esta
do
físic
o,
en
55
cond
icio
nes
ambi
enta
les,
pue
de s
er e
n fo
rma
de g
as,
líqui
do o
sól
ido,
de
acue
rdo
al n
úmer
o de
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os d
e ca
rbon
o y
otro
s el
emen
tos
que
pose
an.
Pet
róle
o: M
ezcl
a de
un
núm
ero
muy
gra
nde
de d
ifere
ntes
mol
écul
as d
e hi
droc
arbu
ros
que
se
encu
entr
a en
for
ma
líqui
da o
sól
ida
en lo
s es
paci
os p
oros
os d
e la
roc
a, s
i bie
n un
yac
imie
nto
de
petr
óleo
pue
de t
ener
un
casq
uete
de
gas
natu
ral
asoc
iado
, en
equ
ilibr
io f
isic
oquí
mic
o co
n el
petr
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, baj
o la
s co
ndic
ione
s de
tem
pera
tura
y p
resi
ón d
el y
acim
ient
o.
Pet
róle
o cr
ud
o: M
ezcl
a de
hid
roca
rbur
os q
ue s
e en
cuen
tran
en
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a na
tura
l, ge
nera
lmen
te e
n
esta
do l
íqui
do,
que
pued
en i
nclu
ir co
mpu
esto
s de
azu
fre,
nitr
ógen
o, o
xíge
no,
met
ales
y o
tros
elem
ento
s.
Pet
róle
o cr
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trap
esad
o: A
ceite
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do c
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racc
ione
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lativ
amen
te a
ltas
de c
ompo
nent
es
pesa
dos,
alta
den
sida
d es
pecí
fica
(baj
a de
nsid
ad A
PI)
y a
lta v
isco
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d. L
a pr
oduc
ción
de
este
tipo
de c
rudo
gen
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men
te p
rese
nta
dific
ulta
des
de e
xtra
cció
n y
cost
os a
ltos.
Pet
róle
o cr
ud
o lig
ero:
La
dens
idad
de
este
ace
ite e
s m
ayor
a 2
7 gr
ados
°AP
I, p
ero
men
or o
igua
l
a 38
°AP
I.
Pet
róle
o cr
ud
o p
esad
o: E
s aq
uél c
uya
dens
idad
es
men
or o
igua
l a 2
7°A
PI.
Pet
róle
o cr
ud
o su
per
liger
o Su
den
sida
d es
may
or a
los
38°A
PI.
Pet
rolíf
ero(
s):
Pro
duct
os q
ue s
e ob
tiene
n m
edia
nte
la r
efin
ació
n de
l pe
tról
eo.
Pue
den
ser
prod
ucto
s te
rmin
ados
(gas
olin
a, d
iese
l, ga
s lic
uado
, etc
.), s
emite
rmin
ados
o s
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oduc
tos
(naf
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.
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os: S
egún
su
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tivo
o fu
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n, lo
s po
zos
se c
lasi
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en
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orio
s y
de d
esar
rollo
Seg
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su g
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de
term
inac
ión,
los
pozo
s se
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sific
an c
omo
perf
orad
os o
term
inad
os.
Perfo
rado
s.- p
ozos
cuy
a pe
rfor
ació
n co
n la
bar
rena
ha
sido
con
clui
da y
cue
ntan
con
tub
ería
de
adem
e o
reve
stim
ient
o ya
cem
enta
da, p
ero
que
toda
vía
no h
an s
ido
som
etid
os a
las
oper
acio
nes
subs
ecue
ntes
que
per
mita
n la
pro
ducc
ión
de h
idro
carb
uros
.
Ter
min
ados
.- po
zos
perf
orad
os e
n lo
s qu
e ya
se
han
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tuad
o la
s op
erac
ione
s de
term
inac
ión,
tale
s
com
o: in
stal
ació
n de
tube
ría d
e pr
oduc
ción
; dis
paro
s a
la tu
berí
a de
rev
estim
ient
o pa
ra h
orad
arla
y
perm
itir
la
com
unic
ació
n en
tre
el
inte
rior
del
pozo
y
la
roca
al
mac
enad
ora;
y
limpi
eza
y
estim
ulac
ión
de la
pro
pia
roca
par
a pr
opic
iar
el f
lujo
de
hidr
ocar
buro
s.
56
Poz
os d
e d
esar
rollo
: P
ozos
per
fora
dos
en u
n ca
mpo
pro
duct
or p
ara
prod
ucir
hidr
ocar
buro
s.
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a de
finic
ión
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uye
a lo
s po
zos
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yecc
ión
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rec
uper
ació
n se
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.
Poz
os e
xplo
rato
rios
: Poz
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erfo
rado
s co
n el
pro
pósi
to d
e ob
tene
r in
form
ació
n de
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da d
e la
s
cara
cter
ístic
as d
e un
yac
imie
nto
para
det
erm
inar
si
cont
iene
hid
roca
rbur
os e
conó
mic
amen
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pera
bles
. Inc
luye
a lo
s po
zos
de s
onde
o es
trat
igrá
fico.
Ref
inac
ión
: L
a co
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uye
el c
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nto
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roce
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os y
quí
mic
os a
los
cual
es s
e so
met
en lo
s
crud
os
obte
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s en
la
s la
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s de
pe
rfor
ació
n,
a fin
de
co
nver
tirlo
s en
pr
oduc
tos
de
cara
cter
ístic
as c
omer
cial
es d
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bles
. P
ara
ello
se
empl
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dist
into
s m
étod
os e
ntre
los
cua
les
se
cuen
tan
la
dest
ilaci
ón
(en
sus
varia
ntes
at
mos
féric
as
y al
va
cío)
, hi
drot
rata
mie
nto,
hidr
odes
ulfu
raci
ón, r
efor
mac
ión
cata
lític
a, i
som
eriz
ació
n, a
lqui
laci
ón, p
rodu
cció
n de
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gena
ntes
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), en
tre
muc
hos
otro
s qu
e pe
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m
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o de
lo
s
hidr
ocar
buro
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leo.
Ref
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ía:
Inst
alac
ión
indu
stria
l en
la
que
se l
leva
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abo
la r
efin
ació
n de
l pe
tról
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iant
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fere
ntes
pro
ceso
s.
Rec
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ión
mej
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a: E
s la
rec
uper
ació
n de
ace
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or m
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la i
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ción
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alm
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cim
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o y
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, sec
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57
Ric
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2007
-200
16,
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xo U
no G
losa
rio,
1ª.
ed.,
Méx
ico,
pp.
121
-130
.
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