Doctor Francisco Barnés de Castro,ExComisionado de la Comisión Reguladora de Energía y Ex Rector de la UNAM, muchas gracias por acompañarnos en esta entrevista con Energy Insights, ingeniero químico, exrector de la Universidad Nacional Autónoma de México y ha sido también comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), y obviamente un experto en los temas de energía y en los temas ambientales.
Sabemos que se han publicado recientemente las reformas y modificaciones a todo el marco jurídico de leyes secundarias del sector energético y quisiera que nos enfocáramos en el tema de hidrocarburos. ¿Cuál es la situación que está viviendo Pemex?, si pudiéramos hablar un poco de los antecedentes que nos ha llevado al punto en el que estamos ahorita.
Pemex está viviendo una de las situaciones más complicadas de su historia. Se encuentra en el tema de producción: Los yacimientos más productivos del país se están agotando, ha habido relativamente poca inversión en nuevas exploraciones, Pemex se ha concentrado los últimos años en los yacimientos que le resultaban más sencillos y que le resultaban más fácil de poder desarrollar con pocas inversiones o con menos riesgo. Lo cual implica que sí logró contener en cierta medida la declinación de la producción, con costos crecientes en términos de los márgenes que le deja la extracción de crudo al país en términos de costos y rendimientos operativos antes de todos los costos financieros.
En el negocio de extracción los márgenes se han venido estrechando, los costos han ido subiendo y las reservas disponibles siguen estando alrededor de nueve años de reservas probadas por delante. Insisto, es un negocio donde en el mejor de los casos podemos esperar que se mantengan los niveles de producción actuales, difícilmente podremos revertir o volver a incrementar los niveles de producción, tiene que haber algún cambio sustancial para que esto ocurra; y como lo decía, con márgenes seguramente cada vez más reducidos porque los yacimientos más grandes y económicos se van agotando gradualmente. Esa es la parte del negocio rentable de Petróleos Mexicanos.
En las áreas de transformación industrial, que no es tan rentable, la situación es realmente dramática. El negocio de refinación en México nunca fue un negocio redituable para el país, las últimas refinerías completas del país las diseñamos en los años 70s con tecnologías ya probadas y con las restricciones que tiene cualquier firma de que tiene que enfrentar nuevas inversiones (tratar de optimizar el valor presente del dinero que va a invertir en la planta y los retornos que puede esperar de ella, con los costos que tiene que enfrentar); y en aquella época, si bien podemos recordar, los costos del capital en México eran muy superiores a los costos de Estados Unidos y los países desarrollados, el costo de energía era significativamente más barato que los costos de energía que enfrentaban los países industrializados. Por tanto, la decisión obvia de una buena ingeniería es sacrificar costos de inversión y, por tanto, rendimientos en términos de la conversión del crudo a productos de alto valor y en términos del consumo de energéticos que se requieren para operar la refinería.
Nuestras refinerías, de partida, eran refinerías que significativamente menos eficientes que las refinerías con las que competían en Estados Unidos. A lo largo de los años las refinerías en Estados Unidos han seguido invirtiendo en modernizarse y en reducir sus costos de operación. En México, a partir del momento en que el país empezó a ser un exportador neto de hidrocarburos le empezamos a poner mucha más atención a las inversiones necesarias para producir el crudo y exportarlo, porque los ingresos nacionales dependían fuertemente de la producción y exportación de crudo; al grado que llegamos a depender hasta en 35% a 45% de los ingresos de la federación de la aportación de la renta petrolera.
Antes no era el caso, el negocio de Petróleos Mexicanos para el país era extraer el petróleo, procesarlo en las refinerías y empezar a procesar el gas y transformarlo en petroquímicos, por tanto, los intereses de corto y largo plazo de las finanzas públicas del país estaban alineados con los de Pemex. En el momento en que el país se vuelve un país fuertemente exportador, en que tanto las finanzas públicas del gobierno como el ingreso de divisas al país depende de la exportación de petróleo, los intereses del Estado y de Petróleos Mexicanos se desalinean por completo. La presión de las finanzas públicas va en autorizarle a Pemex inversiones para mantener o incrementar la producción de crudo y desatender el aprovechamiento del gas que viene asociado al crudo.
Dejamos de invertir en las refinerías, excepto cuando había una presión importante porque había que mejorar la calidad de los productos y cumplir con las nuevas normas, o por responder a que en el mundo el gas natural empieza a desplazar al combustóleo como combustible industrial. Eso va ocurriendo a medida que se desarrollan los campos de gas en el mundo, pero al mismo tiempo coincide con el desarrollo de los sistemas de generación eléctrica con base en ciclos combinados. Los ciclos combinados requieren necesariamente gas, no pueden operar con combustóleo, y por tanto la generación de electricidad empieza a depender cada vez más del gas, empieza a haber más gas abundante y empiezan a bajar los costos del gas.
Además, el desarrollo tecnológico del sector eléctrico coincide con el desarrollo tecnológico de la producción de gas y de petróleo ligero, aprovechando los yacimientos no convencionales a partir del desarrollo del “fracking” y de la perforación horizontal, que permiten desarrollar reservas en los Estados Unidos; y caen significativamente los precios del gas natural.
El combustóleo no puede ser utilizado en las nuevas centrales eléctricas y es desplazado como combustible en el sector industrial y en el sector eléctrico. Por tanto, un sistema que producía una cantidad fuerte de combustóleo como parte de su matriz (donde el precio del combustóleo estaba arriba del precio del crudo y un poco abajo del precio de la gasolina y el diésel) empieza a perder valor en los mercados. Así, un sistema que no era muy competitivo con las refinerías norteamericanas se vuelve mucho menos competitivo en el momento en que el combustóleo (que es un subproducto importante en nuestras refinerías) empieza a tener problemas en colocarse en el mercado.
Esto se agrava significativamente en los últimos años, cuando entra en vigor el tratado de MARPOL, del cual México es signatario, que establece que a partir de enero de 2020 el combustóleo de alto contenido de azufre ya no puede ser utilizado como combustible para el transporte en altamar, por la enorme contaminación que genera la combustión de combustóleo. Por consecuencia, se ponen todas las naciones del mundo de acuerdo para prohibir el uso de combustóleo con alto contenido de azufre; y ese era el mercado principal que le quedaba a México para exportar el combustóleo que tenía como excedente en su producción el Sistema Nacional de Refinación, lo cual agudiza la crisis que se había iniciado desde antes.
A Pemex en ocasiones le van autorizando recursos para agregarle componentes adicionales a su sistema de refinación o para mejorar la calidad de los combustibles o empezar a incorporar plantas de coquización para deshacerse del residual de las columnas de destilación de vacío. Esto coincide con que México produce cada vez menos petróleo ligero y cada vez más petróleo pesado, porque ese es el pico de producción del petróleo a base de crudo maya; entonces, hacemos un esfuerzo por colocar el crudo maya en los mercados internacionales, pero también incrementamos la carga de crudo pesado que le ponemos a nuestras refinerías (que no están preparadas para recibirlo), sacrificando todavía más rendimientos.
En los años que logramos los mejores rendimientos del Sistema Nacional de Refinación, que fue un esfuerzo importante que se hizo durante la administración de Calderón, a Pemex Refinación la dejaron hacer una optimización parcial de sus refinerías porque nunca le han dejado recibir el crudo que necesitan en su sistema de refinación. Desde que empezamos el proceso de exportación de excedentes o de una parte importante de la producción de crudo, a Pemex Refinación le toca lo que no colocamos en los mercados de exportación; ni siquiera puede planear bien qué crudo va a recibir, le van mandando el crudo que no se exporta y no puede ni escoger ni optimizar el desempeño de sus refinerías.
Entonces, en los años de Calderón se hizo un esfuerzo para maximizar este rendimiento y se habían hecho ya inversiones en alguna modernización de refinerías; estaba la refinería de Cadereyta y la refinería de Madero con coquizadora, ya estaba en marcha la ampliación de la nueva línea de refinación de crudo en Minatitlán y se logra tener del orden de 66 barriles de refinados de alto valor (gasolina, querosinas, turbosina y diésel) y 26 o 27 barriles de combustóleo por cada 100 barriles de crudo. Como contraste, el promedio de las refinerías norteamericanas, no las mejores, el promedio de las refinerías norteamericanas produce 88 barriles de destilados y dos barriles de combustóleo.
Todavía el combustóleo en México tenía mercado; lo usábamos fundamentalmente en la generación de electricidad (aunque ya empezábamos a reemplazarlo con gas), y todavía tenía mercado de exportación. En los primeros años del gobierno de Peña Nieto viene un colapso de los precios de los mercados de exportación de crudo, hay una crisis económica en el país, le recortan fuertemente el presupuesto a Pemex y una de las decisiones que se toman en Pemex es un sistema de refinación; en aquella época la producción de crudo le dejaba $40 o $50 dólares de margen operativo al país, mientras que refinar crudo le tenía unas pérdidas de $12 dólares por barril. Entonces, para minimizar las pérdidas, se toma la decisión de bajarle la producción al Sistema Nacional de Refinación de 1.25 millones de barriles por día, prácticamente a la mitad.
Desafortunadamente, no solamente toman la decisión de bajar la producción, sino que le dejan de dar mantenimiento a las instalaciones de transformación industrial y el gobierno anterior se encuentra con una situación complicada en el Sistema Nacional de Refinación cuando toma la decisión de que hay que volver a incrementar el procesamiento de crudo.
Si se hubiera hecho esto mejorando los rendimientos, quizás hubiera sido una buena decisión; pero se invirtió en una nueva refinería que todavía no empieza a funcionar o está apenas empezando a entrar en operación, lo único que se hace es darle un poco de mantenimiento a las viejas refinerías del país y volver a procesarlo agregándole crudo cada vez más pesado (para el cual no están diseñadas) con catalizadores inadecuados. Los márgenes de refinación en lugar de tener 66 barriles de gasolina, querosina y diésel, se van a 55; en cambio el porcentaje de crudo que acaba en combustóleo se incrementa y pasa de veintitantos a treinta y tantos. De manera que llegamos a producir más combustóleo que gasolina en nuestro Sistema Nacional de Refinación, un combustóleo que ya no tiene mercado.
Entonces, ¿qué es lo que decide hacer Pemex? La ventana de oportunidad que encuentra es utilizar una mezcla de crudo ligero y combustóleo para sustituir al crudo maya que se estaba exportando a las refinerías del sur de Texas. Si usted es un refinador de del sur de Texas y le ofrecen la opción de reemplazar el crudo Maya con una mezcla de crudo ligero y combustóleo, unos dirán “no me interesa ” y otros dirán “sí, pero ¿a qué precio me lo das? ¿qué descuento me das? porque si no mejoro mis márgenes de producción y mis utilidades no me interesa”.
Le doy un descuento, desplazo crudo Maya (que lo tengo que cargar en una parte de mis refinerías, echando a perder todavía más los rendimientos de las refinerías mexicanas y perdiendo más dinero en su conversión a destilados), tengo que salir a venderlo con un descuento mayor al que les daba antes a las refinerías que estaban acostumbradas a comprarme crudo Maya. Si esto lo hago una vez, está bien, pero si lo voy pasando de un sistema de refinación que lo habían bajado de 600,000 barriles por día a 900,000 barriles por día, la producción de combustóleo no se incrementa en el 50% (no alcanzamos ni de lejos el 1.3 millones de barriles que nos habían prometido).
Si hubiéramos incrementado 50% de la producción de destilados y 50% la producción de combustóleo estaríamos muy mal parados, estaríamos perdiendo 50% más dinero que antes. Pero si producimos mucho más combustóleo y mucho menos destilados las pérdidas se disparan todavía más, en lugar de perder $12 o $15 dólares por barril como estaban perdiéndose cuando se tomó la decisión de reducir al mínimo la refinación en México, en los últimos 5 años estábamos perdiendo más de $40 dólares por cada barril de crudo que procesamos.
Pero es todavía más grave que para colocar cada vez más combustóleo tenemos que abrirle nuevos mercados (desplazando más crudo maya con mayores descuentos) para que nos lo compren los refinadores y ese crudo Maya que nos sobra tenemos que o tragarnos las refinerías, y luego, encontrar nuevos clientes con un descuento cada vez mayor, y, por tanto, echando a perder el único negocio que es rentable para Pemex, que es producir y exportar crudo. Teniendo que exportar su crudo Maya y la mezcla de crudo ligero a precios cada vez más castigados, ese fue el resultado de la crisis financiera en la que dejamos a Pemex.
Las pérdidas se van incrementando de manera brutal, los costos de producción de crudo suben porque los yacimientos productivos baratos se agotan, el gobierno sacrifica ingresos reduciéndole la tasa de derecho de la utilidad compartida a la producción de crudo, pero no basta el sacrificio. Lo bajamos de $67 o $68 dólares al 30% que tenía en el último año, le condonamos varios meses de renta y tuvimos que inyectarle 1 millón y medio de pesos de aportación de capital a Pemex para ir pudiendo hacer frente a los vencimientos de la deuda internacional.
La Secretaría de Hacienda fue cuidadosa de no incrementar la deuda internacional, casualmente coinciden las cifras, lo que eran los vencimientos de la deuda internacional del gobierno federal fue tomando nueva deuda prácticamente por los mismos valores que el vencimiento; lo utiliza fundamentalmente para aportación de capital a Pemex para que se haga cargo de los propios vencimientos que tiene Pemex. Porque al país le cuesta cinco puntos menos de tasa de interés emitir bonos del gobierno federal en las condiciones actuales que emitir bonos de Petróleos Mexicanos que nadie quiere comprar.
Esto fue lo que logró el Gobierno Federal de incrementar o mantener su nivel de deuda donde los pasivos que tenía los usó íntegramente para financiar a Pemex. Si PEMEX hubiera reducido su deuda internacional en ese mismo volumen, todavía podíamos haber dicho que estamos tablas en el asunto. El problema es que ese dinero no alcanzaba más que para pagar una parte de los pasivos, entre los vencimientos de PEMEX de pasivos internacionales, por tanto, PEMEX tuvo que tomar pasivos de corto plazo con la banca para hacer frente a sus vencimientos adicionales.
Entonces, acabamos con 35,000 o 40,000 millones de dólares que el Gobierno Federal tomó de nueva deuda en estos 5 años para inyectárselos a PEMEX, y PEMEX solamente redujo una parte pequeña de ese total. Los pagos acumulados por interés y vencimientos de la deuda externa de Pemex en estos 6 años fueron 34,000 millones de dólares, el gobierno le aportó o asumió una deuda externa de 32,000 millones de dólares, prácticamente la misma cantidad. La deuda interna la fue pateando hacia delante y fue pateando hacia delante lo que le debía a los proveedores, entonces PEMEX acaba con una deuda externa un poco más baja 8,000 millones de dólares en total, pero con vencimientos mucho más cercanos.
¿Cuál es el resultado? Que PEMEX Transformación Industrial está perdiendo una escandalosa cifra de más de $40 dólares por barril producido (pérdidas operativas antes de pago de impuestos y de costos financieros). Mientras que al país el sacar un barril del petróleo del suelo, que antes le dejaba $40 o $50 dólares por barril, el año pasado le dejó nada más $23 dólares antes de pagar impuestos y antes de pérdidas financieras; si ese barril lo exportamos, al país le deja una utilidad neta de $23 dólares, suponiendo que el barril en el subsuelo no tiene valor ninguno. Lo que antes era un gran negocio para México y representaba el gran caballo brioso que jalaba la economía del país, hoy es un lastre en las finanzas públicas.
No solamente es la desastrosa situación financiera que el gobierno anterior le hereda a este gobierno actual en términos de capital negativo, de una deuda muy importante, de vencimientos de corto plazo cada vez mayores y de un adeudo a proveedores de más de $500,000 millones de pesos que todavía no podemos pagar. El problema es que no es sostenible, que, si seguimos con la política de producir más petróleo, no para exportarlo sino para refinarlo en las condiciones actuales en que estamos refinando el petróleo en el Sistema Nacional Refinación, es un barril sin fondo en el que seguimos perdiendo cantidades inmensas de dinero; esa es la situación actual.
Como no se tiene dinero para operar, no hemos invertido en darle el mantenimiento adecuado al Sistema Nacional de Refinación y por tanto se disparan el número de paros, el número de los índices que tiene petróleos mexicanos en términos de seguridad industrial; lo cual impacta en costos de operación, en vidas humanas y en seguridad. Más grave aún, dejamos de darle mantenimiento a las instalaciones y a las plantas con que evitamos la emisión de contaminantes en los procesos de transformación industrial, particularmente en las plantas que tienen que capturar el azufre que se liberen de los procesos de refinación o que trae el gas que va a ser procesado.
La norma oficial mexicana establece que tienen que capturar al menos el 80% del azufre que se liberen las refinerías o más del 90% del azufre que trae el gas que va a ser procesado; nosotros lo estamos liberando a la atmósfera. Antes, el gran contaminador de las emisiones de azufre en este país eran las plantas de las centrales eléctricas de la CFE que operan con combustóleo. Hoy el gran emisor de óxidos de azufre a la atmósfera que dañan el medio ambiente contamina, corroen las instalaciones y afectan enormemente a la salud es Petróleos Mexicanos.
El tema del endeudamiento no viene solamente de la administración pasada, viene de más atrás, hay un problema cónico que sumado a esta decisión de irse hacia la refinación se ha agudizado. Sin embargo, en el escenario hacia adelante, nadie nos asegura que el precio del petróleo se vaya a mantener, incluso ha venido bajando. Quizá un escenario todavía más catastrófico sería que el precio del petróleo bajara aún más porque ahí la refinación no te es eficiente, pierdes dinero, pero aparte exportarlo tampoco te va a dar los rendimientos que esperarías.
Los grandes productores de crudo del mundo: Arabia Saudita, Rusia, están plenamente conscientes de que el crudo que se utiliza hoy en día en la matriz energética del mundo. Como le decía, los combustibles líquidos dejaron de tener importancia industrial o para generación eléctrica; la generación eléctrica y los procesos industriales dependen fundamentalmente del uso de gas natural cuando están usando combustibles fósiles, en generación eléctrica también carbón, desafortunadamente.
Los combustibles líquidos ya dejaron de utilizarse en la industria, el combustóleo ya no se utiliza prácticamente en la industria ni en la generación eléctrica más que nosotros que todavía forzamos un par de centrales eléctricas como Tula, Petacalco y algunas más, para tratar de comernos el combustóleo que sale de las refinerías. Los principales productos que tienen valor de una refinería hoy en día son gasolina, diésel y turbosina para aviación; demanda que está condenada a empezar a declinar en la medida en que entren vigor las decisiones de los países desarrollados de acelerar la introducción de los automóviles eléctricos o híbridos y reducir significativamente la demanda de combustibles líquidos para el transporte.
En nuestra matriz energética en México, el uso principal que tienen los productos de una refinería es para el transporte, un poco se utiliza en maquinaria agrícola y muy poco en el sector industrial. En el momento en que empecemos a acelerar el desplazamiento del transporte público y privado con transporte eléctrico, la demanda de combustóleo va a tocar un pico y va a empezar a caer; los países petroleros están conscientes de esto, entonces, están en el dilema de acelerar la producción de crudo de sus yacimientos. Estados Unidos ya tomó la decisión de acelerar la producción de crudo, Rusia y Arabia Saudita están haciendo lo mismo.
¿Cuánto tardará esto? Estamos hablando de década y media cuando más. Esa es la expectativa que tenemos por delante para el negocio de producción de crudo, y para la refinación nos queda mucho menos tiempo todavía. La perspectiva que tenemos por delante es extraordinariamente compleja.
Con este entorno queda claro que el gobierno no puede solo, entiendo que el plan de energía tiene incorporada la idea de que participe el sector privado; pareciera una buena noticia, aunque dicen que medio tímida. Con este escenario que nos acaba de dar ¿Cuál sería verdaderamente el interés del sector privado por realmente participar en un sector que tiene una expectativa muy sombría?
El sector privado va a invertir en aquellos lugares donde tenga, primero, seguridad jurídica, o sea las reglas claras y poco riesgo de que se las cambien antes de recuperar sus inversiones (en los próximos 15 a 20 años), y, en segundo lugar, que tenga una rentabilidad asegurada, sobre todo en un negocio donde tanto el insumo (que son el crudo o los destilados o la parte del negocio en que se meta) y el mercado están dominados por Petróleos Mexicanos.
Las grandes oportunidades para reducir costos y mejorar eficiencias energéticas en este país están precisamente en el área de Petróleos Mexicanos, en los procesos de producción de crudo, pero sobre todo los procesos de transformación de crudo, gas y la producción de petroquímicos básicos. Hay enormes oportunidades de inversión altamente redituables con recuperación de capital en relativamente corto plazo si las reglas se mantienen.
El tema es cómo definimos estas reglas para garantizar que Petróleos Mexicanos siga teniendo el control de las operaciones (como pretende mantener esta administración) y al mismo tiempo atraer el capital para que juegue o comparta las inversiones que el gobierno no va a poder asumir. Entonces, ¿en qué áreas el Estado está dispuesto a incorporar capital privado?, ¿qué certeza jurídica y qué condiciones le da para que el inversionista tome la decisión de invertir? Y ¿qué candados pone para que el inversionista no abuse y extraiga una renta económica indebida? No es una decisión fácil, hay que seguir segregando las áreas de oportunidad para acotar los términos de los contratos que tiene que celebrar Pemex con el particular. Tiene que inventarse reglas nuevas porque los esquemas de contratación anteriores o no han funcionado bien o al Estado no le convencen y los está cancelando.
Cuando habla de que el sector privado pueda participar, recientemente la Presidenta habló del sector petroquímico, diciendo que Veracruz sería una región importante para impulsar el sector, pero también es un sector que requiere enormes inversiones para transitar en la cadena de valor hacia cuestiones de mayor valor y obviamente también requeriría abrirse a la inversión privada.
Entiendo por todo lo que se ha comentado hasta ahorita que tenemos un futuro del petróleo o de los hidrocarburos de una década y media, pero pareciera que la petroquímica podría ser una alternativa que le podría dar mayor presencia al sector a futuro; por su parte, queda claro que la infraestructura ha quedado bastante olvidada y requiere de mayores inversiones.
Así es, por mucho que la Presidenta esté absolutamente convencida que la petroquímica es un buen negocio para el país y una buena salida para que Petróleos Mexicanos pueda migrar de ser una empresa exclusivamente productora de combustibles a ser una empresa que otra vez transforme el crudo en petroquímicos y no en combustibles, el camino es por la petroquímica, igual con el gas natural. Del gas vamos a depender muchos más años; de gasolina y diésel prácticamente el consumo en el país no crece, está decreciendo año con año y se va a acelerar el desplazamiento con la entrada de coches más eficientes.
Pero, al mismo tiempo, es el último elemento de la cadena de transformación que tiene que enfrentar Pemex, porque si no optimiza sus procesos de refinación y sus procesos de procesamiento de gas de donde salen las materias primas para la petroquímica, difícilmente va a poder ser competitivo, aunque le dedique inversiones a la petroquímica, más allá quizás de las más básicas como puede ser la producción de amoníaco y de urea para fertilizantes. La modernización de los complejos petroquímicos parte de contar con materias primas y para eso hace falta modernizar los procesos de procesamiento de gas natural para recuperar mayor cantidad de líquidos y modernizar los procesos de refinación para que haya corrientes de proceso que se puedan utilizar e incorporar a la petroquímica.
Queda claro que donde se está perdiendo dinero es en Transformación Industrial, que es la parte de refinación. Cortar la parte de refinación y regresar al modelo anterior exportador de petróleo crudo, ¿qué tan factible es hacerlo de forma inmediata?
Muy complicado. El cerrar de refinerías es un mal negocio, pero es peor negocio mantenerlas perdiendo $40 dólares por barril. Cerrar una refinería es extraordinariamente costoso, tiene un pasivo laboral y un pasivo ambiental serio, decidir qué hacer con estas instalaciones no es trivial, pocas refinerías en el mundo se van cerrando y la razón es que el costo de cierre de una refinería es alto. El cierre de la refinería Azcapotzalco le costó a Pemex una buena cantidad en sanear los terrenos en donde estaba operando la refinería.
Por otra parte, no tenemos infraestructura para abastecernos, y el riesgo en las condiciones actuales de incertidumbre que hay con nuestro vecino país del norte, que sería el principal abastecedor de combustibles al país en caso de que tengamos que incrementar nuestra dependencia, no se ve nada fácil. Yo creo que más bien hay que invertir en sanear y en optimizar la operación de refinerías.
Puedes mejorar significativamente el desempeño de nuestras refinerías solamente permitiendo a PEMEX Transformación Industrial adquirir el crudo más adecuado que requieran las refinerías en cada caso; si es necesario importarlo, importándolo. Si nos molesta la palabra “importar crudo”, que no entiendo por qué si no nos molesta importar gas natural. En nuestra matriz energética hoy dependemos mucho más del gas natural que de los combustibles líquidos, y el poco gas que producimos en México casi todo se lo come PEMEX, de manera que el gas que necesita la CFE y toda la industria nacional, más del 90% es gas importado.
Nadie habla del gran problema que tiene este país de dependencia energética de un combustible que es vital para la operación eléctrica e industrial del país, que es el gas natural; que depende de un solo vecino, el vecino del norte, con el que hoy tenemos serios problemas para ponernos de acuerdo en los temas comerciales que suponíamos que ya estaban resueltos. Yo no le veo ningún problema ni ningún riesgo al importar crudo ligero para nuestras refinerías, complementarias al nuestro; con eso reduciríamos significativamente la cantidad de combustóleo que producen las refinerías, tendríamos que sacrificar menos crudo ligero para exportarlo con el combustóleo para que sea usado como carga en las refinerías del sur de Texas, mejorando sus márgenes de rentabilidad y echando a perder los nuestros. Rompemos ese círculo vicioso que nos hemos generado en los últimos cinco años, minimizando la cantidad de crudo pesado que metemos a la refinería y maximizando la carga de crudo ligero.
La administración anterior decidió comprar con tres o cuatro años de anticipación el catalizador que iban a utilizar en el Sistema Nacional de Refinación los próximos tres o cuatro años el país, de manera inusitada, ¿a quién se le ocurre? No sé si fue una mala decisión económica o un extraordinario negocio para alguien que se aprovechó de la oportunidad. Dejaron comprado el catalizador que se requiere para las plantas de cracking catalítico, que son el corazón de las refinerías, comprando un catalizador convencional que no es el adecuado para el tipo de crudo que le estamos metiendo.
Entonces, hay que hacer a un lado esto, comprar el catalizador adecuado, validarlo en las plantas piloto que tiene el IMP, para asegurarnos que maximizamos el desempeño de las refinerías con el crudo y catalizador adecuado. Con esto mejoramos la rentabilidad de las refinerías, mientras tenemos el tiempo para invertir lo necesario para mejorar los rendimientos adicionales y reducir los consumos energéticos que tiene el sistema de refinación.
Solamente con dos medidas: Dejar que Pemex Refinación, con apoyo de PEP o de PMI, adquiera en el mercado internacional el crudo ligero complementario al de producción nacional que permita maximizar los rendimientos del Sistema Nacional de Refinación, y, colocarles el catalizador adecuado a las refinerías para maximizar la conversión a productos de alto valor. Con eso mejoraríamos sensiblemente los costos de operación, reduciríamos significativamente las pérdidas del sistema de refinación, reduciríamos la cantidad de combustóleo que producimos y le reduciríamos un problema a Pemex Exploración Producción y a PMI para colocar los crudos de exportación en el mercado internacional; matamos varios pájaros de un tiro solamente con esas medidas.
Se requieren mínimos de inversiones para poder recibir crudo en los puertos mexicanos si hace falta importarlo, más los ductos y tanques de almacenamiento en las refinerías para poderlo recibir y poder optimizar el suministro de la refinería de acuerdo con las condiciones que tiene cada refinería actualmente; maximizar su rendimiento en lugar de echarlo a perder como lo hemos echado a perder en los últimos cinco años.
¿Otra alternativa podría ser desincorporar o coinvertir con empresas extranjeras para operar individualmente las refinerías?
Sí ha habido intentos en el pasado. En la administración de Peña Nieto se exploró la posibilidad de coinvertir en las refinerías; encontrar modelo adecuado de trabajo con los inversionistas no es sencillo. Es un modelo latente y complicado el que tuvo que desarrollar la CFE para los sistemas de coinversión con el sector privado para los productores independientes de energía, y aquí es un negocio muy simple: La CFE les entrega el gas y el otro pone una planta que está sujeta a despacho económico, y cuando le conviene a CFE recibir la electricidad, la recibe; paga un costo variable por la maquila del gas convertido en electricidad y un cargo fijo que le permite al inversionista amortizar su inversión y tener una renta, opere o no opere la planta.
Una refinería es muchísimo más compleja, los precios del crudo y las condiciones del crudo varían con el tiempo. Aunque el precio del crudo sea estable, los precios en el mercado del diésel y la gasolina varían en los meses del año dependiendo de la demanda. Entonces, diseñar reglas de juego que sean favorables para Pemex y al mismo tiempo atractivas para el inversionista no es nada fácil en una refinería, y hace falta un cambio radical de pensamiento que todavía creo que no estamos preparados para asumir; para que una refinería de Pemex la administre un operador independiente, (que es seguramente hacia donde vamos a acabar con alguna de las refinerías menos rentables) vamos a tardar bastante tiempo; mientras, hay que encontrar medidas más prácticas.
Hay áreas de oportunidad más sencillas, como es el quitarle el nitrógeno al gas asociado que está produciendo Pemex, que se lo quite un inversionista privado y le entregue a Pemex los productos (el gas sin nitrógeno y los líquidos recuperados) y Pemex le paga una renta; esos serían modelos más sencillos de implementar. Quizás el volver al esquema que la administración pasada canceló, que es que los privados le produzcan el hidrógeno, poniendo la condición de que parte del hidrógeno puede ser verde o azul o de algún color un poco más atractivo que el gris; pero esto inclusive lo revertimos, la administración pasada, con el único contrato que había sido asignado de esta manera. Entonces, no lo veo sencillo, y por lo que he hablado con los nuevos funcionarios de PEMEX, es uno de los temas que están analizando y que les está costando trabajo entender, cómo poder incorporar inversión privada con las reglas que tienen.
Se ve que el reto es mayúsculo. Comentaba ahorita que eran sumamente importante los contratos, o sea, las reglas claras sobre las cuales el sector privado puede participar, pero digamos que tenemos esas reglas claras y tenemos las reglas idóneas, ¿en qué subsectores de toda esta cadena de valor de hidrocarburos estarían las oportunidades para el sector privado?, pensando que esto a la vez resuelve el problema que tenemos enfrente.
Yo lo que vería como oportunidad son inversiones en el sector petroquímico y en algunas áreas de procesamiento de gas, las veo realmente sencillas de implementar. No es trivial, no es fácil hacerlo, requiere compromisos de largo plazo en términos de cómo fijamos los precios y cómo me vas a pagar para asegurarme que no me tratas como tratas a los proveedores de PEMEX, que los tienes hace un año sin pagarles. No levanto capital para hacer una contigo si no tengo la seguridad de que en los 15 o 20 años que necesito garantías para recuperar la inversión y garantizarla al inversionista y a los banqueros el retorno de su capital, pues simplemente no hay forma de entrarle.
Con las incertidumbres de este mercado y el fijar precios en las condiciones actuales, dentro de 6 meses, a lo mejor resulta que nos equivocamos totalmente. Si me equivoco en contra de PEMEX, los acusó de haber extorsionado en las negociaciones a PEMEX y que alguien hizo una concesión indebida; y si es en detrimento del inversionista, simplemente se sale del juego y tira la toalla, no puede seguir perdiendo. No es nada fácil establecer las reglas de juego en donde los dos tengan posibilidad de ganar y se mitiguen los riesgos de que alguno de los dos salga perdiendo cuando cambien las condiciones del mercado.
En refinación y en transformación de gas veo más posibilidades, el tipo de inversión de “te financio la inversión a cambio de que me pagues con los ahorros que te genere” y tienen que ser proyectos en donde el retorno está asegurado máximo 5 años; yo corro con los gastos de la ingeniería, la inversión y el financiamiento y en cuanto entre en operación, me empiezas a pagar el retorno de mi inversión con la utilidad que acordemos en un plazo máximo de 5 años. Hay muchas oportunidades de inversión en este sentido si los hacemos bien, esa es la que vería con más facilidad. Inclusive, la banca que financie esto puede tener un respaldo de la banca pública para mitigar su riesgo de incumplimiento.
El riesgo del banco para un negocio de este tipo es que le va a pagar PEMEX al inversionista con los ahorros que tenga y el inversionista le va a pagar al banco que le prestó el dinero para hacerlo en las condiciones pactadas. Puedes encontrar mecanismos de la banca nacional, Nafin o Banobras, que le garanticen al banco comercial que PEMEX no va a entrar en incumplimiento y que, si entra en incumplimiento, la banca pública le cubre el riesgo al banco que está haciendo el financiamiento. Esto se ha hecho en el pasado, es realmente fácil de estructurar.
Ahí el problema es acotar el alcance del proyecto de inversión que tiene el inversionista y el mecanismo de recuperación de su inversión, porque PEMEX sigue siendo el dueño y operador de la planta, pero es una planta que en un año o dos años mejora significativamente sus costos en alguna de las áreas en donde está impactando la inversión que está siendo hecha de esta manera. Yo creo que esa sería la forma más sencilla en donde el capital privado podría asociarse con Petróleos Mexicanos en las áreas de transformación industrial más sensibles para la operación petrolera o de procesamiento de gas; que Pemex no pierda control de sus operaciones.
Está el otro mercado, que es el de exploración y explotación de petróleo.
Ah, sí, que esta administración está dispuesta a explorar nuevos caminos siempre y cuando PEMEX lleve la batuta del control del proyecto. Otra vez, es un tema de cómo PEMEX no asume las inversiones iniciales que se requieren, las hace el inversionista privado, ¿a cambio de qué? A cambio de que Pemex tenga el control y se le reconozca el valor (que el valor básicamente es el valor que tiene el crudo en el subsuelo), que se lo está cediendo el gobierno a PEMEX para que sea como su aportación de capital. El tema es cómo fijamos las reglas para que el inversionista privado tenga un atractivo suficiente a su inversión a pesar del alto riesgo.
Existe el riesgo de hacer la inversión y no encontrar el crudo o tener costos de producción mucho más altos de los que se pensaban inicialmente. ¿Cómo se cubre el inversionista de ese riesgo y cómo lo hace de forma tal que, si no incurre en ese riesgo, no saque una rentabilidad excesiva de su inversión? Es donde en el pasado nos ha costado trabajo ponernos de acuerdo.
Hace unas semanas el American Petroleum Institute hizo una declaración, y de hecho una demanda, hacia Washington pidiendo que forzara al gobierno mexicano a tener reglas más claras para inversión. Entonces, pareciera que hubiera interés de los Estados Unidos en invertir.
Están exigiendo que le obliguen al Estado mexicano a cumplir con lo pactado en el Tratado de Libre Comercio en el área de energía, tanto en el sector eléctrico como el sector petrolero. El gobierno alega que no está incumpliendo, que está exento; no es cierto, no está exento. Los términos del convenio son muy claros y sí los estamos violando. Pero con qué cara nos salen los americanos a decirnos que tenemos que cumplir con ese tratado cuando Trump se dedica a patearlo todos los días.
En términos de una renegociación del T-MEC, este tema de energía tomaría relevancia, ¿no?, porque al final podría ser una moneda de cambio. Aparte, si estamos buscando que la región de Norteamérica tenga una mayor seguridad energética, es claro que en las condiciones en las que está México no puede garantizarlo.
Puede ser un factor que ayude, es un área de interés mutuo, de forma tal que no aproveche nuestro vecino para extorsionar una renta o una cesión de derechos mucho más allá de lo que amerita un buen negocio entre dos partes. En este momento tampoco está muy claro cuáles son las condiciones ni cuáles son las buenas intenciones que tiene nuestro vecino del norte para negociar un acuerdo de este tipo.
No sé si hay algo que usted quisiera agregar en esta entrevista, pensando hacia futuro, o bien, ¿qué recomendación daría al sector privado? No sé si en la parte de contratos hay algún esquema de contratos que usted recomendaría en particular.
No tengo una visión clara sobre esto, mi experiencia no está en este lado. Sí creo que es uno de los retos más grandes que tiene la administración actual: ¿Cómo mitigar el impacto negativo que Petróleos Mexicanos está teniendo en las finanzas públicas? y ¿cómo garantizar una transición de PEMEX para que vuelva a ser una empresa viable económicamente y que vuelva a ser uno de los impulsores del desarrollo económico nacional y no un freno?, obligando a extraer recursos públicos simplemente para mantenerlo a flote.
Le agradezco mucho la entrevista, creo que este tema va a dar mucho que hablar más adelante y espero que podamos próximamente reunirnos cuando tengamos más claras las reglas que se den para la inversión y seguir evaluando la política, en este caso petrolera o de hidrocarburos del país.
Así es, supuestamente en un mes, por una parte, tendremos los reglamentos a las leyes que aprobó el gobierno en el Congreso en el sector energético, y, por otra parte, supongo que en un mes también tendremos un poco más de idea de cómo van a quedar estos juegos absurdos de “hoy te amenazo con un nuevo impuesto a la exportación que la semana pasada no tenías contemplado, ya logramos mitigar uno y te mando otro nuevo para que te preocupes la semana que viene”.
En esas condiciones cuesta mucho trabajo en un área tan estratégica para el país como es el sector energético, y tan sensible para la política pública como es conservar las empresas nacionales, establecer reglas de juego claras para la inversión privada que permitan complementar la inversión pública y sanear las empresas del Estado.
Muchas gracias Doctor Francisco Barnés de Castro por concedernos esta entrevista.
Gracias a ustedes.
