Jesús Reyes Heroles <br>&#34Avances het

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Con grandes inyecciones de capital, tanto público como privado, el sector energético nacional transita por caminos cada vez menos pedregosos aunque no carentes de obstáculos. Afable y optimista, quien lleva la batuta de la Secretaría de Energía desde hace casi dos años habla acerca de la marcha de cada uno de los subsectores durante este sexenio.

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¿Por qué en un sector tan estratégico existe un programa tan corto, acotado sólo a una administración?
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Sería muy deseable una planeación a más largo plazo, pero tenemos dos limitaciones: la ley de -Planeación y la de Presupuesto. La primera, con un criterio quizá no actualizado de no invadir otras administraciones, establece que el horizonte de los programas no debe ir más allá de una administración. La de Presupuesto obliga a que éstos sean anuales y, para aminorar esta limitación, este gobierno introdujo los programas de impacto presupuestal diferido: por ejemplo, la refinería de Cadereyta –cuya construcción de plantas significa más de $1,000 millones de dólares– se irá construyendo durante varios años y se pagará en un tiempo todavía más largo. En el presupuesto sólo explicitaremos los compromisos de pago del año al que corresponde dicho presupuesto y el del año siguiente; el resto lo anotaremos como una contingencia que tiene el fisco.

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¿Bastarán estos esfuerzos para disminuir o terminar con el escepticismo frente a programas que una nueva administración puede “echar por la borda”?
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No bastan. La creciente participación privada permitirá ir desarrollando una nueva reflexión estratégica sobre el sector, que se traduzca en una planeación a más largo plazo. En todos los países esta planeación es un esfuerzo conjunto entre el sector público y el privado.

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¿Cómo evalúa lo que hasta ahora se ha hecho en términos de desincorporación en el ámbito de la energía?
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Los avances han sido heterogéneos, entre otras cosas, porque en todo el sector no había participación privada.

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Respecto del gas natural, las modificaciones jurídicas de 1994 y 1995 abrieron posibilidades -para esta participación en transporte, almacenamiento y distribución. Luego de establecerse el modelo, en 1995 y parte de 1996 la Comisión Reguladora de Energía desarrolló un marco regulatorio –que la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE) reconoce como muy moderno–, y cuando estuvo más o menos completo empezaron los proyectos privados, primero en distribución, en el área de Mexicali. Ya hay inversiones en marcha y otras áreas están en licitación –Chihuahua y Toluca–; luego vendrán Altamira, Puebla y la zona del Bajío. Además, se avanzó en el programa de acceso abierto a los ductos de Pemex, y ahora cualquier consumidor puede solicitar a este organismo que le transporte gas natural de un punto a otro, con un cobro determinado por la autoridad regulatoria. El desarrollo de gasoductos ha sido más lento porque era indispensable conocer qué zonas se iban a licitar e informar de ello a los particulares, qué plantas termoeléctricas que usaban combustóleo ahora usarían gas natural y qué plantas se construirían con base en este último elemento. Ya se otorgaron los permisos –porque esto no se licita– para un gasoducto que irá desde -Monterrey hasta la frontera, para otro desde Estados Unidos hasta las inmediaciones de Ciudad Juárez, y un tercero, desde Campeche hasta Mérida, de 500 kilómetros y que alimentará a la planta Mérida III.

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En cuanto a electricidad, hubo que resolver dos proyectos críticos: las plantas de Samalayuca II y Mérida III, sin las cuales era difícil promover otros proyectos de generación eléctrica. Cuando partió la primera, cambió la credibilidad de México en este aspecto, pues todo el riesgo de construcción se pasó al sector privado e inmediatamente se nos abrieron posibilidades de continuar con nuevas -licitaciones, como las de Monterrey y Chihuahua el año pasado, a las que se añade la planta de Rosarito, actualmente en licitación.

-Respecto de Mérida III, la primera productora externa de energía, fue una exitosa licitación para la Comisión Federal de Electricidad, por los bajos costos a los que el consorcio ganador se comprometió a suministrar electricidad. Desde entonces, enfrentamos una avalancha de interés por desarrollar proyectos de productores externos. Así, este año esperamos sacar unos cuatro proyectos de este tipo; algunos ya han sido autorizados de manera preliminar por la CFE y por esta Secretaría y sólo amarramos algunos detalles para dar el vamos. -

Además existen el autoabastecimiento y la cogeneración. Sólo en 1996 se otorgaron permisos por más de 1,400 -megawats, para más de 22 proyectos de plantas con distintas capacidades, que doblan las de -Samalayuca y Mérida en conjunto; la capacidad total de México es del orden de los 34,000 -megawats.

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¿Por qué no se pensó antes en este tipo de proyectos?
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Porque las tarifas eléctricas quedaron rezagadas respecto de la inflación, como parte del Programa de Estabilización 1995-96. Había que convencer a los inversionistas de que esto no podía ser permanente ni sostenible. A fines del año pasado y comienzos de éste, las tarifas de tensión media y alta aumentaron mucho más que las de uso doméstico –que sólo crecieron con la inflación programada y con los salarios–; las primeras, en cambio, las llevamos arriba para recuperar la relación precio-costo que teníamos cuando se inició el programa. Sólo entonces, el autoabastecimiento y la -cogeneración se vuelven rentables para las empresas privadas.

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Por último, de los 120 megawats que generará la planta de Enertec, en Altamira, 40 se consumirán en las propias plantas petroquímicas que hay en la zona; otros 40 se transmitirán hasta Monterrey, a través de la red de la CFE, y el resto será adquirido por dicha Comisión para incorporarlos al sistema eléctrico nacional.

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La petroquímica ha sido, entonces, el subsector que ha provocado mayores problemas respecto de su -desincorporación...
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Tal vez. A diferencia del resto, desde el primer anuncio de desincorporación, en 1992, no se partió de una reforma del marco jurídico. El proceso se suspendió porque los mercados argumentaron que los precios que recibirían no serían buenos, y se reinició en 1995 con el mismo esquema anterior: sin modificar el marco jurídico y como una venta de activos, en la que había que liquidar al personal de las plantas y posteriormente, cuando éstas se hubieran desincorporado, recontratar a algunos trabajadores. Pero el aumento de las tasas de interés, como resultado de la crisis, hizo que se empezara a cuestionar la privatización de los bancos y luego, crecientemente, la de la petroquímica, con una gran oposición pública y una gran falta de comprensión sobre lo que realmente implicaba la venta de las plantas. Quiero informarle, y con fundamento, que en este país poco más de 80% de la población no distingue entre una actividad petroquímica y una actividad petrolera. Intervinieron además intereses políticos: en esa época se preparaban campañas, se discutía la naturaleza de la reforma de las disposiciones electorales, entre otros asuntos, y esta privatización servía a dichos intereses. Sin embargo, el problema central era que la gente no distinguía entre petróleo y petroquímicos, y en México el primero es algo muy cercano a los sentimientos de todos nosotros. Luego, el proceso evolucionó hacia una contradicción: mientras se decía que no había inconveniente en que los particulares invirtieran en estas actividades, había oposición a que se vendieran los activos públicos que producen petroquímicos no básicos. Pero esto se fue decantando, primero corrigiendo las dudas sobre el marco jurídico, que no daba certidumbre ni al sector público ni a los -inversionistas privados. Y así, finalmente decidimos no definirlo en términos de los procesos o en términos exclusivamente técnicos…

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De manera que redujeron nuevamente la cantidad de petroquímicos básicos.
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Es que esta clasificación de “básicos” sólo existe en México, porque la Constitución dice que los básicos están reservados al Estado. Entonces, para lograr la certidumbre jurídica se reformó la ley reglamentaria del artículo 27 constitucional, estableciéndose cuáles serían los petroquímicos básicos y dejamos todos los demás abiertos a la participación privada. Por otro lado, se abrieron dos vías para esta participación: la creación de filiales de Pemex-Petroquímica, con 49% de inversión privada en el capital social, es decir, no se venden los activos, y la posibilidad de que los particulares abran nuevas empresas, aportando todo el capital. Respecto de la primera vía, todo ha ido muy rápido: el 13 de diciembre pasado, el Consejo de Administración de Pemex, con la presencia del sindicato petrolero y por unanimidad, aprobó el nuevo esquema laboral y el resto de la nueva estrategia de -desincorporación. Ya hemos constituido seis filiales, que representan 89% de las ventas totales de -Pemex-Petro-química, y los sindicatos han firmado con éstas sus contratos colectivos de trabajo y los convenios de sustitución patronal. En el segundo semestre se constituirá el aporte de 49% privado y si alguien quiere construir una planta de petroquímicos no básicos está en todo su derecho.

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Pero aún no se define el esquema de participación privada, lo que hace que muchos inversionistas estén -renuentes y la opinión pública escéptica respecto de que se llegue a integrar ese máximo de 49%.
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Es verdad que todavía no se define el esquema, pero pregúnteles a esos escépticos si habrían creído que en estos momentos tendríamos constituidas las seis filiales y arreglado el problema laboral. Hemos planteado un calendario realista: ya establecidas las empresas debemos dejar que operen independientemente para ver sus resultados, la naturaleza de sus operaciones y que vayan constituyendo sus cuadros administrativos; entonces daremos el siguiente paso. Pero hemos estado recogiendo los puntos de vista de prácticamente todos los inversionistas interesados, para luego decidir las reglas de participación. Y hay otro aspecto: existen desde plantas pequeñas, que producen uno o dos petroquímicos, hasta complejos con docenas de productos, y los resultados son distintos en cada una de ellas. JP Morgan es nuestro asesor financiero y se han creado muchos grupos de trabajo para revisar todos los contratos de suministro o plantear una política de precios de los petroquímicos básicos. Todo esto debe estar listo antes de plantear el esquema de participación.

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También se dice que el 51% aportado por el gobierno podría mantener a toda una planta y que el aporte privado se destinaría a otros gastos fiscales...
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No. El 49% privado se utilizará para eliminar los cuellos de botella que haya en las plantas existentes y el 51% del gobierno será destinado a desarrollar todas las inversiones que sean necesarias en dichas plantas. Debe quedar muy claro que el gobierno no se compromete a invertir en nuevas plantas.

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¿Los inversionistas privados desearán al Estado como socio si no lo ven como buen administrador y si además controla la materia prima para la conformación de las cadenas -petroquímicas? En buenas cuentas, ¿cuál es la ventaja para estos inversionistas al participar en las filiales?
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En primer lugar, es mucho más rápido y barato “descuellar” una planta existente que hacer una nueva. El monto de la inversión por unidad de capacidad en una planta donde se elimina un cuello de botella es mucho menor que en una planta nueva. Además, algunos de los inversionistas interesados, precisamente para garantizar su suministro quieren participar en las decisiones de quienes se los proporcionan. Respecto de la asociación con el gobierno, hay antecedentes de muy buenas relaciones entre el sector público y el privado; justamente en el sector -petroquímico todos recuerdan las asociaciones o coinversiones para producir negro de humo, por ejemplo. Más aún, el gobierno ha planteado claramente que no busca inversionistas pasivos, sino a aquellos que, además de aportar capital, participen en las decisiones de las empresas, ayuden a modernizar sus políticas comerciales y a orientar su desarrollo tecnológico, e intervengan en las políticas de ampliación. En este tipo de asociaciones hay muchos tabús y malentendidos, y la verdad es que siempre se pueden encontrar fórmulas para que resulten de beneficio mutuo.

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Por otra parte, se habla de que los precios del gas están subsidiados...
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El precio del gas LP está subsidiado y eso no es bueno porque -distorsiona los procesos y el consumo. Por ello, esperamos eliminar el subsidio en el tercer trimestre de este año.

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Pero creo que usted se refiere al precio del gas natural. Desde hace más de 10 años, como lo hacen todas las gaseras internacionales, Pemex viene fijando su precio en función de sus referencias internacionales, porque hay un costo de oportunidad. Ha sido una práctica sana con una base económica sólida. Sin embargo, los precios internacionales aumentaron en una magnitud sin precedentes y durante un largo periodo, jamás visto, lo que comenzó a reflejarse en las cuentas de los consumidores. Estamos tratando de resolver esto de dos maneras: promoviendo para que los grandes consumidores compren cobertura, como lo hacen sus homólogos en el mundo cuando hay movimientos de precios tan abruptos. En cuanto a los pequeños consumidores, la Comisión Reguladora de Energía también estudia esquemas de cobertura, ahora con los distribuidores, para que a su vez transfieran este beneficio a los usuarios domésticos.

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En otro ámbito, no queda claro si el país cuenta con más o con menos reservas de hidrocarburos y no se sabe cuál es el estado de estas reservas.
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Pemex publicó, con gran detalle, todos los resultados de sus nuevas estimaciones sobre las reservas en la zona marina, usando una nueva metodología, aunque también se publicarán las realizadas con el método anterior. Ahora se informa desde las reservas más amplias -(las in situ) hasta las más restringidas (las probadas) y sólo se ha hecho este ejercicio para una de las tres grandes regiones petroleras; cuando salgan las dos restantes se hará el balance nacional.

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Debo aclarar que el monto de las reservas de un país es el estimado en un momento específico y depende de las tecnologías disponibles para evaluarlas y para explotar esos campos y, eventualmente, de las estrategias de explotación que se apliquen. Las metodologías utilizadas ahora permiten medir tridimensionalmente los campos; además, existen la perforación horizontal y la inyección de nitrógeno en los campos. El proceso de conversión de -reservas in situ a reservas probables y probadas está cambiando muy rápidamente.

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Todo esto nos lleva a confirmar la existencia de una riqueza petrolera cuantiosísima en la zona de Campeche (las -reservas in situ son muchas). Además, con las nuevas metodologías se harán estimaciones permanentes sobre las reservas, que serán auditadas, transparentes, para que los analistas avancen en su entendimiento de la situación y Pemex haga una explotación mucho más racional.

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¿Se puede esperar, entonces, un crecimiento importante de las reservas?
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Comprobamos, por ejemplo, que en Cantarel (zona de Campeche) la situación de las reservas es extraordinaria y que debemos incrementar el mantenimiento de la presión. Además, pasaremos continuamente de reservas probables a probadas y, con las nuevas exploraciones, iremos incorporando nuevas reservas, no sólo en la zona marina –que es la más grande del mundo en yacimientos petrolíferos–, sino también en otras partes.

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