Una idea de corta vida

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Adrián Lajous

El gobierno de México está apoyando la construcción de una gran refinería petrolera en el istmo centroamericano. Se trata de uno de esos proyectos de fin de sexenio cuya vida, al igual que la de la administración que los promueve, es corta.

Hace un poco más de seis años la Secretaría de Energía alentaba la construcción de un gasoducto centroamericano cuando ya era claro que México pronto se convertiría en un importador neto de gas natural. Hoy, la producción de petróleo crudo tiende a la baja, al igual que el volumen disponible para la exportación. Este último disminuirá a un ritmo aún mayor en la medida en que el país logre reconfigurar, modernizar y ampliar sus propias refinerías. Estas tareas resultan prioritarias dado que México importa actualmente 40% de sus requerimientos de gasolina, un nivel de dependencia que habrá de crecer inevitablemente en los próximos años. Es una lástima que las autoridades energéticas hayan emprendido una iniciativa de dudosa factibilidad y poca relevancia en lugar de asumir los problemas prioritarios de este sector.

El Programa Mesoamericano de Integración Energética se propone alentar la construcción de una refinería privada de alta conversión en Centroamérica. Para estos efectos México asumió la responsabilidad de licitar un contrato de suministro de petróleo crudo tipo Maya de hasta 230,000 barriles diarios (BD), por un plazo de 20 años. Este contrato reflejaría los términos y condiciones generales que PMI (la empresa comercializadora internacional de Pemex) utiliza con sus clientes de petróleo crudo. El precio se determinaría de acuerdo a las fórmulas que Pemex aplica a sus exportaciones a la costa estadounidense del Golfo de México o a la costa occidental de ese país. El crudo Maya se utilizaría íntegramente en la refinería que se construya, no permitiéndose su reventa. En el caso de que el incremento de la demanda interna de México o un cambio en la producción de crudo pesado impidieran suministrar el volumen contractual, PMI reduciría el suministro a todos sus clientes de manera alícuota, con excepción del asignado a las refinerías propiedad de Pemex.

Se asume que la nueva planta tendrá una capacidad de proceso de unos 360,000 BD, si bien la capacidad será eventualmente definida por el refinador. En todo caso contará con capacidad suficiente para lograr la conversión del total del residuo de destilación obtenido.

El refinador, a su vez, se compromete a suministrar un cierto volumen de productos (principalmente gasolina y diesel con especificaciones internacionales) a los países mesoamericanos, para su propio consumo. El volumen comprometido de productos petrolíferos se asignará mediante un sistema de cuotas nacionales que serán predeterminadas de forma anual. El refinador dispondría libremente de todo producto adicional al volumen comprometido. Los precios se fijarán de acuerdo a fórmulas que consideran el costo del crudo Maya más el de procesamiento o, alternativamente, a precios de paridad de importación, es decir, a precios de la costa estadounidense del Golfo más transporte. La consultora especializada en hidrocarburos, KBC Advanced Technologies, ha estimado el costo de inversión de la refinería en unos 6,700 millones de dólares al que se le agregan 1,000 millones si se incluye una planta de cogeneración. Calculó también el costo de una refinería de menor escala (255,000 BD) en 5,700 millones de dólares. El Banco Interamericano de Desarrollo y el Banco Centroamericano de Integración Económica han ofrecido apoyar financieramente este proyecto, que también tendría acceso, a través de México, a financiamiento del Acuerdo de San José.

El ganador de la licitación será la empresa previamente calificada que ofrezca la mejor oferta con base en tres factores: el volumen comprometido de productos, el costo de procesamiento del crudo Maya y el monto de una contribución anual al Fondo de Desarrollo Mesoamericano. El proceso de licitación comenzará en diciembre de 2006 y la adjudicación del contrato de suministro se haría en julio de 2007.

La viabilidad del proyecto está sujeta a complejos problemas que los países centroamericanos estarían obligados a resolver de manera inequívoca. Sólo así el inversionista podría asumir todos los riesgos de la inversión (de construcción, de operación y de país, así como los de mercado) la diferencia entre los precios del crudo y de sus productos derivados.

La ejecución del proyecto presupone que los gobiernos de la región logren una homologación regulatoria respecto a la calidad de los productos petrolíferos y los mecanismos de formación de precios al mayoreo. No sólo es necesario armonizar las especificaciones de los productos de dichos países sino que éstas tendrían que convergir rápidamente a especificaciones internacionales para permitir exportaciones a México y Estados Unidos. La adopción de especificaciones más rigurosas que las actuales tiene un costo que no es despreciable.

Los precios de los productos tendrán que fijarse en toda la región en términos de los que prevalecen en centros de refinación relevantes, en este caso los de la costa estadounidense del Golfo de México y del Caribe. Dado que las refinerías venezolanas son las más cercanas, su precio de referencia de exportación más el costo de transporte sería el que tendería a prevalecer. A su vez, los precios venezolanos están íntimamente ligados a los que rigen en la costa estadounidense del Golfo.

Asimismo, el contrato de suministro de crudo, los mecanismos de precios de los productos y el sistema de cuotas de productos tendría que ser administrado por una entidad legal con representación multinacional.

Todo esto exige compromisos de largo plazo de múltiples gobiernos, actores gubernamentales y agentes económicos privados.

La nueva refinería centroamericana afectaría la sobrevivencia de pequeñas refinerías que en la actualidad suministran un poco más de 25% de los requerimientos de la región y desplazaría las importaciones de productos provenientes de Venezuela, principal fuente de artículos importados. Tampoco debe subestimarse las dificultades que entrañará la ubicación geográfica de la refinería. Si bien parecería que los mejores sitios se encuentran en Guatemala y en Panamá, otros países seguirán ejerciendo presión para ser considerados.

Finalmente, es poco común promover la construcción de una refinería privada a través de un proceso de licitación. El proyecto se encuentra aún en una etapa en la que se explora el interés potencial de inversionistas privados. Todavía no se precisan las bases de la licitación. Cuando éstas se detallen seguramente surgirán problemas adicionales que tendrán que abordar los países que participan en el Programa de Integración Energética Mesoamericano. Es muy probable que al final del camino no haya inversionistas interesados en un proyecto tan complejo, que requiere de salvaguardas difíciles de negociar y cuyo plan de negocios resulta inviable.

El proyecto supone riesgos y costos para México y le ofrece escasos beneficios potenciales, si bien se trata de una decisión estratégica importante. El compromiso de suministro de crudo que lo hace posible no debe subestimarse. El volumen contractual es superior al crudo Maya que PMI envía a cualquier refinería individual de sus principales clientes. Equivale a 15% de la exportación total de este tipo de crudo realizada en 2005. Su plazo de 20 años es sólo similar al de la refinería que Pemex tiene en copropiedad con Shell. Los contratos de más largo plazo que se han suscrito con terceros son de ocho años. El volumen que sería comprometido durante la vida del contrato equivale a la tercera parte de las reservas probadas remanentes del complejo Cantarell.

El contrato otorga una garantía de suministro que PMI no ha extendido a ningún otro cliente al comprometerse a reducir proporcionalmente a la totalidad de sus clientes cualquier reducción en su excedente exportable de crudo Maya, incluida la refinería centroamericana.

Resulta paradójico asumir compromisos de esta naturaleza y magnitud, que podrían extenderse hasta el año 2032, en momentos en que la exportación de crudo Maya declina y que difícilmente recuperará en un futuro previsible los volúmenes alcanzados en 2004. Aún sin considerar requerimientos internos adicionales de este crudo, sería necesario reducir o dar por terminados algunos contratos con otros clientes para cumplir con el volumen contractual reservado para la refinería centroamericana. Ni siquiera si se desplazara todo el volumen de Maya que se vende en Europa y el Lejano Oriente se lograría evitar la afectación de clientes en Norteamérica, lo que deterioraría la calidad de la cartera de clientes de PMI. Además, en la medida en que se amplíe la capacidad de refinación en México, el tamaño de la reasignación de volúmenes sería incluso mayor.

Pemex no puede ser indiferente a la selección de fórmulas de precios del Maya. La utilizada para ventas en la costa oeste de EU involucra mayores riesgos comerciales que la aplicada en el Golfo de México, un mercado de mayor tamaño. Además, las ventas por Salina Cruz suponen un costo adicional de transporte para Pemex, dado que el crudo se extrae en la Sonda de Campeche.

Resultaría también extraño fijar el precio en función de las condiciones de un mercado que PMI dejaría de abastecer, puesto que las ventas a California tendrían que ser reasignadas íntegramente a Centroamérica. En términos técnicos, las fórmulas del Golfo de México son claramente superiores a las de la cuenca del Pacífico. A estas deficiencias debe agregarse que el costo financiero de estas transacciones podría aumentar significativamente al extender volúmenes de crédito preferenciales mucho mayores al amparo del Acuerdo de San José. La renovación misma del Acuerdo –de carácter anual– podría estar en peligro dado el estado que guardan las relaciones bilaterales entre México y Venezuela, y el hecho de que la nueva refinería se abastecería primordialmente de crudo mexicano y desplazaría productos petrolíferos que Venezuela suministra a la región.

Son varias las posibles motivaciones del gobierno mexicano para alentar la instalación de una gran refinería y de una planta de cogeneración eléctrica.

La primera de ellas ha sido expresada por funcionarios del propio gobierno y se refiere a un gran gesto de solidaridad interesada: México desea contribuir al desarrollo económico y la integración regional con objeto de moderar los flujos migratorios que suscitan problemas y tensiones en su frontera sur y dentro de su propio territorio. Esa iniciativa se inserta en el marco de un esfuerzo de cooperación sur-sur.

La segunda posibilidad, en el otro extremo del espectro, corresponde a una actitud cínica que reconoce que el proyecto ‘morirá de muerte natural’. Esto permite ofrecer ayuda sabiendo que no se incurrirá en los costos y riesgos que el proyecto supone. En un futuro cercano México podría decir que hizo todo lo posible por cooperar con sus vecinos, pero que las circunstancias no resultaron favorables.

Una tercera posibilidad podría reflejar objetivos de carácter geopolítico. Un acercamiento económico vigoroso a Centroamérica y el Caribe buscaría limitar y contrarrestar la influencia venezolana en una región limítrofe.

Una cuarta motivación se inserta en el debate interno sobre la política petrolera de México.

Con este proyecto se estaría subrayando en la práctica el potencial que tiene el Estado mexicano de alentar la inversión en refinerías privadas fuera del país, pese a que no lo puede hacerlo en su propio territorio.

Cada uno de los propósitos enumerados, o una combinación de ellos, difícilmente lograrían compensar los costos, riesgos y expectativas frustradas que el proyecto entraña. Será la ausencia de inversionistas interesados lo que dé fin a este ejercicio de diplomacia petrolera carente de sentido y de sustento.

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