Reforma Energética ‘triunfa’ en 2018
El 1 de diciembre del 2018 el sucesor de Enrique Peña Nieto se prepara para tomar protesta como nuevo presidente de México, país que logró reposicionarse en el espectro energético e industrial. Tras el cambio constitucional de 2013, la inversión en exploración y producción se triplicó y rebasa 60,000 millones de dólares anuales.
Como se esperaba, la producción de petróleo en México aumentó a 3 millones de barriles día y al terminar su sexenio, en 2024, rebasaría el máximo histórico de extracción de 3.4 millones de barriles.
La producción de gas natural repuntó casi 40%, ubicándose en 8 mil millones de pies cúbicos. México produce más petróleo que Venezuela o Kuwait y más gas natural que Egipto o Trinidad y Tobago.
México no sólo exporta petróleo, sino también gas y productos refinados y los bajos precios de electricidad y fertilizantes incrementaron la productividad del sector manufacturero y agrícola respectivamente.
Este es el escenario prometedor que el Gobierno mexicano ofrece como resultado de la reforma.
Optimismo, pero....
Existe una ventaja estratégica en ser optimistas, y si bien las modificaciones legislativas aprobadas le permiten a México revertir la tendencia de declinación y dependencia energética, todavía no son suficientes para convertirlo en una potencia líder en producción y reservas de hidrocarburos. Para ello, se necesita la conjunción de tres elementos: potencial geológico, marco legal adecuado y un entorno favorable en el mercado internacional.
México presenta la condición ideal de tener el potencial geológico y el mercado interno para resultar una opción atractiva. Además, tiene la ventaja geográfica de pertenecer a la región en boga para los inversionistas.
Si bien el interés en invertir en México existía antes de la revolución energética de esquisto (shale revolution) en Estados Unidos, el verdadero atractivo de la reforma radica en cuan exitosa pueda ser su vinculación con un bloque energético al alza -Canadá y Estados Unidos- y no como proyectos en el vacío.
Frente a sus vecinos del norte, las reservas probadas de crudo en México son limitadas. Según estimaciones de la agencia de energía de los Estados Unidos, la EIA, las reservas en Canadá superan en un ratio de 16 a 1 a las mexicanas.
La comparación con Estados Unidos decae de manera acelerada; en 2010 el ratio de reservas probadas era de 2 a 1 y en 2013 la brecha se incrementó a un ratio de 3 a 1. Si bien hay condiciones técnicas que no pueden ser regidas por los legisladores, concretar el escenario prometedor de Peña Nieto depende de que los legisladores presenten opciones atractivas de inversión frente al portafolio internacional. Depende en específico de mercados competitivos e infraestructura adecuada.
La estrategia del Presidente Peña Nieto ha tenido dos éxitos fundamentales. El primero al presentar la reforma constitucional, fue retomar el texto Cardenista que permitía la celebración de contratos con particulares.
El segundo, privilegiar la aprobación consensuada en el Congreso con el apoyo del partido de oposición con más legisladores, el PAN. Hoy la reforma se posiciona como un cambio estructural, con muy pocas posibilidades de ser revertido por la izquierda, además de dar certeza a los inversionistas sobre la continuidad de la política energética más allá del escenario electoral del 2018. La estrategia dio legitimidad a la reforma, pero los mercados esperan no sea a costa de su efectividad.
El gobierno atinadamente concedió la posibilidad de tener dominio de las reservas una vez extraídas así como un abanico de opciones contractuales dependiendo de la complejidad de yacimiento.
Sin embargo, estos avances son apenas el mínimo necesario para contender internacionalmente por un lugar en el portafolio de inversión de las principales compañías de exploración y producción.
La legislación secundaria debe proveer certeza de que la operación de los proyectos podrá salir a adelante con tantas manos inexpertas bajo este nuevo marco de operación: la Secretaría de Energía (Sener) la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Hacienda y el Banco de México.
En otras palabras, la legislación secundaria diseña las reglas de operación de un mercado energético nuevo en el que los regulados, las compañías inversionistas internacionales, tienen más experiencia que los reguladores.
Esto no significa necesariamente que el mercado está destinado a fallar pero sí que requerirá ajustes sucesivos. Ajustes que difícilmente habrán concluido para el 2018. Particularmente si los horizontes de primera producción de hidrocarburos pueden variar entre tres y doce años según el tipo de proyecto.
La rentabilidad de los proyectos exploratorios tendrá que ser analizada caso por caso. Esto escapa la responsabilidad de los legisladores y será labor de los policy-makers. Generar términos fiscales atractivos y lineamientos técnicos adecuados en las rondas de licitación de petróleo en aguas afuera determinará si el gobierno podrá alcanzar las metas de producción establecidas.
De lo contrario, ¿cómo podría competir una ronda exploratoria en aguas profundas en el Golfo de México contra proyectos en África occidental o Sudamérica? Aún si la ejecución es impecable será difícil producir 3 millones de barriles de petróleo antes del 2020.
La tarea requiere además de que el mercado mantenga un interés en los crudos pesados. Mientras que el ncremento en producción de crudo en Estados Unidos- y su eventual exportación al resto del mundo- se mantenga en el rango de crudos ligeros, México mantendrá su nicho de mercado suministrando la capacidad de alta conversión en Norteamérica.
El control del precio del petróleo escapa el alcance de la política energética mexicana; no obstante, otras herramientas pueden abrir el camino para generar diferenciales más atractivos como una mayor vinculación entre Estados Unidos y México. Bajo la cobertura del NAFTA, México podría acceder a mercados de hidrocarburos no disponibles para competidores como Venezuela, Irán o Arabia Saudita.
El principal riesgo interno para la reforma viene de la mano de PEMEX y CFE. La discusión reciente en ocasiones omite que la inversión privada ya era permitida en actividades específicas en electricidad y gas natural, y la apertura por sí misma no condujo a menores precios ni a mayor producción.
La consolidación de las operaciones de Pemex en dos subsidiarias en lugar de las cuatro actuales, reducirá la duplicación de funciones y el gasto operativo de la paraestatal. Sin embargo, tamaño no es necesariamente eficiencia y la compañía tendrá que resolver el reto que representan el sindicato y sus altas obligaciones financieras. La reorganización de la CFE, en cambio, resulta mucho más prometedora.
La Comisión no sólo se reduce, se especializa, separando los segmentos generación, distribución y operación de la red. Así, la propuesta natural sería separar a PEMEX en dos compañías independientes: upstream y downstream. Esto limitaría su posición preponderante y reduciría los subsidios cruzados, otorgando verdaderas condiciones de competencia a los nuevos actores del mercado. Un paso a considerar quizás para una fase dos de la reforma energética.
Hasta ahora la reforma ha cumplido con dar legitimidad a un cambio constitucional que mantiene la atención de los mercados. El interés continuará mientras el escenario ideal al 1 de diciembre del 2018 se considere factible, aun cuando los plazos se extiendan más allá del 2022.
Sin embargo, la reforma es hasta ahora condición necesaria pero no suficiente para alcanzar dicho escenario ideal. Para ello, la política energética tendrá que incorporar el contexto del mercado energético internacional de una manera más realista, pero sobre todo, un diseño de la organización industrial más enfocado en la competencia que en el monopolio.
*Editor Regional de América Latina de Oxford Business Group, consultora con sede en Reino Unido, especializada en publicaciones económicas de mercados en Oriente Medio, África, Asica y América Latina.
