Una propuesta viable para Pemex

La historia de la producción petrolera de Pemex es una de éxitos sucesivos que no se aprovechan en su totalidad. A diferencia de otras petroleras, Pemex invierte en función de las necesidades fiscales y no de las oportunidades de su cartera de activos. Así, con un techo de inversión fijado exógenamente, cuando se descubren nuevos yacimientos, éstos absorben los recursos en perjuicio de los ya existentes. Sucedió a principios de los 70 con la producción de Tampico Misantla y la historia se repitió a final de la década con los campos de Chiapas y Tabasco.

Esta dinámica se rompió cuando Cantarell comenzó a declinar, tras alcanzar su máxima producción en 2004 como resultado del proyecto de inyección de nitrógeno, que buscaba acelerar la producción, no aumentar la capacidad. Al no disponer de opciones nuevas, Pemex volvió la vista a las áreas que había descuidado. Entre 2005 y 2010, la producción en campos distintos de Cantarell aumentó en 720,000 barriles al día (mbd) lo cual contrarrestó parcialmente la declinación de Cantarell. Ningún otro país incrementó su producción en un monto similar; Brasil sumó 330 mbd en esos años.

Aun así, la producción total disminuyó de 3.4 a 2.6 mmbd entre 2004 y 2009. La opinión pública y los pronósticos de organismos internacionales hacia 2009 eran unánimes: la producción seguiría cayendo. El panorama se oscurecía aún más, al considerar que la reposición de reservas probadas era menor a 50% de la producción desde antes de 2000. Eventualmente, México se convertiría en importador neto de petróleo.

La producción se ha mantenido estable desde 2008 y la reposición de reservas, desde 2008 en el caso de las posibles (3P) y desde 2011 en el de las reservas probadas, supera el 100%.  Esto no es fortuito. Pemex volvió a invertir en exploración a partir de mediados de la década pasada, al tiempo que mantenía la inversión en desarrollo y explotación. La lección es clara: cuando la empresa cuenta con recursos ofrece resultados.

El potencial está ahí. Tenemos reservas probadas para 10 años, lo que es normal para una empresa del tamaño de Pemex, y contamos con casi 30 años de reservas posibles. La distribución del potencial petrolero del país marca los ejes del programa de inversión de Pemex para ir convirtiendo los recursos prospectivos en reservas 3P y éstas, en reservas probadas y eventualmente en producción.

A corto plazo, además de mejorar los coeficientes de recuperación mediante nuevas tecnologías en campos maduros, los campos tradicionales del sureste y los descubiertos recientemente (Tsimin y Ayatsil) garantizan una producción total que irá creciendo lenta pero sostenidamente. Hacia finales de la década, los campos del terciario en Tampico Misantla, en particular Chicontepec, deberán hacer un aporte creciente. A largo plazo, después de 2020, los recursos prospectivos convencionales, sobre todo aguas profundas, y no convencionales, como los que están en arenas de lutitas (shale) en el norte del país, permitirán sostener una producción estable en torno a 3 mmbd.

Convertir este escenario en realidad implica desplegar cuantiosos recursos tecnológicos y financieros, de manera sistemática y eficiente a lo largo de muchos años. La explotación de hidrocarburos en aguas profundas, en lutitas o en yacimientos como los de Chicontepec, supone desarrollar capacidades tecnológicas y niveles de inversión mucho mayores, por barril producido, que lo que se requiere en Tabasco o en aguas someras.

Hay que recordar que no se trata de adquirir tecnologías en el mercado, sino de desarrollar el conocimiento de los yacimientos para dirigir y controlar su desarrollo con el esquema contractual que se juzgue más eficiente en cada caso.

El conocimiento adquirido en Chicontepec no sólo permitió aumentar la producción a más de 70 mbd, sino que permite plantear una etapa de masificación de la explotación propia y con base en contratos integrales a partir del próximo año. Las características de estos yacimientos son similares -si acaso más complejas- a las del shale, por lo que el inicio de los trabajos en yacimientos de lutitas se ha facilitado. En aguas profundas, a lo largo de casi 10 años, Pemex ha ido adquiriendo el conocimiento geológico e ingenieril, y las habilidades organizativas, para explorar con éxito en tirantes de agua cada vez más profundos. En materia de desarrollo y explotación en aguas profundas, el proyecto Lakash comenzará a producir comercialmente gas y líquidos hacia 2015.

En cuanto a la inversión, se estima que alcanzar las metas del plan de negocios de Pemex requeriría del orden de 30,000 a 35,000 millones de dólares anuales, de los cuales 85% sería para exploración y producción y el resto para proyectos aguas abajo. Si bien es una suma enorme, cabe señalar que es similar a la que invierten otras petroleras y, sobre todo, que aun en los proyectos más ‘caros', la rentabilidad de estas inversiones es, sin duda, la más alta que puede encontrar el país. Por cierto, si se quiere tener un perfil de producción estable en el tiempo, no se puede postergar hoy la inversión en los proyectos ‘caros' que garantizan la producción dentro de 10 años.

Aun así, la pregunta natural es de dónde saldrán esos recursos. La respuesta es: de la utilidad de operación de Pemex. Para ello habría que sanear sus finanzas lo cual implica, primero, transparentar los subsidios que, teniendo su justificación en políticas públicas, se contabilizan en Pemex. Segundo, resolver el tema del pasivo laboral con un esquema similar al seguido en otras instituciones públicas, y tercero, modificar el régimen fiscal de Pemex, reduciendo su contribución global, que hoy se encuentra en su máximo histórico, entre 5 y 10%; un monto que es, por cierto, apenas una fracción del incremento no presupuestado de la contribución de Pemex en los últimos años.

Impacto del cambio

Lo anterior generaría un Pemex con patrimonio positivo y utilidades del orden de 200,000 millones de pesos  que podrían usarse para disminuir su deuda o, incluso, para pagar dividendos según decida el representante de los dueños, de los mexicanos. Este esquema permitiría, además, emitir bonos ciudadanos, ‘cuasi acciones', subordinados a deuda, que cotizarían en Bolsa.

Ahora bien, esto de ninguna manera significa que Pemex puede o debe permanecer como está. El saneamiento financiero es condición indispensable, no suficiente, para contar con un Pemex a la altura de los retos que enfrenta. Para alcanzar al menos 3 mmbd de producción, para desplegar eficazmente los programas propuestos para generar una utilidad operativa en refinación en dos años y para aprovechar las oportunidades de alianzas de negocios que el bajo precio del gas le abre en petroquímica, Pemex requiere mejorar su gestión de recursos humanos, establecer las mejores prácticas en el desarrollo de proyectos, aumentar la confiabilidad operativa de sus plantas, optimizar el proceso de suministros, y reducir el gasto administrativo y la burocracia. En suma, requiere convertirse en una verdadera empresa.

Permitir a Pemex funcionar como empresa, en un régimen de operación parecido al del Banco de México (aunque, por supuesto, sin autonomía constitucional) supone dotarla de un mandato de largo plazo claro y con la flexibilidad  para administrar los recursos humanos y financieros, para poder cumplirlo en un marco claro de rendición de cuentas. Para ello hay que adaptar el gobierno corporativo a las mejores prácticas de la ocde y sustituir el control burocrático vigente por un control indirecto basado en metas de desempeño operativo. Esto supone sacar a Pemex del presupuesto federal, dejando en él sólo los impuestos y dividendos esperados y supone revisar el rol de los organismos reguladores.

Sobre la base de un Pemex fortalecido, se puede pensar en reformas de Pemex y de la industria petrolera, de mayor calado; reformas que suponen cambios constitucionales. Concretar éstas sin fortalecer Pemex implicaría un costo muy significativo para México (piénsese, por ejemplo, en la apertura de la industria en Rusia).

El tema central en esas reformas sería si queremos tener un solo operador o varios. Una opción es un esquema como el de Arabia Saudita, con una sola empresa eficiente pero no sometida a la disciplina del mercado, esto es, a la competencia en un entorno de precios no controlados. Una reforma al artículo 28 eliminaría la paraestatalidad, sometería a Pemex a derecho mercantil y le permitiría emitir acciones. Una reforma al 27 permitiría alianzas más completas que las practicables hoy, incluidos contratos de riesgo.

Alternativamente, se puede optar por un régimen de concesiones y múltiples operadores como en Brasil y Noruega, reformando los artículos 27 y 28 de la Constitución. En este esquema una empresa estatal dominante (recordemos que Statoil concentra más de 80% de la producción en Noruega y Petrobra, más de 90% en Brasil) convive con operadores privados. La velocidad de desarrollo y la monetización de las reservas se acelerarían, a cambio de tener que negociar parte de la renta. Sería necesario además, desarrollar la capacidad recaudadora de la shcp y establecer un regulador profesional.

La tendencia mundial en los países con reservas importantes de hidrocarburos es hacia mantener el control de la industria con una empresa nacional fuerte, al mismo tiempo que se reconocen las bondades de que la empresa nacional tenga que competir para ganarse el derecho a explotar esas reservas. Un Pemex fortalecido, operando como empresa, no tiene nada que temer de esa competencia.

POTENCIAL PETROLERO
Llevar los recursos prospectivos a reservas probadas (3p) requiere una fuerte inversión.
Miles de millones de barriles de petróleo crudo
Cuenca	Prod. acum.	P1*	P2*	P3*
Sureste	44.3	12.1	18.2	24.4
Tampico Misantla	6.4	1.0	7.0	17.7
Burgos	2.3	0.4	0.6	0.8
Veracruz	0.7	0.2	0.2	0.2
Sabinas	0.1	0.0	0.0	0.0
Aguas profundas	0.0	0.1	0.2	0.7
Total	53.7	13.8	26.2	43.8
*P1, reservas probadas, P2, reservas probables, y P3, reservas posibles. FUENTE: Pemex.