Opinión

Reforma energética:
¿Y la producción de derivados?

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Ronda Uno

Después de la fuga del Chapo Guzmán, el evento que atraerá la atención en esta semana, cuando menos en círculos económicos, serán los resultados de la Ronda Uno para la asignación de campos para explotación de hidrocarburos. Al momento de escribir estas líneas la licitación de las primeras 14 áreas se encuentra en proceso. Ya habrá tiempo para analizar sus resultados y evaluar si las condiciones para la participación privada en el sector después de casi cuatro décadas fueron atractivas, empezando por el diseño de los contratos (de producción compartida); las condiciones establecidas para los ganadores (algunas se modificaron, pero persistieron dudas en las propuestas económicas por parte de los licitantes) y, sobre todo, si los parámetros mínimos de asignación establecidos por Hacienda fueron adecuados. En ese sentido, la Secretaría de Energía moduló las expectativas, e hizo bien, al señalar de manera reiterada que la asignación de entre 30 y 50 por ciento de los campos se consideraría un éxito en las condiciones actuales de los mercados.

Hasta esta fase la reforma en materia de exploración y extracción de petróleo crudo y gas natural va por buen camino, aunque habrá que esperar los resultados no sólo de las licitaciones, sino también de la ejecución de los contratos asignados. No puede afirmarse lo mismo para la producción de derivados del petróleo que, a fin de cuentas, son los productos de valor agregado de esa industria. Desde el diseño de la reforma se planteó un proceso más lento de apertura y modernización de esos eslabones de la cadena productiva: aunque en teoría se otorgarían licencias para transporte, almacenamiento, procesamiento y distribución de petrolíferos a partir de enero de 2015, las licencias para venta al público empezarán hasta enero del año que entra y las importaciones de gasolinas y diesel hasta diciembre de 2017. Eso significa que las nuevas inversiones (privadas) y la expansión del mercado de petrolíferos todavía, y por varios años, dependerán de la capacidad de refinación y las cadenas de distribución nacionales, es decir, de las de Pemex.

Ello no es buena noticia. Hace unos días se presentaron severos problemas de abasto de gasolinas en diversas regiones del país (centro, norte y occidente) que duraron varias semanas. Pemex los atribuyó al robo de ductos –para combatirlo no ha realizado las inversiones en los sistemas de control necesarias desde hace años– y a cambios en sus sistemas de facturación y al mantenimiento mayor en la refinería de Cadereyta, Nuevo León.

Más allá de esas causas “coyunturales”, la problemática es de fondo. En enero-mayo de 2015 la producción de gasolinas se redujo 10.2 por ciento y la de diesel 12.5 por ciento con respecto al mismo periodo de 2013. Las refinerías con mayores reducciones de esos productos fueron Salamanca y Salina Cruz (no Cadereyta), en ambos casos superiores a 25 por ciento; de hecho, la utilización de la capacidad instalada del sistema de refinación su ubicó en 60.4 por ciento, el más bajo de los últimos años y muy inferior a 82 por ciento del promedio de los países de la OCDE. Ello implicó que, por primera vez en la historia, más de la mitad del consumo de gasolinas se abasteciera con importaciones.

Los problemas estructurales radican en la falta crónica de mantenimiento de las instalaciones de producción y distribución (incluyendo terminales de almacenamiento y ductos) por insuficiencia presupuestal; la postergación recurrente de inversiones en las refinerías para reconfigurarlas (producir menos combustóleo y más gasolinas); y la pésima calidad del crudo que reciben de Pemex Exploración y Producción (el de mayor calidad se exporta y Refinación recibe el de “desecho”). Frente a la cancelación de la nueva refinería en Tula, probablemente justificada ante las ineficiencias históricas de Pemex, tampoco se han promovido inversiones privadas en este ámbito.

En resumen, una reforma en hidrocarburos que hasta ahora deja truncos los beneficios para los consumidores en México.

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