La caída de reservas se suma a la baja en producción petrolera

• Preocupa a la Sener la dependencia de importaciones debido a la seguridad energética
• Antes de que termine 2015 se estará produciendo gas shale, adelanta Melgar Palacios
• La integridad de la renta petrolera va a seguir siendo del Estado, asegura la subsecretaria

Roberto González Amador
Periódico La Jornada
Martes 20 de mayo de 2014.

A la caída en la producción petrolera, persistente desde hace años, se sumó un nuevo reto energético, expone María de Lourdes Melgar Palacios, subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía (Sener). Las reservas probadas de hidrocarburos disminuyeron el último año como no había ocurrido en los ejercicios precedentes, afirma en entrevista con La Jornada.

Seguimos dependiendo de las importaciones y eso nos preocupa desde el punto de vista de la seguridad energética, dice. Calcula que antes de que termine el próximo año en el país se estará produciendo gas shale o de lutitas, hidrocarburo que se extrae del subsuelo por el controvertido método de fractura hidráulica, objeto de conflicto en varios países por sus efectos sobre la salud y el medio ambiente.

–Uno de los objetivos de la reforma energética es aumentar la producción y restituir en reservas el petróleo extraído. ¿Cuál es la situación actual y de qué manera espera que evolucione, si es aprobada la legislación secundaria en los términos planteados por el presidente Enrique Peña Nieto?

–Las cifras de los últimos días confirman que la producción petrolera de México viene en declive. Este año tenemos un reto adicional porque la tasa de restitución de reservas es inferior a la registrada el año pasado. En nuestra reserva 1P (reservas probadas) tenemos una disminución de 3 por ciento. Seguimos dependiendo fuertemente de las importaciones y eso preocupa desde un punto de vista de seguridad energética. El objetivo del gobierno es aumentar la producción de petróleo de 2.5 millones de barriles diarios a 3 millones al final de la administración.

–Si es aprobada la propuesta de legislación secundaria a la reforma y se materializa la participación de empresas privadas, ¿cómo se puede explicar que la propiedad de los hidrocarburos sigue siendo de la nación?

–Quiero ser muy clara en este punto. La reforma energética, tanto a nivel constitucional como en la propuesta de legislación secundaria, subraya claramente que la propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo es de la Nación. No hay lugar a dudas. La propuesta de la reforma energética es respecto de quién puede participar con el Estado en la producción de hidrocarburos. El Estado tiene distintas opciones: una empresa productiva del Estado, que en este caso es Petróleos Mexicanos; una empresa productiva del Estado en asociación con privados, que pueden ser uno o varios, y la tercera es que sea un particular o varias empresas privadas en asociación con el Estado. Para producir el petróleo y gas que requerimos para sostener la demanda actual y la esperada con el mayor crecimiento de la economía, necesitamos que no solamente Pemex esté produciendo, sino que pueda contar con el apoyo de terceros.

–Respecto de los dividendos de la producción de hidrocarburos. Si hoy son 100 por ciento del Estado, cuando entren compañías privadas, si es el caso, ¿qué porcentaje de esos dividendos dejaría de percibir el Estado?

–La integridad de la renta petrolera va a seguir siendo del Estado. Una parte muy interesante de la reforma es que esa renta va a pasar al Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo. No podrá utilizarse en forma arbitraria. Este fondo estará dentro del Banco de México. Habrá un consejo que administrará los recursos, en el cual participan el secretario de Hacienda, quien lo presidirá, y el de Energía, además del gobernador del Banco de México. Lo que se establece en los distintos tipos de contratos es la contraprestación o pago que el Estado dará a los particulares o a la empresa productiva del Estado por el trabajo de extraer los hidrocarburos. Es un pago por el servicio, pero no la renta petrolera.

–El principal incentivo para las empresas que vengan a México es económico: esperan una rentabilidad por las inversiones que realicen. Cuando los nuevos participantes ingresen en el mercado mexicano, ¿qué parte del 100 por ciento de los dividendos que hoy son del Estado van a pasar a esas compañías como pago a su participación?

–Cada tipo de contrato establece mecanismos de pago y primero que nada los impuestos y regalías que deben pagarse al Estado. En todos los contratos se pagará el impuesto sobre la renta, que para la industria petrolera será el mismo que existe para cualquier otra empresa. Se podrán deducir algunos costos y quedará una parte que será el beneficio o pago al contratista.

Transformación en Pemex

–La propuesta de legislación secundaria de la reforma energética plantea que Pemex debe actuar en un entorno de competencia y libre concurrencia. ¿Cómo podrá competir con compañías que no han tenido las limitaciones presupuestales y de inversión que ha enfrentado Pemex históricamente?

–A nivel constitucional se define que Pemex se convertirá en empresa productiva del Estado, como también la CFE. Tendrán una transformación de fondo, como presupuesto propio. Únicamente habrá un techo en términos de endeudamiento y contratación de personal. Fuera de eso Pemex tendrá su propio presupuesto que podrá administrar de la manera que considere conveniente.

Pemex será dotado de un nuevo régimen fiscal y eso aligerará mucho su carga. Estamos en conversaciones con Hacienda para revisar el tema del pasivo laboral (el costo de las pensiones de sus trabajadores, de 30 mil millones de pesos al año, financiado con transferencia presupuestaria) que es una carga muy importante. Pemex podrá registrar para cuestiones contables y financieras los beneficios esperados de las asignaciones y contratos que le correspondan, señala.

–¿La idea es quitarle los pasivos laborales a Pemex?

–Es un tema que estamos evaluando con Hacienda. Hay que llegar a un equilibrio.

–Según la propuesta de legislación secundaria ¿cómo se va a dar la competencia en la venta al público de gasolinas?

–La venta de gasolinas y diésel es el único en la reforma en que se plantea una gradualidad muy clara. No vamos a abrir la venta de las gasolinas el día uno de la aprobación de la reforma. Eso nos llevaría a un incremento importante en los precios y a diferencias muy marcadas entre las regiones del país. Proponemos una apertura paulatina. El incremento de nueve centavos mensual al precio de gasolinas y diésel se dará hasta diciembre de este año. A partir de enero de 2015 y hasta 2019 se establecerá un precio máximo de venta, que tendrá un ajuste cada año, únicamente para reflejar la inflación. En la legislación secundaria proponemos que a partir de 2017 pueda haber gasolineras que no sean franquicia de Pemex, que no podrán vender arriba del precio máximo establecido. A partir de 2019 se abre la importación de gasolina (hoy sólo Pemex la puede importar) y en 2020 se libera el precio.

–Las compañías que pueden venir a participar de la apertura del sector energético están entre las más poderosas del mundo. ¿Cómo podrá construirse un entramado institucional para regularlas, sobre todo en los primeros años después de la apertura?

–El modelo considera un fortalecimiento muy importante de los órganos reguladores. Contrariamente a lo que sucedió en algunos otros países que nos precedieron en este tipo de apertura, no partimos de cero. Estamos estableciendo mecanismos de pesos y contrapesos. Ninguna institución tomará decisiones sola. Otro punto importante es la transparencia y rendición de cuentas. Estamos estableciendo mecanismos para prevenir y evitar actos de corrupción. No se va a permitir que los reguladores acepten invitaciones a viajes u obsequios. Ningún comisionado que tenga un conflicto de intereses puede escuchar de un tema y en ningún momento un permisionario podrá sentarse solo a la mesa con un comisionado; y todas las sesiones, todos los acuerdos, serán públicos.

–¿Esa regulación es compatible con la agilidad que requiere el negocio para operar?

–Sí. Es que no hemos sido nada creativos. En nuestra propuesta hay muy poco innovador o diferente de lo que están acostumbradas las empresas internacionales en el mundo.

–Respecto del gas shale, ¿qué espera la Secretaría de Energía sobre el desarrollo de esta industria y qué responde a la luz de la controversia que existe por la forma de extracción mediante fractura hidráulica?

–Tenemos un reto muy importante de satisfacer la demanda de gas natural. Dentro de la política para satisfacer esa demanda estamos proponiendo varias acciones. Una tiene que ver con el desarrollo de infraestructura, la construcción de red de gasoductos que nos permita importar más gas natural de Estados Unidos, que es el más barato del mundo actualmente. También estamos impulsando la producción de gas natural convencional. Pero hay una realidad: el gran tema que dio el cambio energético a Estados Unidos fue el llamado gas de lutitas (o shale gas, que se encuentra entre las capas terrestres).

“México es considerado entre los principales países en reservas de lutitas. Desde el punto de vista del gobierno federal vemos una oportunidad importante de extraer el gas y también los condensados que se encuentran atrapados en las lutitas. Generalmente no lo llevan a cabo grandes empresas. Una empresa como Pemex no es la que realmente desarrolla las lutitas, sino empresas mucho más pequeñas. Y el otro tema es que hay retos, y hay que reconocerlos, tecnológicos y ambientales que se deben cuidar.

Hemos establecido un diálogo con la Comisión Nacional del Agua porque sabemos que el uso del agua es un tema que preocupa. Hay que tomar en cuenta que el agua que se utilizaría para la producción de las lutitas no es, o no tiene que ser, la destinada a consumo humano. Hay un agua que se encuentra a un nivel de profundidad mayor, que no es apta para consumo humano, que se puede utilizar para la producción de lutitas.

–¿Cuándo se estaría extrayendo gas de lutitas?

–No tenemos un calendario determinado. La producción empezaría, cuando muy pronto, hacia mediados o finales del año próximo. Tenemos más de un año para tener lista la normatividad.