yer y anteayer se celebró el seminario Impactos de la reforma sobre Pemex: 2014-2015, organizado por la Facultad de Economía, el Instituto de Investigaciones Económicas, el Instituto de Energías Renovables y el Programa Universitario de Estudios del Desarrollo, entidades todas de la UNAM. Me correspondió participar en la primera de sus mesas redondas, que intentó responder la cuestión ¿Cómo ha funcionado Pemex en la fase inicial?

Señalé que, tanto si se atiende a la operación del mercado petrolero global como al ámbito restringido de la operación de la empresa, debe concluirse que la reforma energética no pudo haber venido en peor momento, apreciación en la que parece haber amplia coincidencia.

La decisión saudita, seguida no sin reticencias por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), de abandonar el rol de productor marginal y defender la participación en el mercado, provocó un colapso de las cotizaciones mayor y más prolongado de lo esperado. Sin embargo, nadie prevé que esta estrategia sea abandonada o rectificada en la conferencia de la OPEP, a principios de diciembre. El principal ejecutivo de SaudiAramco declaró: Tenemos que permitir que el mercado haga su trabajo. Aquí nadie habla de que debamos reducir la producción, ahora que hemos sufrido las consecuencias ( The Financial Times, 8/11/15). El papel estabilizador jugado por los sauditas podría quedar vacío largo tiempo.

La otra cuestión alude al tiempo por el que permanecerán bajos los precios. En su perspectiva de largo plazo, divulgada el 10 de noviembre, la Agencia Internacional de la Energía (AIE) predijo que el excedente de oferta se mantendrá hasta fines del decenio, otros cinco a seis años. La expectativa generalizada se resume en la expresión “ lower for longer” (más bajos por más tiempo). Uno de los escenarios muestra precios en torno de 50 dólares por barril hasta 2020 y no prevé el retorno a niveles del orden de 85 dólares por barril sino hasta 2040.

La caída de las inversiones en exploración y producción, estima la AIE, ha sido superior a 20 por ciento en 2015 y muchas corporaciones han anunciado recortes adicionales de inversión en el resto del decenio, aplicados sobre todo a los proyectos nuevos, a los de costo más elevado y a los de mayor riesgo. Son de este tipo las opciones que México subastará en 2016 y más allá, después de la ronda uno. El mejor ejemplo de abandono de proyectos de frontera es el de la Shell en el Ártico. En septiembre la empresa anunció el final de su costoso e infructuoso esfuerzo de nueve años para hallar petróleo en la costa noroeste de Alaska, con inversión de alrededor de 7 mil millones de dólares” ( The New York Times, 29/11/15).

Cuando a escala mundial despunta la tendencia a reducir progresivamente la producción y el uso de combustibles fósiles, con la reforma México se propone aumentar lo más posible la localización, extracción y exportación de crudo, incluso extrapesado, como es el caso de una de las licitaciones aún pendientes de la ronda uno. Así, la reforma energética mexicana va contra la coyuntura de un mercado a la baja y contra la corriente de largo plazo de la transición energética.

La reforma empezó a instrumentarse en Pemex en un bienio de caída continua de la producción de crudo y refinados, de disminución de las reservas probadas y de agudización de las pérdidas contables. De enero a septiembre de 2015, el pago de impuestos y derechos (99 mil 600 millones de pesos) equivalió a una vez y un tercio (232.4 por ciento) el rendimiento de operación de la empresa. Ante esta exacción, en su reporte sobre el tercer trimestre de 2015 a la Bolsa Mexicana de Valores, la empresa desliza (p. 2/15) una modesta sugerencia: Hacia delante, es deseable que el régimen fiscal que [se] le aplique a la emisora [Pemex] sea comparable con el de otras empresas del sector. El que todos los participantes de la industria de petróleo y gas en México cuenten con las mismas reglas de juego es un elemento indispensable para que la Reforma Energética [mayúsculas en el original] rinda todos los frutos esperados. No parece una pretensión exagerada, una vez que se asume la lógica de la reforma.

Hasta ahora, los dos mayores episodios para Pemex han sido la ronda cero y la restructuración organizativa y de operación. La ronda cero se concibió, desarrolló y culminó con la mayor opacidad. No puede saberse, por tanto, si la empresa recibió una base material de recursos suficiente para su expansión y desarrollo. Parece que no, a juzgar por el hecho de que, a mediados de año, la empresa solicitó a la Secretaría de Energía (Sener) “obtener recursos prospectivos adicionales a los asignados en la ronda cero, a efecto de fortalecer el portafolio de exploración en el mediano y largo plazo”, y propuso modificar las asignaciones que se le hicieron, a fin de “mantener el balance general de los recursos prospectivos otorgados en ronda cero, dando preferencia a los campos del estado que no cuentan con derechos de exploración” (acuerdo de la sesión 897e del consejo de administración, 6/8/15). También se ignora si la Sener respondió a la solicitud y en qué términos.

Las decisiones relativas a la restructuración organizativa y de operación de la empresa han sido adoptadas por el consejo de administración. Los cinco consejeros titulares del gobierno sólo asistieron, todos, una vez: a la sesión de instalación el 7 de octubre de 2014. A otras 10 reuniones sólo han acudido uno o dos de ellos; a las restantes, tres. Los cinco consejeros independientes casi nunca faltan, pero el que renunció por conflicto de intereses en marzo del año pasado no ha sido sustituido y por año y medio el consejo ha estado incompleto. Cabría preguntarse por la legalidad o legitimidad de acuerdos adoptados por un consejo incompleto, con participación mayoritaria de suplentes e independientes y en ausencia, en ocasiones, de tres o cuatro de los cinco titulares.

El proceso de reorganización de la empresa, que tomó algo más de un año, no estuvo exento de tensiones y, para usar el vocabulario legislativo, jaloneos. El más sonado fue el que tuvo que resolverse con una dirección colectiva (un comité de dirección de tres miembros) para la principal subsidiaria. En este y en muchos otros casos habrá que esperar para ver cómo funcionan en la práctica las nuevas estructuras organizativas, que en algunos casos son muy complicadas, además de haberse multiplicado el número de unidades administrativas.