La enmienda constitucional del 20 de diciembre de 2013 establece nuevas estructuras industriales en materia de petróleo, gas natural y electricidad. Proyecta introducir competencia en sus mercados de productos finales y alentar la inversión privada en estas industrias, particularmente en la fase extractiva de petróleo y el gas natural. Pemex y la Comisión Federal de Electricidad continuarán siendo actores dominantes, propiedad exclusiva del Estado. Ninguno de sus activos existentes serán vendidos a particulares. El establecimiento de un nuevo régimen petrolero, con sus propias reglas, instituciones, actores, patrones de comportamiento y políticas públicas, así como el desarrollo de un mercado centralizado de electricidad al mayoreo, constituyen retos que trascienden la prioridad más limitada de atraer inversión extranjera al sector energético. Las reformas requerirán un esfuerzo concentrado y sostenido, así como una estrategia de instrumentación cuidadosamente diseñada. Hay aún muchas cuestiones que no han sido resueltas y que exigen soluciones específicas, y algunas de ellas pudieran tener un costo político elevado. El gobierno necesita ahora comunicar un claro sentido de dirección, articular las secuencias y calendarios de su agenda de reforma, y guardar la flexibilidad suficiente para ajustar las consecuencias no intencionales que sus acciones posiblemente desencadenarán.

La reforma energética es parte de un conjunto más amplio de iniciativas de reforma sectorial del gobierno del presidente Peña Nieto. Todas ellas responden a la necesidad apremiante de aumentar el ritmo de crecimiento económico y mejorar la productividad. El desempeño de los últimos 30 años ha sido decepcionante respecto a su propia historia y en relación con otros países emergentes de ingreso medio. Después de crecer a una tasa media anual de 6.4 por ciento entre 1950 y 1980, el producto interno bruto aumentó a una tasa de 2.4 por ciento entre 1980 y 2010. Recientemente el crecimiento promedio fue aún más lento. No obstante el flujo creciente de inversión extranjera directa, la formación bruta de capital se ha estabilizado con relación al PIB en niveles un poco por arriba del 20 por ciento. Una insuficiente inversión complementaria en bienes públicos es la fuente de serios estrangulamientos en la infraestructura física y social del país, y la carga fiscal no petrolera se mantiene en niveles particularmente bajos, inclusive respecto a otros países latinoamericanos, de menos del 10 por ciento. El mantenimiento prioritario del equilibrio macroeconómico ha resultado en restricciones severas de capital en el sector energético estatal. No sorprende que un Estado pobre tienda a tener empresas estatales, intensivas en capital, también pobres.

Otros determinantes más inmediatos de la reforma energética ha sido la caída sustancial de la producción y de las exportaciones de petróleo crudo, en el contexto del reciente crecimiento de la producción de petróleo y gas natural en el resto de Norteamérica. En México la producción neta de gas natural ha permanecido estancada. El aumento resultante de las importaciones ha sido insuficiente para hacer frente a la demanda total, debido a problemas en la infraestructura logística, en particular, a las restricciones en la capacidad de transporte de la red de gasoductos. A su vez, precios, tarifas y costos no competitivos en materia de electricidad limitan el crecimiento de la industria manufacturera. De manera más general, prevalece un sentido de crisis en el sector energético, particularmente en la industria petrolera, en donde problemas de gobernanza y de gestión son fuente inequívoca de su pobre desempeño.

El pasado 30 de abril, al término de sus sesiones ordinarias, el Congreso recibió las iniciativas de legislación secundaria del sector energético enviadas por el poder ejecutivo. Actualmente están siendo discutidas en diversos comités y el gobierno busca que se  aprueben en sesiones extraordinarias, antes de que termine junio. Las iniciativas detallan a los cambios estructurales deseados y sientan las bases para el desarrollo de estrategias y políticas públicas en materia de hidrocarburos y electricidad. Las nuevas leyes plantean el rediseño de instituciones existentes y la creación de nuevas instituciones; limitan la intervención directa del gobierno federal, sustituyéndola con un marco regulatorio; fortalecen el papel y la autonomía de los entes reguladores; establecen operadores independientes de las redes de transmisión, transporte y distribución; y, proponen nuevas estructuras y procesos de gobierno en Pemex y la CFE. La entrada de nuevos actores en la industria requiere de decisiones básicas claras, explícitas, consistentes y predecibles respecto a estos asuntos.

Este artículo discute brevemente los objetivos, el alcance, la profundidad y la secuencia temporal de la reforma energética. En el se argumenta la necesidad de contar con una evaluación más realista de las perspectivas de la producción de petróleo y gas natural a mediano plazo. El crecimiento esperado de importaciones de productos petrolíferos y gas natural, provenientes principalmente de la costa estadounidense del Golfo de México, son parte del cambiante contexto energético de Norteamérica que tiene que ser analizado y comprendido mejor ante el desarrollo de las reformas, dado que las importaciones van a jugar un papel central en la creación de mercados más competitivos en México.¹ El nuevo régimen petrolero y fiscal en materia extractiva plantea cuestiones complejas que son abordadas, al igual que las relativas al diseño de la infraestructura logística de las redes eléctrica, de gas natural y de hidrocarburos líquidos. Más adelante se cuestiona la velocidad a la que avanzará la liberalización de los mercados de productos finales, particularmente en el caso de combustibles automotrices. Por ultimo, se subraya la importancia de la reforma eléctrica para el desarrollo de la industria manufacturera mexicana. Las propuestas respecto al área extractiva de la industria petrolera han concentrado buena parte del interés público, si bien la reducción de costos, tarifas y subsidios cruzados en la industria eléctrica, así como la expansión de las redes de transmisión y distribución, tendrán un impacto más directo e inmediato sobre la competitividad de la industria mexicana. La intención de este artículo es resaltar algunas cuestiones que podrían beneficiarse de una revisión más profunda en el Congreso. Una discusión detallada y cuidadosa podría retrasar su aprobación final para más tarde en el verano, pero antes del próximo periodo ordinario de sesiones. La reforma energética se enriquecería, un proceso de aprobación más democrático la daría mayor legitimidad y el debate parlamentario contribuiría a la formación de la opinión pública.

Perspectivas de producción

La producción de petróleo crudo ha caído de manera sostenida desde 2004,  descendiendo en cerca de 1 millón de barriles diarios (mmbd) en los últimos diez años. El periodo 2004-2009 estuvo marcado por una pérdida especialmente rápida debido a las altas tasas de declinación de Cantarell, un campo supergigante. Recientemente la reducción ha sido más gradual, pero no va a ser fácil revertir esta trayectoria descendente, dada la madurez de los campos petroleros legados y la elevada concentración de la producción en unos cuantos campos.² A corto y mediano plazos —los próximos dos a cinco años—, es más probable que la producción se mantenga en torno a los niveles actuales. La estabilidad de Ku-Maloob-Zaap, otro campo supergigante que alcanzó su plataforma máxima de producción de 850 mil barriles diarios (mbd), va a ser crucial para que México sostenga su nivel de producción en este periodo, aunque existen riesgos importantes en cuanto al patrón y ritmo de su declinación. Además, han surgido problemas de medición respecto a las cifras oficiales de producción. Balances recientes de petróleo crudo no logran explicar un faltante en la producción total cercano a 150 mbd. El supuesto básico es que el contacto agua aceite ha seguido avanzando en campos maduros de la Sonda de Campeche y que una parte del agua producida es contabilizada como producción de crudo.³ Si este fuera el caso, la producción de abril de 2014 reportada por Pemex no fue de 2.48 mmbd, sino más cercana a 2.35 mmbd.

Ante esta situación, Pemex y el gobierno han reafirmado la meta de producción de petróleo crudo de 3.0 mmbd para 2018. Sin embargo, la probabilidad de alcanzarla es cercana a cero. El análisis detallado de los 25 principales campos petroleros, ordenados en términos de sus reservas probadas remanentes, no permite identificar la fuente de posibles incrementos de producción que permitan alcanzar esta meta. Presentaciones recientes hechas a inversionistas no identifican los campos específicos que aportarían el volumen adicional neto de petróleo crudo.⁴ Las estimaciones de reservas probadas al final de 2013 no ofrecen mayor seguridad. La tasa de restitución de reservas de petróleo en ese año fue de 67 por ciento, una baja respecto a 2012, cuando fue 106 por ciento. En el quinquenio 2009-2013, la tasa promedio de restitución fue de 85 por ciento. La relación reservas a producción descendió a 10.7 años, conforme la producción seguía disminuyendo.⁵ Estimaciones de reservas 2P (probadas y probables) y 3P (probadas, probables y posibles) para 2013, que aún no han sido publicadas, pudieran también ser más bajas que las del año anterior. En conjunto, el cumplimiento de Pemex ha sido frustrante y desde luego menor a sus propias expectativas.

El sector de gas natural también enfrenta serios retos. La producción neta de gas natural ha permanecido básicamente estancada en los últimos tres años y la producción comerciable de gas seco declinó en forma moderada. A pesar de estas tendencias recientes, Pemex pronostica un aumento de producción del 40 por ciento entre 2013 y 2018, duplicando la tasa de crecimiento proyectada del petróleo crudo. Se anticipan volúmenes adicionales de gas no-asociado provenientes de aguas profundas, frente a la costa sur de Veracruz; de gas asociado de aguas someras en el litoral de Tabasco; y, más adelante, de gas de lutitas en el norte de México. Las reservas probadas de gas natural también han declinado. La tasa media de restitución de reservas fue de 95 por ciento entre 2009 y 2012, disminuyendo a 71 por ciento en 2013.⁶

El pronóstico de ingresos petroleros del gobierno federal a 2018 asume que se alcanzarán las metas de producción de petróleo crudo de Pemex y que sus precios permanecerán relativamente estables. Se tiene previsto que los ingresos adicionales permitirían reducir de manera gradual la participación gubernamental en los ingresos petroleros, conforme Pemex realiza su transición del actual régimen de asignaciones al de naturaleza contractual propuesto en el proyecto de ley correspondiente. Sin embargo, si estos ingresos adicionales no se alcanzaran, el gobierno difícilmente podría reducir la tasa media de los derechos que cobra a Pemex, lo que haría la transición aún más gradual. Los proyectos más afectados serían aquellos en los que Pemex desea asociarse con particulares y que suponen menores tasas impositivas y de regalías para atraer a inversionistas extranjeros. Esta situación se ve adicionalmente afectada por el nuevo marco contractual y fiscal, en el cual los ingresos del gobierno tienden a generarse tarde en la vida de los proyectos de inversión. Los bonos a la firma de contratos, los pagos por superficie de exploración y las tasas de regalías son bajas, mientras que los ingresos que el gobierno deriva de la producción son pospuestos debido a que, en los contratos de producción o utilidad compartida, el volumen de crudo que se entrega al contratista para cubrir sus inversiones iniciales es significativo.

Exportaciones e importaciones

México enfrenta una difícil coyuntura con relación a sus exportaciones de petróleo crudo a la costa estadounidense del Golfo, su mercado tradicional en donde se concentran. Las exportaciones netas de hidrocarburos líquidos alcanzaron su nivel máximo de 1.8 mmbd en 2003 y, un decenio después, este volumen había descendido a menos de 800 mbd, una caída aproximada de 1 mmbd. Esto se debió fundamentalmente a la caída abrupta de la producción en este periodo y a un incremento modesto del volumen refinado en el país, principalmente de crudo Maya. Recientemente, los crudos ligeros y extra-ligeros mexicanos —Istmo y Olmeca— han sido desplazados del mercado del Golfo debido a que ha crecido en forma acelerada la producción de crudo estadounidense de calidad similar y de condensados. Ahora sólo un pequeño volumen de estos crudos mexicanos se coloca en dicha región y pronto desaparecerán de ese mercado.

Sin embargo, es el Maya el que está en riesgo conforme se recrudezca la competencia de otros crudos pesados. Al desarrollarse la infraestructura de transporte mayores cantidades de crudo canadiense tenderán a desplazar crudos venezolanos y mexicanos. Volúmenes relativamente bajos, aunque crecientes, fluyen por ferrocarril al Golfo desde Alberta y la expansión de oleoductos como el Seaway transportarán un mayor volumen antes de que finalmente se autorice y construya el oleoducto Keystone XL. Un aumento importante en la capacidad de transporte podría darse a principios 2015. La sustitución de crudos venezolanos y mexicanos podría desencadenar una competencia vigorosa por una mayor participación de mercado en Estados Unidos y, posteriormente, en mercados asiáticos. La capacidad de conversión profunda de las refinerías en India y China, capaz de procesar crudos pesados en forma económica, podría resultar insuficiente para recibir los volúmenes desplazados del mercado del Golfo de México. Los precios de estos crudos, en sus puertos de origen, sufrirían en estas condiciones. A México le podrían convenir arreglos contractuales con refinadores estadunidenses que vincularan sus importaciones de gasolina y diesel a las exportaciones de crudo pesado. Esto podría ofrecer una protección parcial y temporal a su participación de mercado en el Golfo.

Las importaciones mexicanas de gasolina, diesel, gas LP y gas natural han estado creciendo rápidamente debido a múltiples restricciones en sus refinerías y a la gestión deficiente de las refinerías del país, mientras que la producción de gas natural se mantuvo esencialmente estancada. Estas importaciones contribuyen de manera importante a aumentar la oferta interna. En el caso del gas natural, actualmente se importa un tercio de los requerimientos internos de gas seco, y esta participación tenderá a aumentar a corto y mediano plazos, al avanzar el tendido de nuevos gasoductos, así como el desarrollo de mercados insuficientemente servidos y de nuevos mercados que pronto surgirán. El crecimiento de la demanda industrial y sector eléctrico tenderá a acelerarse debido a los bajos precios que prevalecen. En el área industrial de Monterrey, por ejemplo, los precios al mayoreo del gas natural seguirán muy de cerca a los de Henry Hub, que se encuentran entre los más bajos del mundo.

Al recuperarse la actividad económica las importaciones de productos petrolíferos también crecerán. La eliminación de subsidios, así como mejores rendimientos en las refinerías debido a cambios en la mezcla de crudo procesada y la reconfiguración de refinerías existentes, moderarán el crecimiento de las importaciones. Sin embargo, la participación de mercado de productos importados ya es elevada. Las importaciones de gasolina contribuyen con el 47 por ciento de las ventas internas en los primeros cuatro meses de 2014 y el 31 por ciento de las de diesel. En un futuro cercano México tendrá que hacer inversiones significativas en su infraestructura logística para hacer frente a la demanda de importaciones. Tendrán que construirse instalaciones portuarias, terminales, capacidad de almacenamiento y ductos para productos petrolíferos. El programa de construcción de gasoductos avanza rápidamente, así como la infraestructura de interconexión a puntos donde confluyen ramales de la red estadunidense. Todo esto permitirá a México aprovechar una oferta de bajo costo y beneficiarse de condiciones logísticas excepcionales.

Sin embargo, a más largo plazo, la creciente dependencia de las importaciones plantea cuestiones de seguridad de suministro. La industria de la refinación en México no podrá expandirse económicamente dada la amplia capacidad excedente en la costa estadunidense del Golfo. En estas condiciones, el costo de construir una nueva refinería es un múltiplo del costo de adquisición de refinerías existentes en esa región. Sin embargo, tres refinerías de Pemex —Tula, Salamanca y Salina Cruz— necesitan urgentemente reconfigurarse e instalar capacidad de conversión profunda que elimine combustóleo de alto azufre excedente que no puede ser económicamente exportado. Conforme avance el programa de gasificación en el país, el gas natural sustituirá al combustóleo en la generación de electricidad. El problema que ahora se plantea es que la construcción de gasoductos avanza a mayor ritmo que la instalación de coquizadoras en las refinerías señaladas.

Otra cuestión de largo plazo surgirá más adelante en relación del consumo de gas natural. En 2012, el uso de gas natural en la generación eléctrica superó el umbral del 50 por ciento y esta participación continuará aumentando con rapidez al ampliarse la red de gasoductos y construirse nuevas plantas eléctricas. Inicialmente la penetración del gas natural ha reducido las emisiones de carbono de manera directa y al apoyar la generación de energía eólica de naturaleza intermitente. Sin embargo se va a requerir una tecnología de apoyo —como la captura y secuestro de carbono— para eliminar eventualmente dichas emisiones, dada la necesidad fundamental de reducir la intensidad de las emisiones de carbono de la economía mexicana.

Inversión en actividades extractivas

Las perspectivas a más largo plazo son más halagüeñas. La exploración en aguas profundas y ultra profundas en el Golfo de México y el desarrollo de recursos no convencionales en el norte de México y en Chicontepec podrían revertir las tendencias actuales de la producción de petróleo crudo y gas natural. El  ritmo al que la producción aumentará después de 2018 dependerá, en gran medida, de los resultados tangibles de las iniciativas de reforma que se instrumenten, así como de las estrategias de exploración y producción que se desarrollen en los próximos años. Es aún temprano para contar con nuevos pronósticos a mediano plazo confiables, que por ahora estarían basados en reservas no probadas y recursos prospectivos, así como en flujos de inversión difíciles de prever en etapas iniciales del proceso de reforma. Se necesita primero identificar puntos de inflexión respecto a flujos de inversión, estimaciones de reservas y, más adelante, los relativos a la producción. Convertir recursos prospectivos en reservas probadas y éstas en producción, es un proceso largo y plagado de riesgos, particularmente si el acervo de reservas es particularmente maduro.

La acumulación progresiva de flujos de inversión privada en la industria petrolera mexicana tomará tiempo. El gobierno tiene primero que identificar y seleccionar las áreas contractuales disponibles que desea licitar, así como los activos en torno a los que Pemex podrá asociarse con inversionistas privados; diseñar nuevos arreglos contractuales y adoptar criterios específicos de licitación. El regulador —en este caso la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)— deberá contar con la infraestructura institucional que le permita solicitar y evaluar ofertas, así como asignar áreas para la exploración y la producción. De manera casi simultánea tendrá que establecer un nuevo marco regulatorio. La experiencia en otros países que han abierto sus recursos a la inversión privada muestra que este proceso no es corto ni sencillo de ejecutar. No es razonable pensar que puedan firmarse contratos de producción compartida, materialmente importantes, en la primera mitad de 2015. Sin embargo, el gobierno necesita lograr algunos éxitos iniciales para mostrar un cierto progreso. Ha señalado que sus prioridades se encuentran en la exploración y el desarrollo de recursos de alto costo y alto riesgo, algunos de ellos en fronteras tecnológicas y cerca de la frontera marítima con Estados Unidos. Estas áreas requerirán un fuerte esfuerzo e inversiones sustanciales antes de que se obtenga producción significativa y que el Estado comience  a captar recursos sustanciales. Para que la inversión privada efectivamente fluya  será necesario establecer y hacer cumplir regulaciones de seguridad industrial y de protección ambiental comparables con las que prevalecen en la costa estadunidense del Golfo y en la frontera terrestre con México.

La apertura a la inversión privada de los recursos petroleros del país va a ser un proceso complejo, estructurado en torno a varias etapas. La primera de ellas —conocida como ronda cero— comenzó en marzo pasado y deberá terminar el 17 de septiembre de 2014. Comprende la selección y asignación de activos del subsuelo que serán transferidos a Pemex bajo la nueva legislación. Pemex presentó una solicitud formal de asignaciones de petróleo y gas natural, pero no se ha dado a conocer una lista detallada de campos de hidrocarburos y de áreas de exploración. A grandes rasgos pueden inferirse de las directrices contenidas en el artículo transitorio 6 de la enmienda constitucional, así como de estadísticas descriptivas que fueron publicadas. La enmienda establece que Pemex podrá:  1) mantener todos los campos en producción al 20 de diciembre de 2013, después de presentar nuevos planes de desarrollo; y 2) trabajar  en áreas exploratorias donde haya hecho descubrimientos comerciales de hidrocarburos o realizado inversiones sustantivas. En este último caso, con base en planes de trabajo y evidencia de su capacidad financiera, podrá llevar a cabo actividades de exploración por tres años más, con una posible extensión de dos años. Si estas resultan exitosas Pemex podrá proceder a su desarrollo. Sin embargo, antes tendrá que demostrar que cuenta con la capacidad técnica, financiera y de ejecución necesarias para explorar y producir los hidrocarburos de manera eficiente y competitiva. El gobierno, por su parte, no ha propuesto de manera explícita los criterios que utilizará para estos efectos,  si bien si hizo una solicitud formal  de información amplia y detallada.

La solicitud de activos por parte de Pemex deja un amplio espacio a la participación privada en lutitas gasíferas y petroleras, en arenas compactas de yacimientos de baja energía de Chicontepec y en aguas profundas del Golfo de México. No se excluyen activos específicos en otras regiones, pero su disponibilidad aún no es del dominio público, aunque se ha hecho referencia también a posibles campos marginales maduros en regiones terrestres. La Secretaría de Energía ha ofrecido autorizar la entrega de activos que no hayan sido cuestionados a la mayor brevedad, dejando hacia final del proceso las decisiones sobre casos marginales en los que pudiera existir alguna duda. Conforme se acerque la fecha límite, es natural que surjan tensiones entre Pemex y el gobierno en la discusión de activos aún sin decisión. Una cuestión pendiente es la definición del tamaño de los bloques que se integrarán para efectos de la licitación y asignación de áreas contractuales.

Una vez que las asignaciones de Pemex hayan sido ratificadas al término de la ronda cero, se iniciará una segunda etapa con dos fases. Éstas son: 1) la transición gradual de las asignaciones que Pemex detenta  al nuevo régimen contractual y fiscal; y 2) la asignación de áreas contractuales a particulares a través de un mecanismo de licitación pública bien definido, en el que Pemex también podría participar. Aún no es clara la secuencia que se seguirá. Se presupone que la transición de Pemex sería primero, dado que los contratos que se le otorguen podrían formar parte de una alianza o asociación con particulares. Sin embargo, la complejidad que supone la transición y la formación de alianzas pudiera hacer que estas tomaran mayor tiempo que la suscripción de acuerdos de operación conjunta en relación con activos que se ofrecerán de manera abierta. Valuar la contribución inicial de activos que Pemex aportaría, y la segregación del valor de los activos que los socios contribuyan, va a ser una tarea ardua y delicada, al igual que el armado de acuerdos de asociación. Hay muchos asuntos que enfrentaran problemas sin precedente en la industria petrolera mexicana. Un ejemplo de ello será el papel que el sindicato petrolero jugará en estas alianzas.

La enmienda constitucional prohíbe explícitamente las concesiones. Son cuatro los arreglos contractuales que inicialmente se proponen: contratos de servicios, de producción o utilidad compartida y de licencia. Los contratos de servicios podrán incluir incentivos de diverso tipo, aunque siempre remunerados en efectivo. Los acuerdos de producción y de utilidad compartida son muy similares. La  principal diferencia radica en que el título de propiedad sobre los hidrocarburos nunca pasa al contratista en el caso de los de utilidad compartida. El propio gobierno vende el petróleo y el gas producidos, y los ingresos obtenidos se depositan en un fideicomiso público,⁷ que liquida al contratista los costos incurridos y su participación en la utilidad. Por lo demás, ambos parecen ser contratos convencionales utilizados por la industria internacional, que permiten el registro de las reservas. Los llamados contratos de licencia pueden tener una estructura similar a las concesiones, pero probablemente sigan el precedente peruano⁸ que alude a los contratistas y no a los concesionarios en sus clausulas contractuales. Si bien la ley de hidrocarburos propuesta se refiere a estos modelos contractuales y consigna algunos de sus términos y condiciones básicos, las secretarías de Energía y Hacienda aún no redactan contratos tipo. Probablemente esperan la aprobación de las leyes secundarias relevantes. El gobierno tampoco ha ofrecido directrices respecto al tipo de contrato que se aplicará a recursos y áreas geográficas específicas.

Todos estos contratos, con excepción de los relativos a yacimientos transfronterizos, serán objeto de un proceso de licitación en dos etapas. En la primera de ellas, los licitantes precalificarán en términos de su experiencia, solidez financiera, programa de trabajo y compromiso mínimo de inversión. En la segunda etapa sólo se considerará una variable que definirá al ganador, en cada caso determinada por la Secretaría de Hacienda. Es de suponerse que ésta será la participación del gobierno federal en la utilidad o ingreso neto del proyecto. Sin embargo, en una variante de los contratos de licencia —la que posiblemente se utilice para la exploración y desarrollo de yacimientos de lutitas— la participación en el ingreso bruto podría ser considerada. Las autoridades dan gran importancia a la sencillez contractual. La licitación del contrato deja poco espacio, si es que alguno, a la negociación. Esto es fundamental dada la desconfianza que priva respecto a la apertura del sector energético y la percepción de corrupción generalizada en sus actividades. El gobierno quiere minimizar la discrecionalidad en el proceso de decisiones para garantizar plena transparencia en la asignación de contratos. Está consciente que ello podría erosionar los resultados de lo que podría ser un proceso bien negociado. Sin embargo, es aún más sensible a las perspicacias y posibles escándalos en estos asuntos que pudieran afectar la reforma. Las responsabilidades están bien definidas: la Secretaría de Energía diseñará los contratos, la Secretaría de Hacienda definirá los términos económicos y fiscales de estos y la CNH conducirá el proceso de licitación. Estas mismas disposiciones y procesos básicos se aplicarán a las asociaciones vinculadas a contratos con Pemex.

Adquirir socios para una coinversión a través de un proceso de licitación es un procedimiento poco común y un tanto intrincado. No obstante, centralizar el proceso en el gobierno es considerado por él como la única forma en la que se puede garantizar la transparencia en transacciones de alto valor en las que Pemex participe. Otra cuestión difícil de discernir es la decisión sobre las formas específicas que podrán asumir las alianzas y asociaciones. Dado que el poder ejecutivo ha expresado y reiterado inequívocamente que la reforma energética no considera la privatización de activos existentes, las secretarías de Hacienda y Energía podrían optar por algún tipo de acuerdo de farmout,⁹ mediante el cual el socio extranjero adquiriría un interés en contratos de exploración o producción de Pemex al cubrir los gastos de capital y de operación del proyecto común. Asimismo, la empresa internacional se convertiría en el operador. Una forma alternativa de alianza sería el acuerdo convencional de operación conjunta (joint operating agreement),¹⁰ también utilizado ampliamente en la industria petrolera. En este caso, sin embargo, el nuevo socio tendría que adquirir un interés en el contrato a cambio de una cierta consideración económica, pero esto podría fácilmente interpretarse como la venta parcial del activo en cuestión.

El gobierno podrá utilizar los nuevos contratos de Pemex de dos maneras distintas, en dos diferentes tiempos. Inicialmente es posible que busque modular la velocidad de la transición de las asignaciones actuales a los nuevos contratos, dado que la migración supone una reducción inicial de los ingresos petroleros del gobierno federal. En esta fase pudiera preferir concentrarse en las licitaciones en áreas exploratorias que no estén bajo el control de Pemex. Más adelante podría optar por someter contratos de Pemex a la disciplina gerencial que una asociación impone. Esta secuencia ofrecería mayor tiempo para el desarrollo institucional que el éxito de estas asociaciones y alianzas supone.

La participación del Estado en los ingresos derivados de las asignaciones de Pemex se mantendrá en los términos actuales. Es sólo cuando estas asignaciones se convierten en contratos que dicha participación disminuiría. Este es un poderoso incentivo para que Pemex lleve a cabo esta transición, tan rápido como le sea posible. Sin embargo, la migración estará moderada en la práctica por los requerimientos de flujo de efectivo del gobierno, y son las secretarías de Hacienda y Energía las que guardan las llaves del proceso. Los contratos que utilizarán Pemex y sus nuevos socios privados establecen bonos a la firma de contratos, pagos por la superficie bajo exploración y tasas de regalías particularmente bajos. Esta estructura contractual y de contraprestaciones pospondrá los ingresos que el gobierno federal recibiría a una etapa tardía en la vida de proyectos, que estarán sujetos a un robusto cerco fiscal (ring-fencing) que impide la consolidación. Esto contrasta con los requerimientos de efectivo a corto y mediano plazos del propio gobierno federal. Los bonos sólo se aplicarán a los contratos de licencia, más no a los contratos de producción compartida. El monto de los bonos será fijado por la Secretaría de Hacienda —no por el contratista como es usual—, caso por caso, al inicio de la licitación. Hacienda ha manifestado que dichos bonos representarán una fracción menor de los ingresos esperados por cada proyecto. Es el gobierno quien los fija porque quiere evaluar las ofertas sobre una variable.

Más enigmático resulta el nivel fijado a la tasa de regalías. En el caso del petróleo es del 10 por ciento cuando el precio del crudo es de 100 dólares por barril. Una escala progresiva se aplica en relación al nivel de los precios. En el caso del gas no-asociado, la tasa es cero cuando su precio es de cinco o menos dólares por millón de unidades térmicas británicas (mmbtu). A siete dólares, por ejemplo, sería de 7 por ciento. El argumento en el que la Secretaría de Hacienda sustenta tasas tan bajas es que los impuestos que tienen como base el ingreso bruto no son neutrales¹¹ con relación a las decisiones de inversión, mientras que los que se estiman sobre utilidades sí lo son. Asume también que la magnitud de las distorsiones asociadas a las regalías son sustanciales. Sin embargo, es difícil estimar en la práctica el costo de distorsiones potenciales de las regalías. Mientras tanto, el fisco sacrifica ingresos seguros desde el inicio de la producción que son fáciles de estimar, monitorear y cobrar. Además, la diferencia entre las tasas de regalías propuestas y las que se registran en otros países es muy amplia. En tierras estatales de Texas, por ejemplo, la tasa es del 25 por ciento y mar adentro en el Golfo de México de 18.75 por ciento. Si bien Noruega y el Reino Unido abolieron las regalías contempladas en su régimen de concesiones, lo hicieron cuando la producción del Mar del Norte estaban en franca declinación. En particular, Noruega no requería ingresos en los primeros años de producción de un proyecto, dado el enorme monto de los recursos acumulados en su fondo soberano.

El gobierno confronta dilemas difíciles en relación a la selección, secuencia y calendario de los campos y áreas contractuales a los que piensa atraer inversión privada. Necesita encontrar la mezcla apropiada de activos de exploración de frontera, recursos no convencionales intensivos en servicios, campos marginales maduros y desarrollos de bajo costo y bajo riesgo en aguas someras. Las decisiones en esta materia revelarán las verdaderas prioridades del gobierno. Proyectos de alto costo y alto riesgo, con largos periodos de maduración, no ofrecen al gobierno federal los ingresos que requiere a mediano plazo. La renta económica de los hidrocarburos que capturaría podría ser sustancial, pero menor y más lejana en el tiempo a la que proviene de otros proyectos. En aguas someras,  los particulares pueden tanto cooperar como competir con Pemex en proyectos de bajo riesgo. Alianzas en este tipo de activos podrían también demostrar las mejores prácticas de la industria en campos cercanos comparables al legado de Pemex. Un calendario renovable de licitaciones de cinco años será un instrumento útil para establecer con mayor precisión los objetivos y prioridades del gobierno federal en esta materia.

Infraestructura logística

La legislación enviada al Congreso presenta importantes fallas de diseño en relación con las redes logísticas en materia de electricidad, gas natural e hidrocarburos líquidos. Las principales obedecen a la decisión política fundamental de no vender activos existentes de empresas estatales. El poder ejecutivo hizo un cálculo político acerca de la privatización. Consideró que la desincorporación de activos específicos plantearía obstáculos serios a la aprobación de la reforma energética. Decisiones adicionales sobre el ordenamiento de la infraestructura logística pueden también resultar problemáticas. En el caso de la electricidad, las redes de transmisión y distribución seguirán siendo propiedad de la CFE, el actor dominante en materia de generación. Se establecerá un nuevo operador independiente del sistema eléctrico, el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace). Será un organismo descentralizado del Estado que ejercerá el control operativo del sistema eléctrico, será el responsable del despacho eléctrico con base en un orden de mérito, manejará de manera centralizada el mercado al mayoreo de electricidad y garantizará el acceso abierto a las redes de transmisión y distribución. Particulares que participan en la industria eléctrica formarán parte de un comité de evaluación que revisará periódicamente el desempeño del operador independiente y del mercado mayorista,, y publicará un informe periódico. La CFE y sus subsidiarias, la Secretaría de Energía o el CENACE podrán contratar a terceros para mejorar y expandir las redes, mediante algún tipo de mecanismo de construcción, arrendamiento y transferencia. No obstante, será el Estado el responsable de la operación y crecimiento de las redes de transmisión y distribución.

Los gasoductos de transporte de gas natural de Pemex, así como sus contratos de compra-venta, serán transferidos a un operador independiente propiedad del Estado. Gasoductos privados podrán integrarse voluntariamente a la red. Aún si sólo dieran servicio a grandes consumidores, estarían sujetos a la disciplina del acceso abierto. De esta manera, las expansiones de la red pueden llevarlas a cabo particulares, como actualmente sucede. Respecto al transporte y distribución de ductos de petróleo crudo y productos petrolíferos, el proyecto de ley ofrece poca orientación. Sólo establece que estas actividades requieren permisos y que la CRE los otorgará. Implícitamente deja a estas redes bajo el control exclusivo de Pemex y de los grandes transportistas privados que utilizan auto tanques y carro tanques.

Estas soluciones asimétricas son sintomáticas de las dificultades que enfrenta el Estado con los monopolios naturales y, más precisamente, con las industrias de redes. En el sector de energía, donde las empresas estatales mantendrán una posición dominante, algunos problemas potenciales pueden tener efectos significativos sobre las decisiones de inversión privada. La logística, tanto del sector eléctrico como el de hidrocarburos, han sufrido de una subinversión crónica. La congestión en nodos y corredores centrales del sistema eléctrico ha sido frecuente e importante. Restricciones al transporte de gas natural debido a estrangulamientos en la red de ductos provocaron la reciente crisis de suministro de gas natural. Capacidad de transporte y almacenamiento inadecuadas aumentaron el riesgo de interrupciones de suministro de productos petrolíferos, al tiempo que aumentaba el transporte por carro tanques y auto tanques, medios de mayor costo. La colusión en la fijación de tarifas por las grandes empresas transportistas ha sido la norma. Restricciones en la capacidad de transporte y de almacenamiento de petróleo crudo han afectado su calidad e impedido el flujo de lotes segregados. Surgen así múltiples cuestionamientos respecto al desempeño histórico de las empresas del Estado que deben atenderse. ¿Podrán Pemex, CFE, sus empresas subsidiarias y los nuevos operadores independientes del Estado resolver los problemas descritos de manera efectiva? ¿Está claramente definida la responsabilidad sobre la expansión de la capacidad de las redes? ¿Podría el sector privado jugar un papel más activo en estos asuntos?

Cambios en el origen y el destino geográfico de los productos energéticos requieren redes más amplias y más densas de electricidad y de ductos de transporte. Las tendencias demográficas, el crecimiento industrial, una mayor dependencia de las importaciones y la creación de nuevos mercados determinan la necesidad de expansión. Un programa de construcción de gasoductos está siendo instrumentado y se requiere un esfuerzo similar en materia de ductos que transporten líquidos, en capacidad de almacenamiento, así como en las redes de transmisión y distribución. Estas son decisiones capitales que afectarán el proceso de liberalización de los mercados de productos finales.

Reforma eléctrica

La reforma eléctrica merece particular atención. La CFE necesita mejorar su eficiencia operativa, reducir perdidas de energía excepcionalmente altas y disminuir costos. Es prioritario rediseñar la estructura tarifaria, eliminar subsidios y modificar  la amplia gama de subsidios cruzados que han prevalecido por largos años. El precio promedio de la electricidad debe disminuir a niveles competitivos. Esto es esencial para el crecimiento de la industria manufacturera y la difusión de dicho crecimiento a lo largo de sus cadenas de suministro. Hasta ahora el interés público se ha enfocado principalmente a las industrias del petróleo y el gas natural. Sin embargo, algunos de los principales prerrequisitos de una reforma energética exitosa se encuentran en el sector eléctrico.

Las directrices básicas para el diseño del mercado eléctrico pueden encontrarse en la legislación secundaria propuesta, si bien hay aún algunas cuestiones que requieren mayor claridad. Se va a crear un mercado eléctrico mayorista de que será manejado por un operador independiente del sistema. Se organizará como un “tight pool”, en el cual el despacho de todas las unidades de generación se decide centralmente. Todos los generadores tienen que ofrecer la totalidad de su capacidad disponible, y los usuarios calificados y los comercializadores están obligados a someter su postura como demandantes. El mercado logra equilibrarse en la oferta marginal. Una característica sobresaliente de la arquitectura de mercado propuesta es que los generadores tienen que ofertar su costo variable. Esto es la consecuencia directa de una estructura industrial excepcionalmente concentrada, en la que la CFE controla directa e indirectamente aproximadamente el 90 por ciento de los activos de generación. De acuerdo con la Ley Federal de Competencia esta empresa estatal tiene un poder de mercado sustancial, por lo que tendría que someterse a una regulación ex-ante, dado que el gobierno no tiene intención de  privatizar activos de CFE.

Un mercado de energía basado en costos no es la norma en países industrializados, si bien algunos países latinoamericanos como Argentina, Chile, Colombia y Guatemala han optado por esta solución. Una de las principales consecuencias de un mercado de energía basado en costos es que los ingresos no permiten a los generadores recuperar sus costos fijos. Es de esperarse que, conforme las plantas que utilizan gas sustituyan a la capacidad de generación actual a base de combustóleo, el precio de mercado de la energía en México tenderá a fluctuar entre el costo variable de una planta de ciclo combinado fuera de horas de demanda máxima y una unidad  de ciclo abierto en las horas de demanda pico. Esto da origen al llamado problema de “dinero faltante” significativo. La legislación propuesta reconoce esta situación y establece que para tener acceso al mercado de energía, los usuarios calificados y los comercializadores necesitarían adquirir capacidad suficiente para hacer frente a su demanda máxima. Así, el mercado de energía queda vinculado a uno de capacidad.

Sin embargo, la ley no se refiere a la estructura del mercado de capacidad. Esto es comprensible dada su complejidad y de que no hay un consenso entre los especialistas y los participantes del mercado respecto a como organizarlo. Este es uno de las principales asuntos que no están resueltos en la ley. Ahora bien, en la medida en que el funcionamiento del mercado de capacidad no esté claramente definido y probado, la inversión en capacidad no se llevará a cabo fuera del balance financiero de la CFE. Debe recordarse que la promoción de un fuerte flujo de inversión al mercado eléctrico es unos de los objetivos centrales de la reforma energética.

La energía renovable se apoyará en la obligación de los usuarios y los comercializadores de tener una participación verde en su consumo de energía mediante la adquisición de certificados de energías limpias. El subsidio correspondiente será entonces definido por el tamaño de esta participación y la magnitud de la penalidad correspondiente. El subsidio tendría que ser sustancial si el gobierno desea efectivamente promover la energía renovable frente a los costos más bajos de plantas eléctricas que usan gas. Hoy, por ejemplo, la energía eólica está indirectamente subsidiada por la CFE, mediante una tarifa preferencial por el uso de la red y un descuento generoso que da trato de capacidad firme a una que es intermitente. Estos subsidios indirectos tendrán que desaparecer bajo la nueva arquitectura industrial. Hacer explícitos los subsidios que actualmente son implícitos es una buena decisión de política pública, que bien podrá dar pie a una intensa controversia política.

Debido a la congestión intrínseca de la red, la legislación establece que ésta será de carácter nodal, permitiendo precios de electricidad diferentes en puntos específicos de la misma. Sin embargo, adopta una definición limitada de los derechos financieros de transmisión y ofrece reglas poco claras para su asignación. Por el lado de la oferta, las cuestiones de poder de mercado se resuelven a través de la definición de un mercado de energía basada en costos. Sin embargo, por el lado de la demanda no se aborda este problema. Los usuarios y comercializadores tienen un claro incentivo para subestimar su oferta en el mercado del día siguiente y sobreestimarla en el mercado de tiempo real. No resulta claro si se permitirá a comercializadores puros arbitrar las diferencias entre los dos mercados y disciplinar así  la demanda.

Actualmente, más de 10 por ciento del consumo de energía se apoya en contratos privados bilaterales, bajo un modelo de auto despacho, que permite el uso subsidiado de la red, así como acceso a  energía y capacidad de respaldo, en el caso de fuentes renovables. La mayor parte de este consumo es realizado por grandes empresas industriales. En el futuro el mercado de energía será un “tight pool”. La transición entre estos dos modelos extremos será complicada y la legislación propuesta no le da una solución adecuada, debido a presiones para legar, de alguna manera, la estructura actual de subsidios. Dado que una fracción significativa de grandes usuarios —la mayoría con cargas de más de 5 MW— ya abandonaron el servicio de la CFE, la definición del umbral de consumo que se aplicaría a los usuarios calificados plantea un verdadero reto, pues un valor relativamente alto no va a crear una demanda adicional de contratos bilaterales.

La iniciativa de ley eléctrica abre simultáneamente a la competencia los mercados mayoristas y de menudeo. Sin embargo, es poco realista esperar competencia significativa en este ultimo antes de que se consolide la competencia mayorista. El gobierno ha hecho hincapié en que la reforma reducirá los precios de la electricidad para usuarios residenciales, comerciales y  la pequeña industria. No hay duda de que la sustitución de combustóleo con gas natural tenderá a disminuir el costo medio de generación. Sin embargo, otros componentes del costo de la CFE, principalmente relacionados con pasivos laborales y pérdidas no técnicas de energía, no disminuirán fácilmente y tendrán que ser cargados a pequeños usuarios pues los usuarios calificados podrán evitarlos. Alternativamente, el gobierno podría limpiar el balance financiero de la CFE mediante  apoyos fiscales y así cumplir con sus compromisos. La economía política de la reforma eléctrica pudiera resultar tan difícil como la superación de los obstáculos que en materia de políticas públicas enfrentará su instrumentación.

Competencia en los mercados de productos

De acuerdo con la legislación propuesta, la introducción de competencia en los mercados de productos finales está prevista para avanzar a una paso innecesariamente lento. La Comisión Reguladora de Energía (CRE) regulará los precios y tarifas de servicios eléctricos básicos, gas natural y productos petrolíferos. La desregulación supone que la Comisión Federal de Competencia Económica determine la prevalencia de competencia en mercados específicos de productos. En el caso de productos comerciables, la CRE fijará precios que reflejen las condiciones en mercados internacionales relevantes. En cuanto a productos y servicios no comerciables, el regulador establecerá reglas explícitas de determinación de precios.

Trato especial será dado a la gasolina y el diesel, así como a la turbosina y el gas LP, en un proceso de transición relativamente largo. En cuanto a los precios de los combustibles automotrices, se harán ajustes mensuales durante 2014 que eliminen la brecha con los precios externos de referencia. Entre 2015 y 2019, precios máximos al consumidor serán ajustados de acuerdo con la inflación interna, siempre y cuando los precios internacionales de referencia sean estables o disminuyan. Si llegaran a aumentar significativamente, la Secretaría de Hacienda introduciría ajustes adicionales. No es sino hasta 2020 que la CRE regulará estos precios, bajo reglas generalmente aplicadas. Aun entonces el gobierno mantendrá el poder para intervenir. La legislación ofrece directrices ambiguas al otorgar la responsabilidad de determinar precios a la Secretaría de Hacienda y, aunque en algunas instancias, se refiere al Ejecutivo Federal. El control de las importaciones permanecerá hasta el final de la presente administración, en 2018. En este periodo sólo Pemex podrá importar gasolina y diesel. Esta es una propuesta relevante pues las importaciones tienen una participación sustancial en la oferta interna. En los primeros cuatro meses de 2014, las importaciones de gasolina representaron el 47 por ciento de las ventas internas de gasolina y el 31 por ciento de las de diesel. Estas participaciones seguirán aumentando a mediano plazo. En 2017 se levantaría otra restricción al permitir la operación de estaciones de servicio que no sean parte de la franquicia Pemex.

Este calendario es innecesariamente cauto y una transición prolongada de 5 años y medio parece demasiado larga. Hacienda continuaría fijando precios, responsabilidad que debería estar delegada en la CRE, como es el caso de otros productos y servicios regulados. La Secretaría de Hacienda sólo tendería que determinar y ajustar los impuestos a la venta de la gasolina y el diesel. El regulador puede establecer las salvaguardas necesarias para intervenir en caso de que surjan problemas que se darán en el proceso de liberalización. Resulta paradójico que funcionarios que apoyan el funcionamiento del mercado sean tan temerosos respecto a soluciones específicas de mercado. No parecen estar listos a probar, de manera más pragmática, estos mercados en el plazo de la presente administración y desencadenar con ello su capacidad creativa.

Regulación

El desarrollo de marcos e instituciones regulatorios pudieran también afectar el calendario gubernamental. La regulación se construirá sobre cimientos existentes no muy sólidos, dado que el alcance actual de la CRE estuvo limitada a ductos de transporte y distribución   de gas natural, instalaciones de regasificación, el mercado de gas LP y el otorgamiento de permisos de productores independientes de energía y auto generadores. La legislación propuesta amplía el alcance de la CRE y le otorga mayores poderes regulatorios. Su carga de trabajo aumentará notablemente. El talento y la experiencia que podrán atraer va estar limitado por el crecimiento de la regulación en la fase extractiva de la industria petrolera y en otros sectores. La CRE tendrá que contar con amplios recursos adicionales para reclutar, entrenar y retener a su personal y hacer un amplia uso de consultores externos. En este esfuerzo el tiempo será esencial. La CNH deberá hacer frente a obstáculos aún mayores. Hasta ahora no tenía funciones reguladoras propias pues fue diseñada básicamente para dar asesoría y apoyo técnico a la Secretaría de Energía. Debido a la presencia en ocasiones avasalladora de Pemex y la asimetría en materia de conocimientos y recursos técnicos, la CNH tuvo poco espacio para desarrollarse y, en un cierto sentido, fue capturada por la empresa petrolera estatal.

Las iniciativas ante el Congreso dan mayor independencia a los dos reguladores coordinados por la Secretaría de Energía, que son constitucionalmente sus iguales. Este es un paso importante, así como lo es la autonomía financiera y administrativa que se les otorga. Hay, sin embargo, fallas menores en la legislación propuesta que fácilmente pueden corregirse. Por ejemplo, el papel de la CNH como regulador no es compatible con las tareas de promoción de inversión privada que se le dan. Tendrá que hacerse un mayor esfuerzo para proteger a los reguladores de su captura por intereses privados. En el pasado, los principales peligros que enfrentaron se encontraban en la intervención del gobierno y de empresas estatales poderosas en tareas que le eran  propias. Siempre fue incomoda la situación en la que un agente gubernamental, desconcentrado en la Secretaría de Energía, regulaba a otras entidades gubernamentales. Ahora van a tener que tratar también con poderosos intereses privados.

Hay dos importantes  problemas regulatorios en el horizonte. La decisión de separar la regulación relativa a la seguridad industrial y la protección ambiental de los dos entes reguladores fue la correcta. Sigue la experiencia registrada en otros países. Sin embargo, la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y Protección al Medio Ambiente del Sector Energético ha sido sectorializada en la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, como órgano desconcentrado de la misma, en lugar de constituirla como comisión reguladora independiente. Dada la naturaleza altamente especializada de sus actividades, así como los altos costos que supone regular e intervenir en eventos potencialmente catastróficos que tienden a surgir recurrentemente en este sector, hubiera sido mejor adscribirla a la Secretaría de Energía y darle el mismo status legal y estructura que los otras dos entes reguladores de este sector. Desafortunadamente, esta decisión fue incluida en el artículo transitorio 9 de la enmienda constitucional, por lo que su modificación necesitaría una nueva enmienda. En términos generales esta parte de la legislación propuesta no es tan madura como la que se presenta en otras áreas de la legislación. Mayor trabajo e insumos de especialistas ayudaría a dar claridad a un buen número de cuestiones pendientes.

A corto plazo, la CNH tendrá que hacer frente a tareas muy demandantes. Hay pocas personas en México que combinan conocimientos técnicos y económicos, así como  experiencia regulatoria. Este conjunto particular de habilidades no puede ser improvisado y su desarrollo toma años, no meses. El reclutamiento de personal con estas características no va a ser fácil, dado el monopolio técnico de Pemex y los problemas propios que esta empresa enfrenta en relación al desarrollo de su personal petrotécnico. La CNH también tendrá que cuidarse de depender demasiado de ingenieros y especialistas en ciencias de la tierra jubilados, cuya lealtad fundamental es con Pemex. En cualquier caso, algunos de los más competentes migrarán a la industria privada. Hasta ahora la CNH dispuso de recursos muy limitados. Ahora tendrá que apoyarse extensivamente en consultores externos, dados sus propios problemas de contratación de personal calificado. La Comisión necesitará fondos suficientes para todo esto y para el desarrollo de una infraestructura técnica que le permita manejar grandes volúmenes de información geofísica.

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Se dieron ya los primeros pasos de un programa de cambios fundamentales en el sector energético mexicano. Son de importancia fundamental. Una vez que el Congreso apruebe la legislación secundaria, comenzará la construcción, pieza por pieza, del nuevo marco regulatorio. Las autoridades regulatorias formularán un cuerpo de directivas, resoluciones, acuerdos y normas que estructurarán con mayor detalle al sector energético. La frontera entre la ley y la regulación es importante. Un balance adecuado es necesario debido a que el marco regulatorio ofrece la flexibilidad requerida para ajustarse a circunstancias cambiantes e imprevistas. Sin embargo, las regulaciones necesitan una base legal sólida para que puedan hacerse cumplir. Todo este trabajo inicial es sólo el principio de una largo camino que necesita estrategias bien diseñadas y, más importante aún, excelencia en su ejecución. La reforma energética enfrentará retos concretos y tangibles, así como obstáculos que tienen que ser superados de manera pragmática. Será indispensable un  liderazgo fuerte y capaz para movilizar recursos de todo tipo e inspirar a los equipos que instrumentarán una reforma de gran aliento, en el que el cambio tendrá que volverse autosostenido. De otra manera, las condiciones fácilmente pueden revertirse al equilibrio inicial de bajo nivel. Medir el progreso hacia el logro de sus objetivos es una tarea fundamental. En las condiciones económicas actuales, el sector energético tiene que, en primer lugar, no restringir el crecimiento de la industria manufacturera mexicana. Es en ésta donde se concentra el empleo de alta productividad y donde la productividad crece a tasas más elevadas. Pero la energía puede contribuir positivamente al crecimiento de la industria, fortaleciendo y profundizando sus cadenas de suministro, para así reforzar la competitividad de las exportaciones mexicanas.

 

Adrián Lajous. Investigador visitante, Center on Global Energy Policy Columbia University

El autor desea agradecer los comentarios y sugerencias de José Córdoba, Rogelio Gasca y Pedro Haas a una versión preliminar de este artículo. Desde luego, todas las opiniones y errores son de su exclusiva responsabilidad.

 

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