La nueva propuesta de reforma energética que negocia el PRI y el PAN, que incluye concesiones a la medida para la explotación de crudo y gas, recuperará el interés de los inversionistas extranjeros.

El mercado simplemente no está observando el gigantesco impacto potencial de una reforma energética que incluya contratos de producción compartida o incluso licencias, algo similar a concesiones, lo opuesto a los acuerdos de compartición de ganancias, que era la propuesta original del gobierno de México, dice Benito Berber, estratega senior para América Latina de Nomura.

 

¿Qué tan importante es este potencial cambio en la propuesta de reforma energética?

 

“Es enorme, por decir lo menos”, explica en una nota para sus inversionistas Berber. “En 2004, sólo con inversiones de Pemex, México se convirtió en el cuarto productor de crudo más grande del mundo. Imagine el potencial de producción de petróleo si el Congreso aprueba una reforma energética amistosa con el mercado”.

 

El gobierno de México está negociando una reforma energética más ambiciosa que la propuesta en un inicio, de acuerdo con The Wall Street Journal, Bloomberg y el Financial Times.

 

Según las fuentes que consultaron, y que prefieren el anonimato, los contratos propuestos para la explotación del petróleo y del gas serán utilizados, según el caso.

 

“Los contratos de ganancias compartidas —en que toda la producción va al Estado— podrían ser útiles para campos petroleros de bajo riesgo. La producción compartida —en que la producción se reparte entre el Estado y la empresa privada— podría usarse para campos más riesgosos. Los negociadores también están esbozando un tercer tipo de contrato de licencia para los campos en aguas ultra profundas y gas de esquisto, en los que la empresa controlaría el petróleo tras pagar regalías e impuestos”, informó The Wall Street Journal.

 

“Si la reforma energética es aprobada, México pasaría de ser un mercado energético controlado por una sola entidad, la estatal Petróleos Mexicanos, o Pemex, a un mercado basado en la competencia, en que las empresas privadas podrían explorar y producir hidrocarburos por su cuenta, bajo un contrato con el Estado mexicano. Esto también aplicaría a Pemex, que seguiría siendo un importante jugador estatal con derechos preferentes para presentar ofertas por bloques petroleros”, agrega el diario estadunidense.

 

El Financial Times dice por su parte que bajo las discusiones que mantienen el PRI y el PAN, el estado será capaz de decidir los términos de los contratos que se ofrecerán para cada proyecto, en lugar del plan inicial propuesto, que hablaba de acuerdos para la compartición de ganancias, algo que decepcionó a los inversionistas.

 

“Lo que yo entiendo de las notas de The Wall Street Journal y de Bloomberg, es que hay una negociación entre el PAN y el gobierno para que haya contratos de producción compartida, que sea una posibilidad”, explicó Benito Berber, director ejecutivo en el banco global de inversiones Nomura.

 

El también Senior Latin America Strategist de dicha institución, dijo vía telefónica desde Nueva York que esa posibilidad que se abre es muy importante.

 

“Eso es muy importante, porque el inversionista que quiera meterse, por ejemplo, a aguas profundas, va a requerir un poco más de certidumbre, respecto al contrato. Tal vez esa certidumbre se la dé un contrato de producción compartida”, dijo Berber.

 

NUEVAS FORMAS DE ASOCIACIÓN

 

Cuando le preguntaron por la nota que publicó primero The Wall Street Journal, el director de Pemex, Emilio Lozoya, dijo que las empresas requieren certeza legal, y eso es algo que tiene que tomar en cuenta el Congreso.

 

“La privatización no se va a dar, esa es una mentira”, reiteró Lozoya ayer. “Estamos proponiendo contratos para compartir el riesgo, y vamos a ver qué aprueba el Congreso en las próximas semanas”.

 

El titular de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), Luis Videgaray, dijo por su parte que lo que propuso el presidente Enrique Peña Nieto al Congreso, es que el Estado mantenga la propiedad de los hidrocarburos y del sistema eléctrico nacional.

 

“Pero que se permitan nuevas modalidades de participación privada, particularmente asignando más riesgo al sector privado a través de contratos. La renta petrolera, las reservas y Pemex seguirán siendo propiedad al 100% de la nación, pero no implica que no podamos tener una visión moderna y práctica del sector de hidrocarburos, que implique nuevas formas de asociación con el sector privado”, abundó Videgaray.

 

Benito Berber, de Nomura, aclaró:

 

“No necesariamente esto es privatización. Yo creo que la discusión, de si es privatización o no, es poco importante. Lo que es importante es exactamente qué es el contrato, si tú ya le quieres llamar privatización o no, bueno, esa ya es otra discusión más ideológica”.

 

El economista dijo que en producción compartida, un privado dice en una subasta pública en dónde quiere invertir, en qué pozo o área de aguas profundas. Ofrece una postura, compiten, y el que le dé más recursos al gobierno gana.

 

“Eso quiere decir que lo que saquen de la producción, digamos que la postura ganadora es 30-70, esa postura entonces, de lo que saquen, el privado se queda con 30 y el gobierno se queda con 70. Ahora, el que pone las condiciones es el gobierno. La producción la comparten en ese porcentaje, pero acabado el proyecto, digamos, todo eso sigue siendo de la nación”, explicó el estratega de Nomura.

 

Otro de los esquemas es el de beneficio compartido. Se saca el petróleo y una agencia nueva, que no tiene nombre, que se tendría que crear, vende el crudo y le da el dinero al privado.

 

Algunos privados han mencionado que preferirían producción compartida, porque así pueden controlar cuándo venden el petróleo. A quién se lo venden. Eso les daría un poco más de flexibilidad. De la otra manera, ellos entregan el petróleo, la agencia vende el petróleo, según estipulaciones de la misma agencia, y la ganancia se reparte entre Pemex y la empresa.

 

“El hecho de que haya diferentes contratos podría implicar mayor inversión, porque entonces hay más flexibilidad para el privado”, dijo Benito Berber.

 

La cuestión importante, destacó, es que se crea un mercado en donde ya no hay solamente una empresa que vende el crudo.

 

“En el otro esquema tienes una empresa comercializadora del gobierno, ellos hacen la comercialización, ellos hacen la venta, y se regresan con Pemex y le dan dinero a Pemex y al privado”.

 

Recuerda que los esquemas son técnicos y complicados.

 

“Podría darse que en áreas o esquemas mucho más complicados, en donde el privado puede estar… por ejemplo, los proyectos de aguas profundas duran 10 años y son de billones de dólares y hay mucha incertidumbre, entonces, no es respecto a lo que se saca o no. Es respecto a la posibilidad de que se pierda mucho dinero o no, aquí lo importante es compartir el riesgo. Entonces estos contratos, me explican, a los privados les gustan más”.