“el mercado de petrolíferos en méxico: las razones
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FACULTAD LATINOAMERICANA DE CIENCIAS SOCIALES SEDE ACADÉMICA MÉXICO Maestría en Gobierno y Asuntos Públicos IX PROMOCIÓN 2008 – 2010 “EL MERCADO DE PETROLÍFEROS EN MÉXICO: LAS RAZONES DEL DÉFICIT COMERCIAL”. Tesis que para obtener el grado de Maestro en Gobierno y Asuntos Públicos Presenta: Antonio Emmanuel Ramírez Salas Directora de Tesis Dra. Alicia Puyana Mutis Lectores Dr. Ángel de la Vega Navarro Dr. Enrique Sira Seminario: La Política Económica de América Latina en las últimas tres décadas: de las utopías a la realidad Línea de Investigación: Integración y dinámica socioeconómica latinoamericana México, D.F., agosto de 2011 Investigación realizada con financiamiento del Consejo Nac ional de Ciencia y Tecnología, CONACYT i Resumen El presente trabajo tiene por objeto, explicar el problema del creciente y continuo déficit comercial del sector petrolífero en México, el cual se ha presentado de manera crítica en la última década, además de argumentar por qué se podría definir como un problema público. Con base en la información recabada, se demuestra en parte, que el desequilibrio entre la oferta interna (capacidad de refinación) y la demanda interna, ha sido resultado de la falta de inversión, la cual también es consecuencia de dos situaciones especiales; el régimen fiscal de Pemex y el poco flexible régimen legal al que ha estado sometida la empresa. Algunos de los resultados que se describen son: a)riesgo en la seguridad energética del abastecimiento de petrolíferos, b) de los petrolíferos con mayor incidencia en la demanda, son las gasolinas, las cuales crecieron a una tasa mayor a su oferta, c) el sector que más absorbe dicho combustible, es el de transportes, d) las variables de mayor incidencia son tanto su oferta como su demanda de gasolinas, e) y ante las condiciones actuales, con las que se ha venido desempeñando Pemex Refinación, el problema persistirá a menos que se hagan fuertes inversiones de manera urgente, incluso con capital privado, para lo cual todavía se tendría que hacer modificaciones a la constitución. Palabras clave: déficit, oferta, demanda, importación, problema público, seguridad energética, régimen legal e inversión. Abstract This paper explains the persistent and increasing critical problem of trade deficit for the last decade not only in Mexico's oil sector but in all sectors as well . Based on the information gathered, the imbalance between domestic supply (refining capacity) and domestic demand, is the result of a lack of investment, which is also due to two strange situations; Pemex´s tax structure and inflexible legal system that the company has been subjected to. Some of the results of this situation are: a)the energy security risks in the supply of petroleum, b) the great impact on oil demands are fuels, which grew at a rate higher than the supply, c) the area that demands more fuel, is the transportation sector, d) the most frequent variables are the supply and demand for gasoline, e) and under the current conditions that Pemex Refining has been operating, the problem will continue unless major government and private investments are urgently carried out. In order to invest privately, there would have to be changes made to the Mexican constitution. Keywords : deficit, supply, demand, imports, public issue, energy security, legal regime and investment. ii Dedicatoria Un logro más. Pero en realidad no es algo que considere como un logro netamente individual, ya que para llegar a buen término este proyecto, siempre hubo detrás gente muy importante que me estuvo apoyando de muy diversas maneras. A lo largo de los dos años en que duro el programa, pese a ciertas adversidades personales e incluso a problemas de salud, de alguna u otra forma se pudo sacar adelante este proyecto importante. Por lo que, a quienes quiero dedicar este gran esfuerzo es a mi familia, en especial a mi hijo Cris, y a mis padres, quienes son los principales impulsores para que cada día avance los pasos necesarios para alcanzar mis metas, las cuales son generalmente compartidas por ellos. Y también, este esfuerzo va dedicado a la “gran” familia con la que cuento, siempre de alguna u otra forma apoyándome en todo momento. Y por supuesto, como todo buen humano y además formado con una educación religiosa importante, no podría dejar de dedicar este esfuerzo a Dios, sin lugar a dudas en alguien en quien creo que de alguna forma está presente en lo que hago. iii Agradecimientos Mis más sinceros agradecimientos principalmente a mi Directora de tesis, la Dra. Alicia Puyana Mutis, por su gran apoyo no sólo en lo académico tanto en el seminario de investigación como a lo largo de las clases que nos impartió y sobre todo por las múltiples sesiones individuales en la cuales siempre fueron muy productivas y enriquecedoras para ir construyendo el presente trabajo; sin olvidar también su comprensión ante las carencias y diversos problemas a los que me fui enfrentando en esta trayectoria de titulación. De igual forma mis agradecimientos por su apoyo académico-profesional e indiscutible de mis lectores de tesis, el Dr. Ángel de la Vega y el Dr. Enrique Sira, quienes de manera conjunta y bajo sus propias perspectivas como expertos en las temáticas generales de mi tesis, siempre hicieron los comentarios y/o sugerencias igualmente enriquecedoras y con gran aporte. Mis agradecimientos, tampoco podían faltar para todos aquellos excelentes profesores que tuve a lo largo de mi estancia en la FLACSO-México, que sin lugar a dudas, sesión tras sesión fueron contribuyendo con diversas herramientas tanto prácticas, como teóricas; para formarnos como mejores profesionistas, más competentes, pero a la vez más críticos. También mis agradecimientos, a las buenas amistades que ahí se gestaron día con día, desde los compañeros del mismo programa, hasta las autoridades, sin olvidar a las personas que siempre nos atendieron de manera excelente en varios de los servicios, como a los de la biblioteca, los de limpieza, los del comedor por cierto excelente, como a todo el personal administrativo. Y por supuesto, no paso por alto a esta gran institución, que sin su gran apoyo económico principalmente, no sería posible o sería muy difícil acceder a este tipo de programas, CONACYT, mi más sincero agradecimiento. iv Índice Resumen………………………………………………………………………………………... i Dedicatoria……………………………………………….…………………………………….. ii Agradecimientos…………………..…………………………………………………………… iii Índice…………………………………………………………...………………………………. iv Índice de gráficas………………………………………………………………………………. vi Índice de tablas y figuras………………………………………………………………………. vii Introducción……………………………………………………………………………………. 1 CAPÍTULO 1: La industria petrolera en México, Brasil y Venezuela…………………..... 11 1.1 Política Petrolera…………...………………………………………………………………. 11 1.1.1 La política petrolera en México……………………………………..…………………… 11 1.1.2 La política petrolera en Brasil……………………………………………………………. 15 1.1.3 La política petrolera Venezuela…………………………………………………..……… 18 1.2 Sistemas de Contratos…………………………………………..………………………...... 21 1.3 Situación financiera de PEMEX…………………………………………………………… 23 1.4 Variables de Mercado………………………………………………….…………………... 26 1.4.1 Reservas de petróleo…………………………………………………..…………………. 27 1.4.2 Producción de petróleo………………………………………...…………………………. 28 1.4.3 Consumo de petróleo……………………………………………..……………………… 29 1.4.4 Balanza comercial de petróleo, en volumen (mbd)…………………………………..…... 30 1.4.4.1 Exportaciones de petróleo…………………………….…………….………………….. 30 1.4.4.2 Importaciones de petróleo……………………………………………………………… 31 1.5 Precios del petróleo………………………………………………………………………… 32 CAPÍTULO 2: La industria de refinación en México, Brasil y Venezuela……………….. 34 2.1 La industria de refinación………………………………………………………………….. 34 2.2 La industria de refinación a nivel mundial…………………………………………………. 35 2.3 Política industrial del subsector de refinación……………………………………………... 38 2.3.1 Política industrial del subsector de refinación, en México………...………………….. 39 2.3.2 Política industrial del subsector de refinación en Brasil……………………...……….. 44 2.3.3 Política industrial de subsector de refinación en Venezuela………………...………… 45 2.4 Capacidad de refinación de México, Brasil y Venezuela………………………………….. 47 2.5 Producción de productos petrolíferos en México, Brasil y Venezuela…………………….. 49 v 2.6 Consumo de productos petrolíferos en México, Brasil y Venezuela………………………. 50 2.7 Balanza comercial de productos refinados, en volumen y en valor………………………... 52 CAPÍTULO 3: La refinación de productos petrolíferos en México……………………….. 54 3.1 Situación actual del Sistema Nacional de Refinación (SNR)……………………………… 54 3.2 Inversión en infraestructura de refinación…………………………………………………. 60 3.3 Oferta de productos petrolíferos…………………………………………………………… 64 3.4 Demanda de productos petrolíferos………………………………………………………... 67 3.5 Balanza comercial de productos petrolíferos, en volumen (mbd)…………………………. 69 3.5.1 Exportación de productos petrolíferos en volumen (2000-2009)…………...………… 70 3.5.2 Importación de productos petrolíferos en volumen (2000-2009)……………………... 71 3.6 Bala nza comercial de productos petrolíferos, en valor (2000.2009)………………………. 73 3.7 Precios de los combustibles………………………………………………………………... 78 CAPÍTULO 4: Dinámica del mercado de gasolina en México…………………………….. 81 4.1 Perfil del mercado de gasolina en México…………………………………………………. 81 4.2 Trayectoria de las variables independientes: oferta y demanda de gasolina (2000-2009)…. 83 4.2.1 Oferta de gasolina……………………………………………………………………... 83 4.2.2 Demanda de gasolina………………………………………………………………….. 88 4.3 Descripción de las variables: parque vehicular e ingreso per cápita……………………….. 93 4.3.1 Parque vehicular……………………………………………………………………….. 93 4.3.2 Ingreso per cápita……………………………………………………………………… 95 4.4 Trayectoria de la variable dependiente: importación de gasolinas………………………… 97 4.5 Modelo de Regresión Simple Múltiple…………………………………………………….. 101 4.6 ¿Es necesaria la participación del sector privado en la industria de refinación?................... 109 Conclusiones…………………………………………………………………………………... 114 Bibliografía……………………………………………………………………………………. 119 vi Índice de gráficas GRÁFICO 1: Valor de las Importaciones de gasolinas en México (mdd)………………........ 7 GRÁFICO 2.1: Capacidad de Refinación Mundial por país en mmbd………...…………….. 37 GRÁFICO 2.2: Estructura del precio de la gasolina………………………………................. 43 GRÁFICO 3.1: Márgenes de Refinación (USD/barril)……………………………................. 58 GRÁFICO 3.2: Inversión en PEMEX 1994-2007…………………………………................. 62 GRÁFICO 3.3: Rendimiento Operativo de PR (millones de dólares)……………………...... 64 GRAFICO 3.4: Balanza Comercial (mmdd)…………………………………………………. 74 GRÁFICO 3.5: Balanza Comercial (mbd)…………………………………………………… 74 GRÁFICO 4.1: Oferta de gasolina en México, 2000-2009………………………………….. 84 GRÁFICO 4.2: Producción de Gasolinas por Tipo en México, 1997-2007…………………. 87 GRÁFICO 4.3: Demanda de gasolina 2000-2009……………………………………………. 89 GRÁFICO 4.4: Consumo de gasolina en México por tipo 2000-2009………………………. 90 GRÁFICO 4.5: Precio de la gasolina en México, por tipo y región (2000-2009)…………… 91 GRÁFICO 4.7: Parque Vehicular en México, 2000-2009…………………………………… 94 GRÁFICO 4.8: México, INB per cápita (USD) y Consumo de gasolina (mbd), 2000-2009…….. 97 GRÁFICO 4.9: Importación de gasolina 2000-2009, en mbd……………………………….. 100 GRÁFICO 4.10: Gráficos de Correlación…………………………………………………… 102 GRÁFICO 4.11: Importaciones de gasolinas en México, 2000-2015, en mbd………………. 106 GRÁFICO 4.12: Trayectoria de la oferta, demanda e importaciones de gasolinas en México, 2010-2015, en mbd………………………………………………………………….. 108 GRÁFICO 4.13: Márgenes de Refinación del Petróleo, dólar/barril (2000-2010)…………... 113 vii Índice de tablas y figuras FIFURA 1: Definición del problema…………………………………………………………. 2 CUADRO 1: Petrolíferos, 2004-2009, México miles de barriles diarios (mbd)………………... 8 FIGURA 1.1: Tipos de Contratos Petroleros………………………………………………… 23 CUADRO 1.1: Situación Financiera de PEMEX, miles de millones de pesos (mmdp)……... 24 CUADRO 1.2: Situación Financiera por Empresa Petrolera………………………………… 26 CUADRO 1.3: Reservas de petróleo (billones de barriles)…………………………………... 28 CUADRO 1.4: Producción de Petróleo, por país (mbd)……………………………………... 29 CUADRO 1.5: Consumo de Petróleo por país (mbd)………………………………………... 30 CUADRO 1.6: Balanza Comercial Sectorial del Petróleo (mbd)……………………………. 32 CUADRO 2.1: Demanda y Capacidad Mundial de Refinación 1997-2007………………….. 38 CUADRO 2.2: Referencias para fijar precios al productor…………………………………... 42 CUADRO 2.3: Componentes de los precios de los petrolíferos al público………………….. 42 CUADRO 2.4: Capacidad de Refinación de México, Brasil y Venezuela (mbd)……………. 48 CUADRO 2.5: Producción de Productos Refinados 2000-2008 (mbd)……………………… 50 CUADRO 2.6: Consumo de Productos Refinados 2000-2008 (mbd)………………………... 51 CUADRO 2.7: Balanza Comercial de Productos Refinados, en volumen 2000-2008 (mbd)……... 53 FIGURA 3.1: Infraestructura de Refinación en México……………………………………... 55 CUADRO 3.1: Proceso de petróleo crudo y líquidos en refinerías 2000-2009, (mbd)……… 57 CUADRO 3.2: Situación de la infraestructura de refinación, al 2007………………………. 59 CUADRO 3.3: Inversión en PEMEX 1994-2007 (millones de pesos)………………………. 61 CUADRO 3.4: Elaboración de Productos Petrolíferos, 2000-2009 (mbd)…………………... 66 CUADRO 3.5: Volumen de Ventas Internas de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd)……. 68 CUADRO 3.6: Balanza Comercial total, petrolera, petrolífera y petroquímica (mdd)………. 69 CUADRO 3.7: Exportación de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd)…………………… 70 CUADRO 3.8: Importación de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd)…………………… 72 CUADRO3.9: Balanza Comercial de algunos combustibles seleccionados (mdd)………….. 77 CUADRO 3.10: Precio de los Combustibles al Público, en México ($ / litro)………………. 79 CUADRO 4.1: Producción de gasolinas por refinería (1997-2007)…………………………. 86 FIGURA 4.1: Funcionamiento del IEPS……………………………………………………... 99 TABLA 4.1: Correlations…………………………………………………………………….. 101 TABLA 4.2: Resumen del Modelo de RLM…………………………………………………. 105 CUADRO 4.3: Comparativo de importaciones de gasolinas 2010, pronóstico y real.……..... 107 1 INTRODUCCION 1. Tema de Investigación En el presente trabajo de investigación el problema a tratar es el déficit comercial del sector de petrolíferos en México. Para esto, se hará en principio un comparativo con otros dos países latinoamericanos de características distintas para contrastar y sugerir que ni la abundancia de la materia prima, en el caso de Venezuela, ni su limitación, como es el caso de Brasil, explican el déficit de petrolíferos. Y que en dichos países no se presenta el mismo problema o al menos no en la misma magnitud, por lo que el reto es buscar y explicar por qué se da ésta situación en México y por qué se puede considerar como un problema público para, posteriormente proponer una posible solución a través de recomendaciones de política pública. Por tanto el tema de la investigación de esta tesis es, “El Mercado de Petrolíferos en México: Las razones del Déficit Comercial”. El planteamiento del problema a investigar, se sustenta en que debe tener al menos las siguientes características según la bibliografía especializada. a) Que debe ser un problema público relevante, es decir que sea considerado “un estado de cosas indeseable en la vida social, ya sea en la unidad jurídico-política o territorial de que se trate” (institución, empresa; barrio, municipio, zona metropolitana, entidad federativa, país, continente, mundo), y b) Que sea o pueda ser considerado indeseable, ya sea por el público ciudadano, por la opinión pública y por la autoridad estatal o gubernamental (Bazúa, 2005). 2 2. ¿Por qué el déficit comercial de petrolíferos es un problema? Porque a falta de una oferta suficiente de petrolíferos, que ha provocado un desequilibrio entre la oferta y la demanda, en los últimos años se han importado cantidades crecientes de productos petrolíferos de manera continua, resultante en un déficit en el sector, lo que pone la seguridad energética nacional en riesgo, ante la crisis de balanza en cuenta corriente o alza inusitada de precios, como la acontecida en 2008. Por lo que para empezar a construir una posible solución a este problema planteado, a través de una política pública, implica primero el reconocimiento del fenómeno como problema, pero antes de esto está el tema o fenómeno a discusión; y de acuerdo a lo descrito líneas arriba, esto se podría esquematizar de la siguiente manera: FIGURA 1: Definición del Problema TEMA 1 Fundamentado en Jones, 1971:561 PROBLEMA POLÍTICA PÚBLICA 1 3 Ahora bien, en cuanto al tema la mayoría de la gente, los involucrados o los actores podrían, sin ningún problema, en base a las estadísticas disponibles2 , estar de acuerdo en reconocer que efectivamente la oferta interna de petrolíferos es insuficiente, lo que obliga a importarlos cada vez más y en cantidades elevadas. Pero no necesariamente podrían estar de acuerdo en la definición del problema y en calificarlo como público y, quizás mucho menos, en las políticas públicas que deberían implementarse para resolverlo. Entonces, ¿se puede considerar como problema público, el creciente y continuo déficit comercial en el sector de Petrolíferos? Sí, por razones que se exponen a continuación: Primero, es público porque “lo público comprende aquella dimensión de la actividad humana que se cree requiere la regulación o intervención gubernamental o social, o por lo menos la adopción de medidas comunes” (Parsons, 2007). Segundo, se reconoce que se importan cantidades cada vez mayores de petrolíferos y un creciente déficit en volumen y en valor, situación que pone en riesgo la seguridad energética del país, en el componente de combustibles automotores. Pero ¿cuándo este problema empezó a considerarse como tema de interés público? Cuando el gobierno reconoce abiertamente de que existe dicho problema, y ciertamente lo hace en un documento de PEMEX el 30 de julio de 2008, en un estudio sobre la viabilidad de construir una nueva refinería, y dice lo siguiente: “Desde hace años Pemex Refinación enfrenta una situación crítica, caracterizada por graves restricciones para cumplir su objetivo 2 Ver, por ejemplo, PEMEX Anuario Estadístico disponible desde 1977, en http://www.ri.pemex.com/index.cfm?action=content&sectionID=134&catID=12202 4 fundamental como organismo subsidiario de Petróleos Mexicanos: abastecer con eficiencia, calidad, oportunidad, seguridad y a precios competitivos la demanda de petrolíferos del país. Las limitantes con que actualmente se desempeña el organismo se vinculan con deficiencias operativas, institucionales, normativas, de regulación y de insuficiencia de recursos para financiar sus programas de operación, mantenimiento y expansión.”3 Que a consecuencia de lo anterior, puede provocar un riesgo en la seguridad energética en la provisión de combustibles, los cuales son indispensables para mantener la dinámica de la economía del país. Por lo que más adelante en el mismo documento menciona : “La situación ha propiciado un aumento sustancial de las importaciones de petrolíferos, fundamentalmente gasolinas. Esto representa un factor de riesgo para la soberanía energética del país, ya que no es posible disminuir las adquisiciones de petrolíferos en el exterior sin poner en riesgo el abasto del mercado nacional. Y que ante el incremento de la demanda, en mayor proporción a la oferta, el gobierno ha tenido que revisar repetidamente su política de precios de los combustibles y reducir los subsidios, lo cual afecta la estrategia de contención de la inflación”. Y tercero, porque se afecta al público en general de manera directa o indirecta, no importando si es más a unos y menos a otros, por ejemplo, se pone en riesgo la seguridad de abastecimiento de combustibles automotrices. Y esto distorsiona la dinámica económica del país, porque la mayoría de la gente, para desplazarse de un lugar a otro, así como para mover cualquier cantidad y tipo de mercancías de los lugares de producción hacía los 3 PEMEX, “Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México”, 2008. 5 lugares de consumo, lo hacen mediante la utilización de diferentes tipos de transportes y éstos para poder desplazarse y/o movilizarse lo hacen en su gran mayoría utilizando combustibles derivados del petróleo, como gasolinas (principalmente), diesel, entre otros. 3. DESCRIPCIÓN DEL PROBLEMA. Para describir el problema en estudio, es necesario observar algunos datos importantes del sector petróleo y proseguir después con los aspectos operativos del subsector petrolíferos. Este análisis cubrirá los años del período 2000-2009. Ya que en dicho período es dónde se comienza a observar de manera importante el problema a investigar. El petróleo, es uno de los principales productos de exportación de México, pero ha perdido cierta importancia por la caída en el volumen de ventas. Aún así, es el principal generador singular de divisas, que para los últimos cinco años (2006-2010) llegaron a alrededor de 177.5 miles de millones de dólares, por los altos precios que han compensado el descenso del volumen. Es uno de los principales ingresos fiscales del gobierno, con poco más de un tercio en promedio en los últimos diez años, y con un máximo de 42% en 2008 y 22% en 2009, (CNN: 2010). Además de ser el insumo básico de los petrolíferos. El problema que enfrenta México y que debe resolver es cómo detener la franca declinación de la producción y de las reservas de crudo y las importaciones de petrolíferos. Según autoridades esta trayectoria es irreversible, al menos en el corto y mediano plazo, por ejemplo la tasa media de crecimiento anual (tmca) de las reservas de aceite probadas de 2004 a 2009 fue de -5.9%. En tanto que la producción ha caído a ritmo acelerado, de 2006 a 2010 fue de -21% una caída sin duda muy importante. 6 Antes de la caída de la producción, la reducción del excedente exportable y bajos precios de crudos y petrolíferos, era factible argüir que México podía compensar o al menos era rentable exportar crudo (con una producción por arriba de los 3 millones de barriles diarios) e importar petrolíferos (principalmente gasolinas y diesel). Actualmente, se debe cubrir ese diferencial que se está dejando de percibir por la disminución de las exportaciones de crudo, para mantener el suministro de la creciente demanda de petrolíferos. Esta situación puede agravarse si, en pocos años o meses se elevan los precios de los petrolíferos en el mercado internacional, por el aumento en los costos de producción en el sector de refinación. Esto obligaría a sacrificar cada vez mayores recursos fiscales a la importación de petrolíferos. Es factible que este déficit incremente la disputa en torno al uso de la renta petrolera que capta el gobierno federal, principalmente la puja distributiva entre secretarías, poderes gubernamentales, instituciones públicas, gobiernos estatales, etc. El valor de las importacione s de petrolíferos en el período (2004-2008), han crecido exponencialmente. Aunque en el último año se presenta un claro declive pero ese se explica más bien por la caída de la actividad económica del país durante todo el 2009 debido a la crisis económica- financiera mundial. Estas importaciones de petrolíferos alcanzaron el nivel más alto en la historia entre el 2006 y 2008. En el año 2008 fueron de 21,886.9 mil millones de dólares (mmdd), valor mayor en 38.5% a las registradas en 2007 y 118.2% por encima de las de 2006. Esta dinámica representa un tmca de 2004 a 2008 de alrededor del 55%. La gráfica muestra que cada vez es mayor el crecimiento en el valor de las importaciones con respecto al año que lo precede 7 y especialmente a partir de 2005. Las importaciones de gasolina, iniciaron un gran crecimiento también a partir del 2005. De hecho este combustible es el que más incide en la trayectoria de las importaciones de petrolíferos, con una tmca de 2004 a 2008 de alrededor del 61.7% y con un crecimiento de 583.7% en 2008 con respecto a 2004, es decir, en estos cinco años crecieron casi seis veces, como se observa de manera muy clara, en el gráfico No 1. GAFICO 1: Valor de las Importaciones de Gasolinas en México (mdd) FUENTE: Elaboración propia con datos de PEMEX. Indicadores petroleros, 2009, México, PEMEX. Es factible que, de continuar las tendencias actuales el desfase entre la oferta y la demanda se intensifique. En efecto, tan sólo en 2006 el país importo el 38% de la gasolina que consumió; mientras que en 2007 el valor total de las importaciones de productos petrolíferos ascendió a 10 (mmdd), cifra que fue equivalente a poco más de una cuarta parte de los ingresos derivados de las exportaciones petroleras. Esto claramente ha llevado al deterioro de los términos de intercambio entre el petróleo y refinados. Los expertos por su parte, han pronosticado que los precios de los principales combustibles se mantendrán altos en los próximos años; además de que México se verá cada vez mas obligado a seguir 8 importando dichos combustibles de fuentes más distantes que la de los Estados Unidos, en donde cae el excedente exportable (Valdivia, 2008). El Cuadro No. 1, presenta la evolución, de las principales variables de los petrolíferos registrada entre 2004 y 2009. CUADRO 1: Petrolíferos, 2004-2009, México miles de barriles diarios (mbd) Producción Consumo Exportaciones Importaciones exportaciones/ importaciones exportaciones/ importaciones/ Saldo producción /producción consumo consumo (mb/d) 2004 1,587.00 1,718.60 152.9 234.2 9.6% 14.8% 8.9% 13.6% -81.3 2005 1,554.30 1,771.60 187 333.7 12.0% 21.5% 10.6% 18.8% -146.7 2006 1,545.50 1,762.90 188 368.9 12.2% 23.9% 10.7% 20.9% -180.9 2007 1,511.30 1,816.50 179.7 494.6 11.9% 32.7% 9.9% 27.2% -314.9 2008 1,490.00 1,827.30 192 552.5 12.9% 37.1% 10.5% 30.2% -360.5 2009 1,548.40 1,727.30 243.9 519.3 16.0% 29.2% 14.4% 26.1% -203.1 tmca -0.49 0.10 10.18 14.02 10.73 14.59 10.07 13.91 20.09 FUENTE: Elaboración propia con base a datos de PEMEX, indicadores petroleros (mbd). El consumo de petrolíferos ha sido mayor a la producción y por ende se ha importado cantidades cada vez mayores. La importancia del desfase entre producción y consumo crece a medida que se visualiza la trayectoria futura, en un horizonte temporal de mediano plazo, como el propuesto por Luís Puig Lara4 , que pronostica, que entre 2007 y el 2018, la tmca de la demanda ascenderá alrededor del 5.1%, la cual implicará un volumen creciente de importaciones y sacrificio de divisas. Los pronósticos del autor citado sugieren que, al parecer, esta va a ser la tendencia por los próximos años. 4 Ingeniero químico y empresario. Ex director general de Petroquímica Cangrejera, y Director general de Consultores Empresariales Puig. 9 5. PREGUNTAS DE INVESTIGACIÓN Con lo señalado anteriormente, tanto con evidencia empírica (datos) de México, así como de algunos argumentos, se plantearon algunas preguntas, de diagnóstico: ¿Cuál es la situación operativa actual de PEMEX, y PEMEX Refinación?, ¿Cuánto se ha invertido en el sector de refinación en los últimos años y ha sido suficiente? Y otras más en el sentido de resolver el problema, como, ¿Es necesaria la participación privada en este sector?, ¿Cuáles serían las variables a tratar, y la relación entre dichas variables?, y la ultima que da la pauta para construir la hipótesis, ¿Por qué México, que cuenta con altos niveles de producción, superávit y reservas de petróleo mayores en comparación con otros países de Latinoamérica, presenta un déficit en petrolíferos? 6. Planteamiento de la hipótesis “El déficit en la balanza comercial en petrolíferos, por el desequilibrio entre la demanda interna y la capacidad de refinación de PEMEX, es el resultado de la falta de inversión en refinación por la situación financiera de la empresa. Sólo un aumento en dicha capacidad, con inversiones que pueden ser públicas y privadas, puede resolver la dependencia creciente de las importaciones”. 7. Lo que se ha escrito al respecto. De acuerdo a revisión bibliográfica y a fuentes de información diversas, como periódicos, revistas y artículos especializados impresos y en internet, así como documentos oficiales que se produjeron y discutieron a raíz de la reciente reforma energética petrolera en México 10 y aprobada en noviembre de 2008 (Jiménez, 2008) preocupa el problema del déficit en petrolíferos. Por ejemplo PEMEX, en su diagnóstico sobre la situación de la empresa y del sector, hace referencia a que a pesar del aumento de la capacidad de proceso (reconfiguración de sus refinerías en Cadereyta y Madero: 150 mil barriles diarios), la capacidad del Sistema Nacional de Refinación (SNR) sigue deficitaria. Y en la actualidad, se importa ya poco más del 41% de la demanda total de gasolinas. Y, por parte, de la iniciativa privada se ha venido hablando cada vez más del problema. Por ejemplo a raíz de los debates que se generaron durante el 2007 y parte del 2008 sobre la reforma energética en México, se realizó, a iniciativa del Foro Consultivo Científico y Tecnológico (FCCyT), una serie de mesas de debate y conferencias, para tratar muchos temas de índole energética. Ahí surgieron temas importantes respecto al sector de refinación y los problemas y costos si no se hace lo necesario para subsanarlo. Un punto importante, es señalar que aunque si ha habido el suficiente consenso en muchos de los actores que participaron en la definición del problema, la diferencia radica en las propuestas que se han hecho para resolver o atenuarlo. Por un lado, están las autoridades oficiales con sus propias propuestas, por el otro están las de los grupos políticos de oposición, organizaciones empresariales, intelectuales y académicos; y aunque los primeros son los que más poder de definición tienen sobre el problema, así como para ponerlo en la agenda, de alguna forma están presionados por otros grupos de interés, internos y/o externos. Con esto, se podría decir que aunque se ha hablado, reconocido y hasta definido el problema, no se han emprendido las acciones necesarias. 11 CAPITULO I – LA INDUSTRIA PETROLERA EN MÉXICO, BRASIL Y VENEZUELA 1.1 POLÍTICA PETROLERA La industria petrolera en América Latina, en particular la de los tres países de objeto de estudio de este apartado, ha estado marcada por ciertas singularidades y factores, que tienen que ver con las diferentes políticas energéticas que se han llevado a cabo en cada país, las cuales se derivan de la valoración de las reservas probadas y la relación de tenor nacionalista de la legislación, de la estructura de su matriz energética, así como los niveles de producción, consumo, e inversión, al igual que la balanza comercial y en cuenta corriente; éstas últimas relacionadas con el crudo en el mercado internacional. 1.1.1. La Política Petrolera en México En México se han vivido al menos tres grandes etapas en cuanto a la política petrolera, cada de una de las cuales determinadas por la consagración del petróleo en la Constitución Nacional, como patrimonio nacional y base fundamental para el desarrollo. La primera etapa, antes de la nacionalización en 1938, fue de amplia participación privada extranjera, por lo que la inversión, exploración, producción y comercialización del petróleo estaba sujeta a los intereses propios de las empresas extranjeras principalmente. De hecho , para inicios de la Primera Guerra Mundial, México se colocó como el tercer productor a nivel mundial y proveía alrededor del 20% de la demanda mundial de crudo (Fontaine y Puyana, 2008). Para la segunda etapa, que se da con la nacionalización del petróleo en 1938 y hasta finales de los setenta, la política petrolera se enmarcó como la palanca del desarrollo industrial, bajo el modelo de industrialización por sustitución de importaciones, 12 dirigiéndola el gobierno a través de la creación de PEMEX. La política consistió en dar apoyos, subsidios y transferencias a los diferentes agentes productivos de la economía. Hubo, en esta etapa, una fuerte inversión en todas las áreas y cadenas productivas de la industria, impactando de manera positiva a los demás sectores económicos del país. La tercera etapa de la política petrolera, (finales de los setenta hasta nuestros días), se inicia poco antes de la implementación del nuevo modelo económico, a razón del descubrimiento del mega- yacimiento de Cantarell en 1971 y que entrara en producción en 1979. La política petrolera mexicana, en los últimos años ha estado sin duda sujeta a varios factores tanto internos como externos. Como factores internos están, primero el incremento de los recursos, precisamente el descubrimiento de Cantarell el cual marcó el nuevo rumbo de la política petrolera, primero al aumentar sustancialmente el nivel de las reservas y de la producción, y, segundo, los altos precios del petróleo, surgidos a raíz de la crisis internacional de la energía en 1973. Estos dos factores coincidieron con el endeudamiento y la crisis de la deuda externa. La disponibilidad de reservas permitió, en cierta manera tener una mejor capacidad de endeudamiento del país y la adquisición de deuda. Pero, con el estallido de la crisis, se presionó a intensificar la explotación y las exportaciones de crudo, de suerte que la participación de las exportaciones de crudo en las totales para ese período, ascendió de 37% registrado en 1970 al 78% en 1983. La necesidad de resolver la crisis, obligó a extraer y exportar mayores volúmenes de crudo. Por las exigencias externas, se decidió que los ingresos por exportaciones de crudo se destinarían al pago de la deuda y que se ampliaría la renta petrolera para elevar los ingresos del gobierno federal, por la vía de un régimen tributario excesivo, casi confiscatorio, que ha prevalecido hasta nuestros 13 días, con un promedio de 35% de aportación fiscal en los últimos cinco años (Valdivia, Gil: 2008). Otro factor interno a considerar es la construcción de la matriz energética nacional. Dicha matriz se compone en alrededor de un 90% de energías provenientes de hidrocarburos, siguiéndole después la electricidad y la generada por biomasa. Así, la política energética en general gira alrededor principalmente de hidrocarburos y de éstos el petróleo. Añadiendo y sin entrar en mayores detalles, también están los intereses que representan, por una parte, el sindicato petrolero y, por la otra, los intereses de los gobernadores y otros grupos de interés, tanto del ámbito público como privado. Todos ellos participan, directa o indirectamente en la toma de decisiones sobre el destino y apropiación de la renta petrolera (Gómez Cruz: 2008). Otro factor importante, es el papel de México como uno de los abastecedores seguros y constantes de energía (petróleo) de EE.UU. Como resultado de esto, la política petrolera ha tendido cada vez, a tener mayor participación de inversionistas privados, en algunos segmentos de la cadena de valor, ya sea por medio de contrato de servicios o del mecanismo de financiamientos. Ernesto Martens, entonces Secretario de Energía, al presentar el Programa Sectorial de Energía 2001-2006 (PND, 2001-2006), afirmó que la participación de capitales privados en el sector energético sería la piedra angular de la política energética. Y posteriormente Barnés de Castro, Subsecretario de Hidrocarburos, precisó cómo hacerlo, bajo la estrategia de que México tendrá la energía que necesita con la combinación de esfuerzos entre la inversión social y privada en la exploración y producción. Con estos argumentos se planteó y aprobó la 14 reforma energética del año 2008. Para garantizar la participación privada se crearon los contratos incentivados para explorar y explotar crudo, referidos al artículo 53° de la Ley de Pemex (H. CONGRESO DE LA UNIÓN C. D., LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS, 2008), El Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, que entró en vigor el 23 de septiembre de 2009, prevé expresamente en su Artículo 4°,”…que Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios podrán construir y operar sistemas, infraestructura, plantas, instalacione s, gasoductos, oleoductos, y toda clase de obras conexas o similares para la mejor realización de sus actividades relacionadas con la Industria Petrolera Estatal y las demás previstas en la Ley Reglamentaria… y en la Ley de Petróleos Mexicanos. Es importante señalar que este enunciado no reserva en forma exclusiva para Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios las actividades mencionadas en su artículo 4°, pudiendo por lo tanto dichas entidades contratarlas con empresas privadas. (H. CONGRESO DE LA UNIÓN C. D., REGLAMENTO DE LA LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27 CONSTITUCIONAL EN EL RAMO DEL PETRÓLEO, 2009). En cuanto a factores externos, está por ejemplo el papel que juega tanto la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP); la cual, en particular ha sido determinante en la oferta mundial de petróleo, que provee casi el 60% de las exportaciones, el 40% de la producción y contar con alrededor de tres cuartas partes de las reservas mundiales de dicho energético. También están los productores fuera de esta organización, así como el de los grandes consumidores agrupados en la Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés). Y a nivel regional, está el acuerdo del ASPAN, que una de sus acciones 15 indica la creación de un portal de información energética trilateral, que facilite el intercambio de información en este sector (Exteriores, 2005). Sin duda, todos estos factores de alguna forma influye en la política petrolera del país. Algunos resultados de la política petrolera nacional, son: la sobreexplotación de yacimientos y la inversión enfocada a la producción de crudo para exportación; abandono o reducción de inversiones en exploración, refinación y petroquímica; la fragmentación de la industria en cua tro empresas subsidiarias y una dirección corporativa general; las importaciones de petrolíferos y petroquímicos; la cesión y adjudicación de contratos para que empresas extranjeras realicen algunas actividades, como estudios de geología, sismología, perforación, servicio a pozos, ingeniería y construcción de instalaciones y ductos, operación de redes de ductos de distribución, buque tanques, flotillas de pipas de gasolina, transporte aéreo, construcción de plataformas marinas, etc., que en teoría y por mandato constitucional debía cumplir solo PEMEX (Frente Amplio Progresista, 2008). 1.1.2. La Política Petrolera en Brasil Antes de describir, de manera general, la política petrolera en Brasil, es importante señalar que hay una diferencia muy significativa con respecto a la constitución como empresa entre PEMEX de México y PETROBRAS de Brasil, lo que incluso puede explicar en gran medida las diferencias en las políticas petroleras al menos en los últimos años. Mientras que PEMEX es un empresa estatal, en la segunda, el Estado brasileño tiene una participación “minoritaria” con el 32.2% de las acciones, a las que se añade el 7.6% de acciones que posee el Banco Nacional de Desarrollo Económico (BNDES). El resto de las 16 acciones la tienen diversos accionistas, incluso extranjeros (entre ellos George Soros) que se negocian en las principales bolsas de valores del mundo (Latinforme, 2009). Aunque cabe señalar que PETROBRAS también surgió como una empresa totalmente estatal, y al igual que en México las reservas son patrimonio nacional. Se puede decir que la política petrolera comienza en Brasil al iniciarse la explotación comercial a inicios de la década de 1940. En 1953 se crea PETROBRAS la empresa estatal con características similares a las de PEMEX, es decir que por ley posee la propiedad de todos los yacimientos que se encuentren dentro de su territorio. A partir de 1984, gracias al descubrimiento de grandes yacimientos en aguas profundas empieza a elevar significativamente sus volúmenes de producción de crudo; pero solo hasta 1998 alcanza una producción de alrededor de un millón de barriles diarios (mmbd), lo que significaba para ese momento cubrir al menos el 58% de su consumo interno. Cuatro años después, la producción aumentó en medio mmbd, para cubrir el 85% del consumo interno. En 2005 Brasil se vuelve autosuficiente en el sector de hidrocarburos, también gracias al apoyo de su industria de biocombustibles que viene desarrollando desde los años setenta, con el consumo de etanol incremental. Todos estos avances en Brasil se consideran extraordinarios, más porque casi todos su desarrollos han sido costa afuera (off shore). PETROBRAS se ha especializado, desde su origen en la exploración y explotación de yacimientos de este tipo, por lo que actualmente se le considera como una de las primeras empresas líderes en tecnología de exploración en aguas profundas (superior a los 2,200 metros). 17 Cabe preguntar: ¿Y cómo obtuvo estos resultados exitosos?, Hay varias respuestas. Primero, porque Brasil ha tenido, por así decirlo una política petrolera con mayor orientación de mercado que totalmente estatizada. Aunque lo importante es tener en cuenta que el gobierno brasileño nunca ha dejado la dirección de dicha política en manos de las empresas privadas, sino que más bien ha sabido llevar con ellas diversos tipos de proyectos en conjunto. Algunos aducen que es a partir de la década de los noventa, cuando Brasil que decide abrir su mercado petrolero y permitir que llegara más competencia y, como consecuencia, PETROBRAS se tuvo que modernizar y volver más eficiente, mientras los inversionistas hicieron que la exploración se disparara en todo el país. Resultado de ello, es que en la planificación estratégica y desarrollo tecnológico en prospecciones y perforaciones, ha tenido mejores resultados que el promedio mundial el cual se ubica no más allá del 25%, cuando en Brasil los resultados son casi del 50% en éxito exploratorio, sin contar que estos en su mayoría han sido en aguas ultra profundas y de difícil acceso. Un resultado impresionante son los mega yacimientos encontrados y uno de ellos el Carioca (llamado oficialmente Pan de Azúcar), con un “estimado” de reservas por el orden de los 33 mil millones de barriles, por lo que se le consideraría el tercer mayor campo, superado sólo por el saudita Ghawar y el kuwaití Burgan (Latinforme, 2009). PETROBRAS ha ganado diversas licitaciones para explorar y explotar aguas ultra profundas, en el Golfo de México, en la parte estadounidense, en el Mar Negro, en zona de Turquía, y lo mismo sucede en una negociación con Cuba. En los últimos diez años adquirió también concesiones en el Perú, y compró la empresa argentina PECOM, para así convertirse en la segunda empresa en ese país; tambié n adquirió activos importantes de la 18 transnacional Shell, en Colombia, Paraguay y Uruguay, con el fin de extender la comercialización de sus productos; y negociar contratos y concesiones en varios países luso-parlantes de África. Esta trayectoria explica que, entre agosto de 2002 hasta el treinta de abril de 2008 las acciones de Petrobras en la bolsa de Nueva York se hubieran revalorizado un 912%. En este sentido, parece que Brasil tiene bien definido cómo encaminar su política en el sector. Por ejemplo hace unos tres años PETROBRAS anunció un plan quinquenal de inversiones (2009-2013) por 174.000 millones de dólares, esto a pesar de la caída de los precios del crudo y de la crisis del sistema económico mundial, lo que demuestra que su estrategia no es coyuntural (Sangronis Padrón, 2010). 1.1.3. La Política Petrolera de Venezuela La política petrolera en Venezuela, tiene algunas similitudes con la política petrolera en México. Por ejemplo, la industria petrolera en Venezuela empezó a ser importante desde 1917. Para 1925 los ingresos por exportación de crudo empiezan a generar más divisas que las mercancías de exportación tradicionales como el café y el cacao y, en si casi todo el siglo XX la principal fuente de ingresos del Estado ha sido por la actividad del petróleo (Quintero & Aponte, 2008). De hecho, al igual que en México, al menos en los últimos cuarenta años, el presupuesto en cada ejercicio fiscal en Venezuela está sujeto a esta actividad y a las fluctuaciones de los precios internacionales del crudo, aunque Venezuela si tiene capacidad de influir en la OPEP, la trayectoria de éstas. En pocas palabras su 19 economía igualmente está petrolizada, incluso al parecer más que la de México, ya que al menos en este último están más desarrolladas otras actividades. Por otro lado, el ex Economista Jefe de Petróleos de Venezuela S.A. (PDVSA), el Dr. Ramón Espinasa, mencionaba que “Durante décadas el petróleo fue percibido exclusivamente como fuente de ingresos para fomentar el desarrollo de la economía nacional. Sembrar el Petróleo sintetiza un modelo de desarrollo nacional el cual tuvo como orientación de política petrolera maximizar la renta por barril para destinarla al desarrollo no petrolero. Esta orientación de política tuvo dos pilares básicos. Por un lado, la percepción del inminente agotamiento de las reservas y, con ello, que la actividad petrolera fuera vista siempre como efímera y transitoria y por otro, el carácter de enclave extranjero de la industria petrolera, con muy pocos efectos encadenantes” (Espinasa, 1999: 1). Pero, al parecer este sustento, que prevaleció en la política petrolera venezolana desapareció con los choques petroleros de los años setenta y la nacionalización. De la percepción de agotamiento se pasó a la certeza y, por lo mismo, a la seguridad de reservas ampliamente suficientes y al cambio de la ruta de la política petrolera. Dicha nacionalización se dio según con una amplia participación de sectores diversos de la sociedad venezolana, para proclamarla en 1976 (casi cuarenta años después que México), legislándola para que el Estado tomará por completo todas las actividades relacionadas a esta industria. Aunque quedó un espacio, y de hecho muy polémico, él cual estableció la posibilidad del Estado a asociarse con el capital privado (art. 5) para “fines específicos”, siempre que conviniera a interés público. Y con esto se constituye PDVSA, que enfocó su 20 política en poner énfasis en la exploración de nuevas reservas, la formulación de un plan de explotación en la potencial Faja del Orinoco, en la modernización e investigación en tecnología, así como buscar una expansión no solamente nacional sino internacional; acciones éstas que nunca se concretaron bajo el anterior esquema de concesiones. Aunque su política petrolera, tuvo desde antes algunos avances importantes, como el de crear y pertenecer a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), que le ha dado en cierta forma un papel importante a Venezuela en el contexto internacional e incluso hasta una mejor posición de negociación (Quintero y Aponte, 2008) En cuanto a la forma de apropiarse de una mayor renta por la vía fiscal, la política petrolera de los últimos años en Venezuela se ha apoyado más por financiarse por medio de las regalías y dividendos los cuales en conjunto han representado ya hasta el 90%, del impuesto sobre la renta (ISLR). Esta manera de financiarse, privilegiando las regalías y los dividendos de PDVSA como fuentes fundamentales del ingreso fiscal petrolero, y minimizando el impuesto sobre la renta, es causa determinante del fortalecimiento del Estado rentista (Maza, 2004: 68). Venezuela, también ha avanzado en la internacionalización de esta industria, la cual se inicia en la década de los ochenta, bajo el interés de posicionarse mejor en los mercados internacionales, principalmente en los de EE.UU. y Europa, para sacar de mejor manera sus crudos pesados y extrapesados, así como para adquirir refinerías para asegurar el acceso de productos a los consumidores finales. De hecho PDVSA tiene actualmente la operación de 21 refinerías en conjunto con otras empresas en EE.UU., Europa y en el Caribe (Mora Contreras, 2009) Algunos resultados de esta política petrolera son: primero, el Estado venezolano no sólo percibe una renta mayor debido al cambio en los contratos con las empresas extranjeras, y a los altos precios del petróleo y no a aumentos en el volumen exportado; segundo, que hay participación de las empresas petro leras privadas. Y no obstante su marcado y manifiesto nacionalismo, el gobierno de Venezuela ha continuado con la apertura del sector de los hidrocarburos a la inversión extranjera privada. Tercero, independientemente del conflicto discursivo-político entre los gobiernos de Venezuela con el de EE.UU., no han dejado de hacer negocios en el sector. Venezuela le vende a EE.UU., en promedio en los últimos años, tanto petróleo como México. 1.2 SISTEMAS DE CONTRATOS Los contratos, han sido también un elemento que ha distinguido el proceder de los tres países en sus políticas petroleras, por lo que resulta importante al menos mencionar, cuál ha sido el esquema que se ha llevado en cada uno. Una de las premisas más relevantes que se establecen en los marcos legales del sector petrolero, son los contratos de exploración, explotación, comercialización y demás actividades. Es la relación que se da entre el Estado, como poseedor del recurso agotable, y 22 el operador o empresas con quienes se comparten estas actividades. Dichas relaciones se pueden englobar en algunos puntos clave, como la división de la renta petrolera, compartir riesgos tanto en exploración como en producción, el cuidado técnico de los yacimientos, el manejo de los precios, así como en la definición de la oferta y mercado. Generalmente esos contratos detallan tanto los derechos y obligaciones de las dos partes, gobierno y operador. En general la modalidad de contratos se pueden agrupar en tres tipos: 1) contratos de producción compartida, donde se le permite al operador del campo recuperar sus costos de operación (opex) y de capital (capex) antes de la división de ingresos con el Estado; 2) contratos de servicios, donde el operador del campo recibe un monto de recursos, generalmente como porcentaje del ingreso bruto, para cubrir sus opex, capex y obtener una ganancia razonable y; 3) contratos de “impuestos/regalías” donde el operador del campo tiene una principal (aunque no única) obligación con el Estado, que es el pago de impuestos y regalías.”(Medinaceli, 2009: 8). No todos los contratos son iguales en todos los países ya que estos están definidos a partir de las condiciones peculiares de cada uno de ellos, como por ejemplo el tipo de recurso con que cuenten, la abundancia y disponibilidad del mismo, la necesidad que tengan de los ingresos petroleros fiscales; la probabilidad de encontrarlos, el sentido de nacionalismo prevaleciente en cada país respecto a sus recursos naturales, lo s recursos con que cuentan para explotarlos (humanos, conocimiento y tecnología), la presión del sector privado para participar en él, etc.. Una forma de resumir los tipos de contratos que existen en el mundo en el sector petrolero, es como la que se muestra en la figura 1.1. 23 FIGURA 1.1: Tipos de Contratos Petroleros FUENTE: Elaboración propia, con base a la propuesta de Johnston (Johnston, 2002). Por ello es muy importante saber cómo y quienes asumen los riesgos de operación en el sector petrolero. Y de ello se concluye, que por ejemplo , en algunos casos sólo lo hace el Estado y simplemente contrata a compañías de servicios las cuales se limitan a realizar determinadas actividades y operaciones, como la perforación de pozos, mantenimiento, asesorías, etc., por lo que si se llegara a descubrir un pozo “seco”, poco o nada rentable, el Estado asume la totalidad del riesgo y la pérdida de los recursos invertidos en exploración, este caso ejemplifica la política contractual mexicana. Por otro lado, en ocasiones son las compañías las que asumen totalmente los riesgos de la operación de las diversas actividades según los acuerdos con los Estados; pero a veces estos riesgos también se comparten; como son los casos tanto de Brasil como de Venezuela. 1.3 SITUACIÓN FINANCIERA DE PEMEX En este apartado sólo se considerará la situación financiera actual o más reciente y limitándose en concreto a PEM EX, y solo al final se mostrará de manera general un comparativo con PETROBRAS y PDVSA). 24 La situación financiera de PEMEX en los últimos cinco años, como se muestra en el cuadro 1.1, es resultado principalmente de las decisiones tomadas por el Ejecutivo Federal, por conducto de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) sobre el régimen fiscal al que se ha sometido a la empresa en al menos las últimas tres décadas, que ya muchos especialistas han llamado depredatorio o confiscatorio, ha comprometido en cierta forma tanto ingresos petroleros presentes como futuros. Algunos números importantes de este rubro, son los siguientes: CUADRO 1.1: Situación Financiera de PEMEX, miles de millones de pesos (mmdp) RUBRO 2004 2005 2006 2007 2008 Ventas 718.9 908.4 1,062.50 1,139.30 1,329.00 Exportación 294.9 378.9 463.2 483.4 562.1 Ventas en el país, de gas seco 71.1 81.1 78 82.3 106.8 Ventas en el país, de petrolíferos 304.7 382 446 486 543 Rendimiento de operación 455.2 498.8 581.3 593.7 571.1 Resultado integral de financiamiento 7 -4.5 -23 -20 -107.5 Impuestos, derechos y aprovechamientos 474.3 580.6 582.9 677.3 771.7 Rendimiento Neto -25.5 -76.3 45.3 -18.3 -112.1 EBITDA* 506.6 595.7 786.2 833.7 969.6 Estado de resultados FUENTE: Elaboración propia, con datos de PEMEX. PEMEX en cifras, 2009. * EBITDA (Por sus siglas en inglés), se refiere a los ingresos antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización. El cuadro 1.1, muestra varios elementos importantes, que son la consecuencia de algunos factores, entre los que destacan, por un lado, que PEMEX ha tenido un buen desempeño por el lado de los ingresos, derivado de la elevada producción la cual tuvo su pico en 2004 (3,824 miles de barriles diarios); los altos volúmenes de exportación de crudo, y por los 25 altos precios del petróleo en los últimos años, (2000 a 2008 ). Esto generó por ejemplo tan sólo durante el sexenio de 2000-2006, la entrada de cerca de 70,000 millones de dólares. Pero su resultado en el rubro de rendimiento neto de los respectivos años señalados en el cuadro, resultaron todos negativos, siendo el año 2008 con el peor desempeño que mostró, un rendimiento neto negativo del orden de 112.1 mmdp. Esto se debió principalmente, al crecimiento de los impuestos, derechos y aprovechamientos, y a la expansión del financiamiento por medio de un mecanismo llamado, Proyectos de Infraestructura Diferidos en el Registro del Gasto, PIDIREGAS.5 Pero por otro lado, PEMEX se ha encontrado entre las primeras empresas petroleras con mejores desempeños operativos; por ejemplo, en 2006 su rendimiento antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, el EBITDA, superó los 72 mil millones de dólares, monto que sólo fue inferior al de la más grande petrolera mundial, la Exxon-Mobil, pero superior en 24% al de Royal Dutch Shell y 60% mayor que el de la BP (Valdivia, 2008:79). Pero en los últimos años PEMEX dejó la lista de las 10 empresas petroleras más grandes del mundo, debido a su menor producción, menores activos, mayores pérdidas después de impuestos y crecientes pasivos. En el siguiente cuadro se muestra la situación de la paraestatal mexicana frente a las petroleras estatales brasileña, Petrobras; la venezolana, PDVSA; y la noruega Statoil, ésta última con fines solamente ilustrativos. 5 PIDIREGAS: Es un concepto que surge en la administración del presidente Ernesto Zedillo, y que ha servido desde entonces, como un mecanismo de financiamiento (endeudamiento) para que PEMEX pueda seguir realizando sus actividades principalmente en exploración y producción. 26 CUADRO 1.2: Situación Financiera por Empresa Petrolera. Situación financiera 2007 PEMEX PETROBRAS PDVESA STATOIL Activos 122,502 129,715 107,672 77,563 Pasivos 117,799 37,736 51,610 48,820 Ventas 104,500 112,425 96,242 96,053 Producción 3.4 mdbd 1.9 mdbd* 3.3 mdbd 1.7 mdbd Reservas Probadas 14.7 mmdb 11.5 mmdb 16.9 mmdb 6.0 mmdb Costo por barril 4.30 dólares 8.60 dólares 3.93 dólares 3.93 dólares FUENTE: Elaboración propia, con base a información tomada de CNNExpansión.com. Nota, mdbd (millones de barriles diarios), mmdb (miles de millones de barriles ). * Promedio enero-febrero de 2008. En el cuadro 1.2, PEMEX destaca por estar prácticamente en quiebra técnica, ya que sus pasivos son 96% del total de los activos. En años anteriores a 2008 fueron mayores a este porcentaje (CNN, Pemex frente a otras paraestatales, 2008). En tanto, las ventas de la compañía mexicana son ligeramente superiores a la noruega, pero la plataforma de producción de Statoil es la mitad de la de PEMEX; esto nos sugiere, que la empresa noruega está más desarrollada en toda la cadena de valor de la industria petrolera, además de su desarrollo y penetración en el mercado internacional, mediante el mecanismo de asociaciones y de participación privada, produciendo bienes y servicios de mayor valor agregado. 1.4 VARIABLES DE MERCADO La parte operativa de los tres países, es la que mejor nos puede describir cual es el desempeño real de cada una de las variables en varios rubros de suma importancia, como lo 27 son: el nivel de reservas de crudo, su nivel de producción, consumo, así como el de su balanza del sector. 1.4.1 Reservas de petróleo Las reservas de crudo a nivel mundial de hace 10 años (2000) se colocaron en alrededor de los 1016.77 miles de millones de barriles, y para el cierre de 2009 ya estaban en aproximadamente 1342.20 miles de millones de barriles, es decir se dio un incremento de 32%, con una tasa media de crecimiento anual (tmca) de 2.8%. No quiere decir que fue homogéneo, dicho crecimiento, ya que hay algunos países que perdieron reservas y posiblemente por agotamiento como por malos resultados de prospección de pozos. Para países como México por insuficientes inversiones en esta área. Los resultados en este rubro durante los últimos diez años para los tres países de objeto de estudio, fueron los siguientes. Para México al cierre del 2000 tenía unas reservas de petróleo de 28.39 miles de millones de barriles, pero al cierre de 2009 las reservas se colocaron en 10.50 miles de millones de barriles, es decir cayeron en cerca de una tercera parte entre estos dos períodos, y a una tmca de – 9.46%, con una disminución absoluta de 17.89 miles de millones de barriles, aunque este resultado más bien se atribuye a las nuevas metodologías utilizadas por la Comisión de Valores de Estados Unidos (SEC, en inglés). Respecto a Brasil, aumentó sus reservas de 7.35 miles de millones de barriles a 12.62 miles de millones de barriles, con una tmca de 5.54%, un aumento en términos absolutos de 5.27 miles de millones de barriles; y Venezuela, la incrementó de 72.6 miles de millones de barriles a 99.3 miles de millones de barriles, con una tmca de 3.18%, pero con un aumento muy significativo en términos 28 absolutos de 26.7 miles de millones de barriles, para el mismo período. Visto de otra forma, tanto Venezuela como Brasil han visto incrementar cada año sus niveles de reservas, mientras que por el contrario, en México se han disminuido de manera importante. CUADRO 1.3: Reservas de petróleo (miles de millones de barriles de petróleo crudo) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 TCMA % / Total Brasil 7.36 8.10 8.46 8.32 8.50 10.60 11.24 11.77 12.18 12.62 5.55 0.94 México 28.40 28.26 26.94 12.62 15.67 14.60 12.88 12.35 11.65 10.50 -9.47 0.78 Venezuela 72.60 76.86 77.69 77.80 77.80 77.23 79.73 80.01 87.04 99.38 3.19 7.40 Mundo 1016.77 1028.13 1031.95 1213.11 1265.03 1277.23 1292.94 1316.66 1332.04 1342.21 2.82 100.00 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de Energy Information Administration (EIA). 1.4.2 Producción de Petróleo La producción de petróleo a nivel mundial para el año 2000 fue de 68.5 millones de barriles diarios (mmbd), y para el 2009 se produjeron 73.7 mmbd, es decir un incremento de 5.2 mmbd y con una tmca de 1.11%. Con respecto a México, para el primer año la producción fue de alrededor de 3000 miles de barriles diarios (mbd) y para el fin del período señalado fue de 2,791.50 mbd, con un resultado negativo de 220.61 mbd menos y con una tmca de -0.76%. Mientras que para el mismo período, Brasil tuvo una producción de 1,269 mbd, y de 1,812 mbd, con un incremento positivo absoluto de 543.23 mbd mas y con una tmca de 3.63%; y Venezuela una producción inicial por 3,155 mbd y con 2,394 mbd al final del período, éste con un resultado negativo de 760.98 mbd y con una tmca de – 2.72%. En este rubro, sólo Brasil vió incrementada su producción de manera importante y además con una tasa positiva, mientras que en México se ha ido reduciendo a partir de 2005 y en Venezuela prácticamente ha ido cayendo a partir del año 2000, con un ligero repunte entre 2004 y 2005, pero con una caída seguida en los siguientes años. En cuanto a su participación a 29 nivel mundial, ésta ha sido de la siguiente manera: México con un 3.79%, Brasil con 2.46% y Venezuela con una participación de 3.25%. Esto igual se puede observar en el siguiente cuadro 1.4. CUADRO 1.4: Producción de Petróleo, por país (mbd). 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TCMA % / Mundial Brazil 1269.00 1295.15 1455.19 1496.11 1477.37 1633.57 1722.73 1748.00 1812.23 3.63 2.46 Mexico 3012.12 3127.05 3177.22 3370.89 3383.00 3333.56 3255.65 3075.70 2791.50 -0.76 3.79 Venezuela 3155.00 3010.00 2603.95 2335.19 2556.94 2564.66 2510.55 2432.64 2394.02 -2.72 3.25 World 68494.74 68098.58 67158.12 69432.81 72480.93 73728.13 73446.33 72989.35 73708.99 0.74 100.00 FUENTE: Elaboración propia con base a datos de Energy Information Administration (EIA). 1.4.3 Consumo de Petróleo El consumo mundial de petróleo para el año 2000 fue de 76.7 mmbd y de 85.751 mmbd para el 2008, con un incremento positivo entre los dos períodos con 9.010 mmbd mas, y con una tmca de 1.12%. En cuanto México su consumo para inicio del período fue de 2,030 mbd y para el final del mismo fue de 2,128.46 mbd, con un incremento entre esos años de 92.10 mbd, y a una tmca de 0.44%. En tanto que en Brasil se tuvo un consumo total de 2,166.28 mbd y al final del período se incrementó a 2,485 mbd, con un aumento absoluto de 318.71 mbd y con una tmca de 1.38%. Y en Venezuela, se consumió para el período referido 499.41 mbd y 750 mbd respectivamente, con un incremento de 250.29 a una tmca de 4.14%. Aquí, Brasil es quien más ha consumido, básicamente por tres cosas, el tamaño de su mercado, el ser la economía más grande, y porque es el país que más ha crecido en estos últimos años. En cuanto a su participación en el consumo mundial, esta fue de 2.48%, 2.90% y de 0.87%, de México, Brasil y Venezuela respectivamente; y que en conjunto representaron el 6.25%, apenas un poco más de la cuarta parte de lo que consumió la primer potencia del planeta. (EE.UU. con el 22.74%, igual 19,497.96). 30 CUADRO 1.5: Consumo de Petróleo por país (mbd) 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TMCA %/Mundo Brasil 2166.28 2206.08 2131.60 2055.68 2122.81 2206.22 2287.03 2362.00 2485.00 1.38 2.90 México 2036.36 2008.69 1950.11 1948.58 1995.92 2067.83 2077.51 2139.23 2128.46 0.44 2.48 Venezuela 499.71 544.47 570.67 540.64 552.85 583.15 630.98 713.00 750.00 4.14 0.87 Mundo 76741.28 77468.01 78118.54 79681.17 82456.03 84038.36 85201.67 86138.46 85751.68 1.12 100.00 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de Energy Information Administration (EIA). 1.4.4 Balanza Comercial de Petróleo (en volumen, mbd) El resultado de la balanza comercial de petróleo, también es un buen indicador de cómo evoluciona el sector en cada uno de los países, ya que como veremos en los datos que se muestran más adelante, se da un comportamiento parecido entre México y Venezuela, contrario a lo que se ha dado con respecto a Brasil; de hecho es muy semejante a lo que igualmente se dio con referencia al rubro de la producción; con resultados malos para los primeros y buenos para Brasil. 1.4.4.1 Exportaciones de Petróleo De acuerdo a informes de la Energy Information Administration (EIA), el total de las exportaciones mundiales para el primer año de estudio, el 2000, fueron de 39,380.48 mbd y de 42,308. 86 mbd para el 2008, con un incremento de 2,928.39 mbd, y con una tmca de 0.72% en esos años. México para esos años respectivos, exportó 1,843.43 mbd y 1,505.37 mbd al final del período, con una disminución sustancial de 338.05 mbd, a una tmca negativa de – 2.01%. Brasil que aunque todavía no exporta las cantidades tan significativas de México y Venezuela; esto porque su producción apenas cubre su consumo interno, inclusive hay veces que ha tenido que importar para hacer frente a esa cada vez mayor demanda interna que tiene. Pero a la vez, es quien sí ha visto cada año aumentar en mayor 31 proporción sus exportaciones, debido a sus incrementos de éxito en exploración y producción de pozos recientemente. Por lo que a inicios del período de estudio, en el 2000 exportó apenas la módica cantidad 19.52 mbd, y al final del período en 2008, sus exportaciones ya estaban en los 425 mbd, es decir un gran salto de 405.48 mbd mas, y con una extraordinaria tmca de 36.08%. Por otro lado, Venezuela para el período referido, empezó con unas exportaciones de 2,094.30 mbd, mayores a las de México en 250.27 mbd y ni se diga mucho mayores a las de Brasil, pero al final del período termino exportando 1,360 mbd; ahora menos que México en 145.37 mbd, y apenas poco más de tres veces a lo de Brasil, cuando al inicio del periodo sus exportaciones eran 107 veces mayores a este; su tasa ahora representó una tmca negativa de -4.23%. Y en cuanto a su participación con respecto al total mundial en 2008, fue de la siguiente manera. México represento el 3.56%, Brasil el 1%, y Venezuela el 3.21%. 1.4.4.2 Importaciones de Petróleo Respecto a este rubro, sólo se tienen datos de Brasil. Por el tamaño de su economía, del mercado, así como su dinamismo que ha venido mostrando, se ha visto obligado en cierta forma de tener que importar cantidades significativas de este recurso para hacer frente a las exigencias de su mercado interno, cada vez por cierto en mayor crecimiento. Por lo que los resultados para dicho período, fue el siguiente, para 2000 importo la cantidad de 399.37 mbd y para el cierre del año 2008, termino importando la cantidad de 408 mbd. De hecho sólo a partir de 2006 empieza a tener una balanza comercial positiva en este sector, y con una participación mundial en las importaciones de casi el 1%. 32 CUADRO 1.6: Balanza Comercial Sectorial del Petróleo (mbd) EXPORTACIONES 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Brasil 19.52 20.96 234.93 241.74 230.17 269.60 361.67 415.00 425.00 México 1843.43 1882.54 1913.09 2114.42 2117.97 2021.56 2001.69 1808.30 1505.37 Venezuela 2094.30 1947.09 1621.90 1535.00 1587.40 1571.01 1446.28 1392.00 1360.00 IMPORTACIONES 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Brasil 399.37 419.74 381.91 351.24 449.54 378.67 360.00 437.00 408.00 México 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 Venezuela 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 SALDO COMERCIAL 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Brasil -379.84 -398.78 -146.97 -109.50 -219.38 -109.07 1.67 -22.00 17.00 México 1843.43 1882.54 1913.09 2114.42 2117.97 2021.56 2001.69 1808.30 1505.37 Venezuela 2094.30 1947.09 1621.90 1535.00 1587.40 1571.01 1446.28 1392.00 1360.00 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de Energy Information Administration (EIA). 1.5 PRECIOS DEL PETRÓLEO Los precios, según la teoría económica, son el principal indicador del comportamie nto de ciertos productos, están sujetos generalmente a las fuerzas de la oferta y la demanda, pero en el caso del precio del petróleo está determinado por múltiples factores. El petróleo dada la baja elasticidad precio e ingreso de la demanda, los precios se relacionan con los excedentes de la capacidad utilizada. Otros factores también influyen en el precio del petróleo, y a veces son más importantes; como por ejemplo, tomar la decisión sobre las cuotas de la OPEP; los aumentos en los costos de produc ción (tecnologías más costosas, yacimientos más difíciles y profundos, servicios del sector más caros, etc.); inestabilidad políticas en ciertas regiones, búsqueda de energías alternativas, etc. 33 Con lo anteriormente expuesto, en general se podría deducir que la formación y dinámica del precio internacional del petróleo, influye en la dirección de la política petrolera de cada uno de estos tres países, aunque de manera distinta. Para México y Brasil que son tomadores de precio y no participan ni en la OPEP ni en la AIE, actúan de manera “unilateral” en el mercado internacional de este producto y que por el tamaño de su oferta individual no serían capaces de influir de manera importante en la determinación del precio . En tanto para el caso de Venezuela, por el papel que juega al ser parte de la OPEP, si influye en la construcción del precio internacional del petróleo, mediante el mecanismo de cuotas de producción, además de que es el único de los tres con una cierta capacidad excedentaria para ayudar a ampliar la oferta, en situaciones de gran volatilidad. 34 CAPITULO II: LA INDUSTRIA DE REFINACIÓN DE PETROLIFEROS EN MÉXICO, BRASIL Y VENEZUELA 2.1 La Industria de Refinación El petróleo crudo para ser usado se debe de someter a un proceso de conversión de energía primaria a secundaria, llamado refinación. La refinación es el conjunto de procesos que se aplican al petróleo crudo con la finalidad de separar sus componentes útiles, para así adecuar sus caracter ísticas a las necesidades de la sociedad como insumos industriales o productos de consumo finales. Este proceso se lleva a cabo en una refinería, que es el centro de trabajo donde el petróleo crudo se transforma en derivados. Esta transformación encierra una serie de procesos físicos y químicos para obtener, mediante procesos de: destilación atmosférica, destilación al vacío, hidrodesulfuración, desintegración térmica, desintegración catalítica, alquilación, coquización y reformación entre otros. 6 De los productos derivados del crudo se encuentran una gran variedad. Para el presente trabajo solo se tomaran en cuenta los combustibles y se dejaran de lado los solventes, lubricantes, asfaltos y productos químicos. Por tanto, los combustibles objeto de análisis, se agrupan en cinco: gas LP, gasolina, diesel, combustóleo, y otros (gasavión, turbosina y kerosene). Estos son los que mayormente representan tanto la demanda, la oferta, así como los más altos niveles de comercialización en general. Sus principales usos están en el sector del transporte, industria, generación eléctrica y para el uso doméstico. 6 PEMEX, Glosario de términos usados en la industria petrolera. 35 § Gas LP: se utiliza principalmente para uso doméstico en estufas para la cocción de alimentos, y recientemente también se usa como combustible para el transporte e industria. § Gasolina: es utilizada en los motores de combustión interna de automóviles principalmente. Es el combustible de mayor demanda. § Diesel: se utiliza principalmente como combustible en el parque vehicular pesado con motores diferentes a los de gasolina. Por ejemplo, camiones de carga de servicio ligero y pesado, autobuses de servicio urbano y foráneo, locomotoras, embarcaciones, maquinaría agrícola, industria y de la construcción. § Combustóleo: se utiliza básicamente en grandes plantas termoeléctricas y en las calderas de los buques. § Otros: turbosina y gasavión, como combustibles para distintos tipos de aeronaves, y el keroseno, como combustible para el sector tanto doméstico como industrial. 2.2 La Industria de Refinación a nivel Mundial Una de las particularidades de la industria de refinación, es que en general el desarrollo de ésta se encuentra en los centros de consumo. Por lo que a pesar de que la mayor parte tanto de reservas como de la producción de petróleo se encuentran en el Medio Oriente, la mayor capacidad de refinación se localiza en Asia, Europa y Norteamérica. Según datos de Brithish Petroleum (BP), para el cierre de 2008 con una capacidad de refinación mundial de 36 88,267 mbd, 25,098 mbd (28.3%) se localizaba en Asia, 25,086 mbd (28.3%) en Europa y 21,035 mbd (23.7%) en Norteamérica; contra apenas 7,592 mbd (8.6%) en Oriente Medio, principal productor de crudo.7 A nivel mundial, la demanda de petrolíferos ha mantenido un crecimiento sostenido en la última década y México no es ajeno a esta tendencia. De hecho a lo largo de los últimos años, las inversiones mundiales en este sector han sido altas y nuevos proyectos están en construcción. Esto se explica por el crecimiento de la demanda de petrolíferos, en especial por parte de las naciones en desarrollo, como Brasil, Rusia, India y China), y en otros como México, Argentina, Venezuela, Indonesia, Corea del Sur, solo por citar a algunos. Aún con lo anterior, se está dando una cierta tensión en el sector, ya que las inversiones no han sido suficientes. Por otro lado, durante el período de 1997-2007, la tasa media de crecimiento anual (tmca) de la capacidad mundial de refinación fue de 0.9%, frente a una tmca de la demanda mundial de petrolíferos de 1.34%. Este diferencial de tasas se traduce en una menor capacidad de excedente de refinación, que limita la capacidad de respuesta ante fallas contingentes de la producción. En general, para el período señalado en casi todas las regiones se ha mantenido constante la capacidad de refinación, y en primer lugar Europa-Eurasia, después Asia Pacifico, Norteamérica, Medio Oriente, Centro y Suda mérica, por último la región de África. Pero 7 BP Statistical Review of World Energy June 2009. 37 sólo la región de Asia-Pacífico es la que ha tenido un crecimiento muy importante de 9.2% de tmca, y de hecho este crecimiento tiene que ver de manera muy directa con su desempeño en su crecimiento económico. Que incluso, ya casi se empata con la región de Europa-Eurasia, logrando reducir la diferencia en un 93%, destacando en esta región China. Un caso especial, es la región de Norteamérica, integrada por Canadá, Estados Unidos y México, y participa con poco más del 20% de la capacidad mundial de refinación. Estados Unidos concentra el 83.9%, y un 20% de la refinación regional y mundial respectivamente. del total mundial. En tanto México, sólo ha incrementado en el referido período, 20 mbd, pasando de 1520 mbd a 1540 mbd entre 1997 y 2007. Y por último la región que si ha tenido un crecimiento importante es la del Medio Oriente, de 6,006 mbd en 1997 a 7,525 mbd en 2007, un incremento de alrededor del 25%. 8 GRÁFICO 2.1: Capacidad de Refinación Mundial por país en mmbd. FUENTE: Elaboración propia con base a información de BP Statistical Review of World Energy, June 2010. 8 Prospectiva de Petrolíferos 1997-2007, SENER. 38 Como se observa en el gráfico 2.1, once de los quince países con mayor capacidad de refinación han tenid o incrementos, algunos muy importantes como la India, China, Irán, Arabia Saudita, EE.UU., y Brasil. Mientras Rusia, Japón, Italia y Reino Unido, incluso pierden parte de su capacidad de refinación; y el resto apenas con algunos cambios importantes, a excepción de México que se mantuvo sin cambio. CUADRO 2.1: Demanda y Capacidad Mundial de Refinación 1997-2007 tmca 1999 Demanda 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 75,648 76,428 77,032 77,945 79,424 82,261 83,513 84,367 85,619 85,239 84,077 1.06 82,452 82,491 83,487 83,742 83,668 85,049 85,584 86,515 87,687 88,699 90,662 0.95 Cap. de Refinación FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de BP. BP Statistical Review of World Energy, June 2010. 2.3 Política Industrial del subsector de Refinación. En general la política de este subsector gira en torno a garantizar una oferta suficiente y oportuna de combustibles en cantidad y precios. Pero ésta se enmarca de manera diferente en cada uno de los países de objeto de estudio: México, Brasil y Venezuela. En cada uno de ellos, la oferta y la demanda es diferente; esto por el tamaño de su economía, de su población, la capacidad de refinación, la disponibilidad del recurso primario (crudo), la disponibilidad de otras fuentes alternativas de energía, los precios, el tamaño y dinámica de los distintos sectores económicos, etc. 39 2.3.1 Política Industrial del Subsector de Refinación en México En México, según el último documento publicado de Prospectiva de Petrolíferos 9, por la SENER, la política se establece a partir del compromiso del gobierno federal en materia de refinación, que es, el de tener una industria moderna, competitiva y eficiente y capaz de suministrar los combustibles que el país demanda. Por lo que uno de los principales pasos fue la Reforma Energética de PEMEX aprobada en noviembre de 2008, para lo cual se le brinda un marco legal que busca fortalecer más a este sector, dándole una mayor capacidad de ejecución y autonomía para desarrollar sus distintos proyectos. Aunque la política energética del subsector de refinación, está fincada bajo varios principios legales fundamentales que rigen todo el sector petrolero; plasmados en varios marcos regulatorios, emanados de la Constitución, en la cual su característica principal es el de tener dominio directo la nación sobre el petróleo y sus derivados. En este subsector de refinación , la Ley Regla mentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, en materia de Petrolíferos, determina algunas cosas importantes en cuanto a disposiciones, como las siguientes: § Sólo la nación a través de las instituciones u organismos correspondientes podrá llevar a cabo actividades de explotación de hidrocarburos, que constituyan la industria petrolera. § La industria petrolera abarca las actividades de exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano, y demás productos resultantes de la refinación. 9 Prospectiva de Petrolíferos 2008-2017, SENER. 40 § Y cuando se obtengan productos distintos a los básicos, éstos se utilizaran en el mismo proceso productivo o se entregaran directamente a PEMEX. Mientras tanto, quien establece y conduce la política energética en general, es la Secretaría de Energía (SENER) mediante varias acciones, como las que se mencionan a continuación: § Ejerce todos los derechos de la Nación en materia de petróleo y demás carburos. § Conduce y supervisa todas las actividades relacionadas a la energía, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos. § Planea a mediano y largo plazos las actividades del sector energético § Integra el Consejo Nac ional de Energía § También tiene atribuciones para iniciar, tramitar y resolver o imponer sanciones en cuestiones del sector energético. § Y es quien otorga el permiso a PEMEX sobre cualquier obra o ejecución relacionada con la industria petrolera, además de vigilarla e inspeccionarla. § PEMEX Refinación es la subsidiaria encargada de la operación de este subsector. Por otro lado, en los últimos diez años se han realizado inversiones en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) por alrededor de 13,000 millones de dólares, la mayor parte dirigida a reconfiguraciones y modernización de tres de las seis refinerías del SNR. (SENER, Preguntas frecuentes generales sobre la reforma energética, 2008). En este mismo documento, se señala que es urgente una fuerte inversión en el sector, ya que la demanda tan sólo de gasolinas ha crecido a una tasa superior al de la propia economía (un 5%), mientras que la oferta de las mismas, se ha mantenido practicamente sin variación en los últimos 30 años. Para el año de 2008 se calcula que se importaban ya, poco más de 40% del consumo interno de gasolinas, y con un costo de hasta 10,000 millones de dólares por año. 41 Por ello, para hacer frente a esta situación, según las autoridades del sector, se tendrán que hacer inversiones mas grandes tanto en las reconfiguraciones de las otras tres refinerias faltantes (con un costo unitario de entre dos y tres mil millones de dólares cada una), como el de construir de manera urgente al menos una refineria para el 2016 (costo de entre 7,000 y 10,000 mil millones de dólares, para un tren de refinación para procesar 250 a 300 mbd); además de invertir en otras áreas importantes, para al menos corregir en parte el problema de défict en el sector, él cual está empezando a resultar muy costoso para el país. En cuanto a los precios de los productos petrolíferos, en el Artículo 31°, Fracción X de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, se establece que la SHCP, es la encargada de establecer y revisar los precios y tarifas de los bienes y servicios de la administración pública federal, o bien, las bases para fijarlos, escuchando a la Secretaría de Economía y con la participación de las dependencias que corresponda. Y en el Artículo 15°, Fracción V de la Ley de Planeación, de igual forma se menciona que la SHCP se auxilia en el Comité de Precios de Productos Petrolíferos, Gas Natural y Productos Petroquímicos, integrado por la SHCP, SE, SENER, PEMEX, entre otros. Por tanto la “La política de precios de petrolíferos existente en el país, tiene como objetivo el emitir señales económicas apropiadas a través de mecanismos de precios y que reflejen los costos de oportunidad en una economía abierta, de tal manera que se simulen condiciones de mercado en el ámbito del monopolio estatal; además de contar co n mecanismos de fijación de precios que brinden una respuesta rápida a las condiciones de oferta y demanda y lograr transparencia en la integración estos. De acuerdo con la 42 legislación aplicable, existen diferentes modalidades para fijar los precios de venta de los petrolíferos. Para la mayor parte de los petrolíferos (gasolina, Pemex Premium y Pemex Magna, diesel y turbosina), los precios del productor buscan reflejar el costo de oportunidad, es decir, el precio de un determinado producto en el mercado internacional” (SENER, Prospectiva de Petrolíferos 2010-2025, 2010). Y para fijar tanto los precios de productor como al público, se utilizan las siguientes referencias y componentes, respectivamente. CUADRO 2.2: Referencias para fijar precios al productor FUENTE: Cuadro tomado del documento Prospectiva de Petrolíferos 2010-2025, Sener, 2010. Nd, no disponible de acuerdo a la reforma de ley, la CRE será la encargada de determinar la referencia empleada. Todas las referencias empleadas son de la Costa Norteamericana del Golfo de México. CUADRO 2.3: Componentes de los precios de los petrolíferos al público. FUENTE: Cuadro tomado del documento Prospectiva de Petrolíferos 2010-2025, Sener, 2010. 43 Como se puede apreciar tanto en el cuadro 2.2, como el 2.3, la composición de los precios de los petrolíferos es distinta en cada caso, unos porque se basan en precios administrados (gasolinas y diesel) y otros por los costos de oportunidad (combustóleo y turbosina). Y para observar más a detalle esta situación, en el siguiente gráfico 2.2. se muestra como se construye el precio de la gasolina, ya que es el principal combustible comercializado. GRÁFICO 2.2: Estructura del precio de la gasolina FUENTE: Elaboración propia con información de El Financiero, 07 de marzo de 2011, pág. 6. Pero en general todo lo anterior marca lo que debe de hacerse; aunque se ha visto que la industria de refinación en México enfrenta una coyuntura crítica en la que está en juego la seguridad del suministro de combustibles, principalmente la de automotrices. Y como lo reconocen ciertos especialistas, la profundidad y la amplitud de los problemas del sector de refinación, no han sido debidamente reconocidas y sólo pueden explicarse como resultados de largos años de abandono, los esfuerzos que se realizaron en la década pasada fueron insuficientes, y más aún han sido contrarrestados por el deterioro de la infraestructura, 44 como el transporte, almacenamiento, distribución y la capacidad insuficiente que han puesto en riesgo el suministro de petrolíferos. La inversión o mejor dicho la subinversión crónica en refinación y en toda su infraestructura logística contrasta con las grandes y crecientes montos de inversión en exploración y con mayor razón en los de explotación de pozos (Valdivia, 2008). 2.3.2 Política Industrial del Subsector de Refinación en Brasil En el caso de Brasil es diferente, ya que además, todos los segmentos de la cadena de valor del petróleo en Brasil fueron liberalizados en el proyecto de ley del petróleo en 1998, aunque el sector de distribución se abrió antes de esta. El sector está regulado por la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP). Su principal empresa, la paraestatal PETROBRAS está bajo control estatal con 45% de las acciones. Pero a pesar de la apertura de hace poco más de diez años, PETROBRAS ha predominado en todos los segmentos. La empresa controla el 95% de la prod ucción, el 92% de la capacidad de refinación, el 100% de la estructura de transporte y el 32% de la distribución de productos refinados. En el área de aguas arriba (upstream) y el de los segmentos de distribución son los más competitivos, por lo que han tenido mayor éxito en la atracción de inversión privada. En transportación está altamente regulado por Transpetro, empresa subsidiaria de PETROBRAS, que posee la mayor parte de los gasoductos del país. 45 Propiamente en el sector de refinación, sólo se encuentran en el país dos refinerías privadas, las restantes nueve son propiedad de PETROBRAS. Por lo que la participación privada apenas es del 18%. Por otro lado, de acuerdo a informes de CERA (CERA, Brasil Oil Sector Country Profile, 2009), se menciona que no existen en su legislación restricciones oficiales sobre la inversión privada en el sector de refinación; pero hay actores privados que afirman que PETROBRAS les impide el acceso libre mediante el manejo de precios. Ahora en cuanto a los precios de los productos refinados en Brasil, éstos se establecen en función de su precio de producción (salida de las refinerías), transporte y distribución de costos, los márgenes de los intercambios y los impuestos federales y estatales. Sólo por mencionar un caso, el pr incipal combustible, la gasolina tiene una carga fiscal de casi la mitad de su precio final (45%). En general los precios son controlados por PETROBRAS, para que en cierta forma se neutralicen con los precios internacionales, sin embargo sus precios siguen muy de cerca a los del mercado internacional. Y en la distribución de productos refinados, su mercado no está tan regulado, es más competitivo, la ANP sólo regula la calidad del combustible y el mercado. Aquí el sector privado tiene una participación del 68%, no hay restricciones legales fuertes para participar; PETROBRAS apenas controla una tercera parte de esta cadena de valor. 2.3.3 Política Industrial del Subsector de Refinación en Venezuela Su política en la industria petrolera es muy similar a la de México en cuanto a su legislación; de hecho uno de sus artículos así lo describe, “Artículo 12. Los yacimientos mineros y de hidrocarburos, cualquiera que sea su naturaleza, existentes en el territorio nacional, bajo el lecho del mar territorial, en la zona económica exclusiva y en la plataforma continental, pertenecen a la República, son bienes del dominio público y, por 46 tanto, inalienables e imprescriptibles”. La empresa que maneja el sector petrolero, es la paraestatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA). Con respecto al crudo, este representa casi el 90% de las exportaciones, y 55% de los ingresos fiscales. En Venezuela la cadena de valor está de la siguiente forma: el upstream está bajo el control total de PDVSA, aunque se permite la participación privada sólo en asociación estratégica con la paraestatal y no a más del 50%. Pero en cuanto a su transportación, la refinación, la transportación de productos refinados, así como su distribución, PDVSA tiene un control parcial, por lo que en estos subsectores hay más competitividad, es decir hay una participación más activa del sector privado. Propiamente en el sector de transportación de productos refinados, el Estado tiene una mayor participación a través de PDVSA con más del 50%. Por lo que aquí el sector privado si puede participar de manera más directa. En cuanto a la industria de refinación como tal, el Estado se ha apropiado de todas las refinerías existentes dentro de su territorio bajo la tutela de PDVSA. Pero tiene al mismo tiempo una participación muy importante en refinación, fuera del país, que bajo su estrategia de internacionalización, seguida por su paraestatal desde principios de los ochenta y a través de sus filiales en el extranjero ha adquirido de manera ya sea parcial o total la propiedad en 16 refinerías, en el Caribe 3, EE.UU. 5 y en Europa 8; adquiriendo con ello una gran capacidad de refinació n (CERA, Venezuela Oil Sector Country Profile, 2009). 47 2.4 Capacidad de Refinación de México, Brasil y Venezuela. La capacidad de refinación, se refiere a la capacidad por día de operación, y no tanto a la capacidad por día calendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin interrupción, con toda la infraestructura instalada, en tanto que la capacidad por día de calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas (PEMEX, Términos usados en la industria petrolera, 2010). La capacidad de refinación, ha sido mayor en Brasil con respecto a Venezuela y a México. Por ejemplo para el período 2000-2008, Brasil tuvo en promedio una capacidad de refinación de 1,892.93 mbd, pero su tmca fue de -0.06% y una con variación de -0.51% entre el primer y último año. En tanto Venezuela, su capacidad de refinación promedio para el mismo período fue de 1,244.21 mbd, con una tmca de 4.44% y una variación entre el año final del período con el de inicio, de 47.79%, un crecimiento sin lugar a dudas muy importante. De hecho, según con datos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), es a partir de 2007 cuando este país ya supera a México en este rubro, colocándose ahora sólo detrás de Brasil, con una diferencia para el año 2008 de 159.7 mbd. Mientras tanto México, igualmente según datos de la OPEP, ha tenido una capacidad de refinación para dicho período de 1600.67 mbd, y con apenas una tmca de 0.11%, y con una insignificante variación para esos nueve años de cerca del 1%. 48 Por otro lado, en dicho período entre los tres países han contribuido en total con el 60% de la capacidad de refinación en toda Latinoamérica (LA), la cual ha sido en promedio de 8098.72 mbd. Siendo el año de 2007 su mayor participación, con 65.1%. Ahora si observamos que la capacidad de refinación del primer país en este rubro, que es EE.UU., con un promedio de 16,936.12 mbd, y el de la capacidad de refinación total mundial que es de 84,856. 67 mbd en promedio, vemos que LA ni si quiera cubre la mitad de la capacidad de refinación de EE. UU., la cual apenas es casi el 48% de este, y el 9.5% con respecto a su participación en la capacidad de refinación mundial. Por tanto, la participación en la capacidad de refinación de cada uno de estos tres países respecto a LA, es para Venezuela de 15.4%, México con 19.8% y para Brasil de 23.4%, con un total de 58.5%, es decir entre los tres países cubren más de la mitad de la capacidad de refinación de toda la región. Y respecto al total mundial, Venezuela apenas cubre el 1.5%, México el 1.9%, y Brasil el 2.2%, con un total de 5.6%. En el cuadro 2.4, se muestra la capacidad de refinación de cada uno de los tres países de estudio, con fines sólo de comparación para ver el peso de éstos en LA, a nivel mundial y frente al país con la mayor capacidad de refinación del mundo, EE.UU. CUADRO 2.4: Capacidad de Refinación de México, Brasil y Venezuela (mbd). Capacidad de Refinación 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 promedio tmca Venezuela 1,183.20 1,183.20 1,183.20 1,003.80 1,045.70 1,054.30 1,039.80 1,756.10 1,748.60 1,244.21 4.44 México 1,525.00 1,525.00 1,684.00 1,684.00 1,684.00 1,684.00 1,540.00 1,540.00 1,540.00 1,600.67 0.11 Brasil 1,918.10 1,785.80 1,865.10 1,914.10 1,920.10 1,908.30 1,908.30 1,908.30 1,908.30 1,892.93 -0.06 3/LA 57.1% 56.2% 57.3% 56.6% 57.1% 57.0% 56.2% 65.1% 63.9% 0.59 LA 8,106.70 7,993.40 8,255.30 8,128.80 8,150.00 8,147.00 7,980.40 7,991.00 8,135.90 8,098.72 0.04 EE.UU. 16,538.50 16,564.50 16,623.30 16,698.20 16,774.90 17,126.20 17,272.60 17,447.20 17,379.70 16,936.12 0.55 Total mundial 82,397.80 82,858.20 83,165.60 83,190.10 84,490.70 85,388.60 86,653.10 87,362.40 88,203.50 84,856.67 0.76 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de la OPEC. OPEC Annual Statistical Bulletin 2004 y 2008. 49 2.5 Producción de Productos Refinados en México, Brasil y Venezuela En cuanto a la producción de productos petrolíferos, observamos igualmente que Brasil es quien más produce, esto principalmente por su mayor capacidad de refinación, por tanto de 2000 a 2008 en promedio tuvo una producción de 1,844.47 mbd, con una tmca de 1.36%, una variación entre esos años de 12.95%, y con un 97.43% de su capacidad de producción. En tanto Venezuela, su promedio en la producción de productos refinados, estuvo muy por debajo con respecto a la capacidad de refinación con que cuenta, al menos para los dos últimos años de estudio que, según datos de la OPEP de 2006 a 2007, aumentó su capacidad de refinación de 1,039.80 a 1,756.10 mbd, por lo que su promedio para esos años fue de 1,141.09 mbd, y con una tmca de -0.91%, es decir una ligera caída en casi un uno por ciento, tuvo un 91.7% de su capacidad de refinación. Y México, para el período referido, tuvo una producción promedio de productos petrolíferos de 1,405.66 mbd, es decir casi el 88% de su capacidad de producción, y con una tmca de 1.14%. En cuanto a su participación en la región como a nivel mundial, fue de la siguiente manera. Entre los tres países, acumularon el 61.8% de la producción total de AL, Venezuela con 16.1%, México con 19.8% y Brasil con 26%; y apenas el 28% de lo que produce los EE.UU., y el 5.7% del total mundial, de este Venezuela participó con 1.5%, México con 1.8% y Brasil con el restante 2.4%. 50 CUADRO 2.5: Producción de Productos Refinados 2000-2008 (mbd) Producción 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 promedio tmca Venezuela 1,240.80 1,264.50 1,228.70 1,016.00 1,042.80 1,198.40 1,079.70 1,056.20 1,142.70 1,141.09 -0.91 México 1,294.70 1,325.90 1,326.90 1,358.30 1,505.30 1,474.70 1,474.00 1,457.00 1,434.10 1,405.66 1.14 Brasil 1,719.30 1,757.10 1,794.00 2,079.70 1,858.90 1,781.30 1,913.70 1,754.30 1,941.90 1,844.47 1.36 LA 6,653.10 6,801.60 6,843.40 7,076.20 7,148.20 7,235.00 7,320.10 7,263.90 7,604.90 7,105.16 1.50 Total mundial 72,402.20 73,060.30 74,236.30 75,235.00 78,053.40 79,191.10 80,087.50 81,368.90 83,040.40 77,408.34 1.53 de Refinados FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de la OPEC. OPEC Annual Statistical Bulletin 2004 y 2008. 2.6 Consumo de Productos Refinados en México, Brasil y Venezuela En cuanto al consumo de productos refinados, de igual manera Brasil es quien tiene los mayores datos en este rubro, y aquí esto se da por varias razones, entre las principales están, en que su economía ha sido la más dinámica en los últimos años en la región de LA, y además porque su población es mucho más numerosa con respecto a México y con mayor razón a Venezuela. Por ejemplo, para el año 2007, se estimaba una población en Brasil de cerca de 192.3 millones de habitantes, en México con 105.2 mi llones de habitantes y para Venezuela con apenas 27.8 millones de habitantes. Y en cuanto a su crecimiento real de su economía, fue de 4.1% para Brasil, 3% para México y 7,4% de Venezuela, en el período 2003-2008, (IHS Global Insight Report, Country Report, 2009). Por tanto, el consumo promedio de productos refinados en Brasil para el período 2000-2008, fue de 2,042.11 mbd, con una tmca de 2.73%, y con una variación entre el primer año con el último de 27.43%. Venezuela para el mismo período, tuvo un consumo promedio de 527.49 mbd, que es aproximadamente la cuarta parte de lo que consumieron en promedio tanto Brasil, como 51 México. Su tmca del consumo de productos refinados de Venezuela fue de 2.93% y una variación entre 2008 con respecto a 2000 de 29.68%. En cuanto a México, su consumo promedio de productos refinados para el mismo período, fue de 2000.08 mbd, poco menos a lo consumido por Brasil (apenas en un 2%) y casi cuatro veces a lo consumido por Venezuela; de hecho en los primeros cuatro años (2000-2003), México tiene un mayor consumo que Brasil. Su tmca en el consumo de refinados, fue de apenas 0.13% y con una variación entre 2008 con respecto a 2000 de sólo 1.17%, muy inferior respecto a la de Brasil y Venezuela. Por otro lado, entre los tres países su consumo representó el 68.5% del total de AL, Venezuela con 7.9%, México con 30% y Brasil con 30.6%. Y apenas el 23% de lo que consume EE.UU (país que consume alrededor de la cuarta parte de productos refinados a nivel mundial), y 6% del consumo mundial to tal, con participación de 0.7% para Venezuela, 2.6% para México, y 2.7% para Brasil. CUADRO 2.6: Consumo de Productos Refinados 2000-2008 (mbd) Consumo de 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 promedio tmca Venezuela 491.9 516.2 470.2 447.7 489.1 520.6 569.6 604.2 637.9 527.49 2.93 México 2,015.20 1,986.00 1,939.50 2,016.80 1,934.00 2,003.80 2,013.50 2,053.20 2,038.70 2,000.08 0.13 Brasil 1,863.20 1,871.00 1,857.40 1,795.50 2,075.80 2,120.00 2,167.40 2,254.50 2,374.20 2,042.11 2.73 LA 6,435.00 6,404.80 6,281.20 6,281.00 6,527.70 6,689.50 6,893.10 7,161.20 7,351.20 6,669.41 1.49 Total mundial 72,332.50 73,128.70 73,899.10 75,585.70 76,590.20 77,773.60 78,683.80 79,574.50 79,226.50 76,310.51 1.02 Refinados FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de la OPEC. OPEC Annual Statistical Bulletin 2004 y 2008. 52 2.7 Balanza Comercial de Productos Refinados en volumen y en valor. Al observar la balanza comercial por volumen de los productos refinados, observamos en la tabla 2.7, que de los tres países sólo Venezuela presenta balance positivo en todo el período, mientras que tanto México como Brasil son deficitarios en todos los años. Esto obedece a varias situaciones, primero a que estos dos países tienen una población mucho mayor a la de Venezuela, son economías igualmente mucho más grandes y dinámicas, y por lo tanto su demanda de productos refinados, sobre todo combustibles es mucho, mayor. De hecho su capacidad de refinación no alcanza a cubrir la demanda interna de estos productos refinados, por lo que el diferencial de esto lo han tenido que cubrir con importaciones. Mientras que por el lado de Venezuela, produce más de lo que consume y exporta el diferencial para tener términos de intercambio más favorables y ganar en márgenes de refinación en el mercado externo. México, presentó un saldo negativo en promedio, con -243.42 mbd, y sólo durante 20012003, Brasil tuvo un saldo mayor, el cual llegó hasta -306.8 mbd en 2003, aunque su promedio para dicho período (2000-2008) ha sido de -182.28 mbd. Por lo que es Venezuela, el que se ha convertido en un importante exportador de productos refinados y más a partir de 2003, destacando en 2008 con una exportación neta de 912.3 mbd; ya que se ha caracterizado por no tener la necesidad de importar productos refinados, en ese rubro es autosuficiente y además con excedentes, mismos que son los que destina a la exportación, por ello es que siempre mantiene un superávit en este rubro. 53 Con estos datos, se concluye que en el caso de México, sus exportaciones de productos refinados representaron apenas un 30% de sus importaciones, pero el caso más extremo fue en el 2000 cuando apenas fue ligeramente arriba del 17%, es decir casi una sexta parte de las importaciones. Para el año 2004, aumenta considerablemente sus importaciones, siendo que en el período 2004-2008 tuvo una tmca de 10.22%, sin duda muy grande, llegando para el año 2008 a importar 477.7 mbd, casi 40% más de lo que importo Brasil en ese año. Respecto de Brasil, en los primeros cuatro años (2000-2003), sólo importo productos refinados y nada de exportación de éstos. Y en 2004 empezó a exportar una pequeña parte de lo que produjo, siendo ese año cuando presenta su menor déficit, por -30.4 mbd. CUADRO 2.7: Balanza Comercial de Productos Refinados, en volumen 2000-2008 (mbd) Venezuela México Brasil 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 promedio Exportación 779.6 761.1 569.7 485 573.8 609.3 598.5 638.8 912.3 658.68 Importación 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 Saldo Comercial 779.6 761.1 569.7 485 573.8 609.3 598.5 638.8 912.3 658.68 Exportación 74.8 82.8 101.7 153.4 82.6 77.7 128 121.4 143.5 107.32 Importación 437.1 309 242 199 307.1 382.1 394.7 408 477.7 350.74 Saldo Comercial -362.3 -226.2 -140.3 -45.6 -224.5 -304.4 -266.7 -286.6 -334.2 -243.42 Exportación 0 0 0 0 185.3 186.7 179.8 192.8 162.8 100.82 Importación 288.4 297.2 292.8 306.8 215.7 222.1 261.3 320.1 343.5 283.10 Saldo Comercial -288.4 -297.2 -292.8 -306.8 -30.4 -35.4 -81.5 -127.3 -180.7 -182.28 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de la OPEC. OPEC Annual Statistical Bulletin 2004 y 2008. 54 CAPITULO III - LA REFINACIÓN DE PETROLÍFEROS EN MÉXICO 3.1 Situación actual del Sistema Nacional de Refinación (SNR) EL Sistema Nacional de Refinación (SNR), el cual está a cargo de la subsidiaria PEMEX Refinación participa en las actividades de producción, transporte, distribución, almacenamiento y comercialización de petrolíferos. La capacidad de refinación del país hasta el 2009, es de 1,540 mbd. PEMEX Refinación cuenta con seis refinerías, quince terminales marítimas, 4,647 km de oleoductos, 9,115 km de poliductos, 77 terminales de almacenamiento y reparto, y 7,554 estaciones de servicio, 7 buquestanque propios y 133 en arrendamiento, 525 carrostanque propios y 306 fletados, 1,371 autotanques propios y 2,639 fletados. Por otro lado, actualmente tiene una capacidad de destilación atmosférica (refinación) de 1,540 mbd entre las seis 6 refinerías: Cadereyta que procesa 275 mbd de crudo, Ciudad Madero 190 mbd, Salamanca 245 mbd, Tula 315 mbd, Minatitlán 185 mbd y Salina Cruz 330 mbd. No obstante al crecimiento de la demanda, desde 1979 no se ha construido ninguna otra refinería (SENER, Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017, 2009). También la figura 3.1, muestra los principales elementos con los que prácticamente se cuenta en infraestructura de la industria de refinación en México, además de cómo están distribuidos geográficamente, de acuerdo a información de CERA, (IHS-CERA, Mexico Oil Sector Country Profile, 2008). 55 FIGURA 3.1: Infraestructura de Refinación en México FUENTE: IHS-CERA: Mexico Oil Sector Country Profile. Vemos también, que una buena parte de ella se concentra de manera importante en el centro, centro occidente, noreste y zona del golfo de México, que prácticamente son la zonas de mayor consumo. En esta figura también se muestra, con fines sólo ilustrativos a la nueva refinería que se construirá en el Estado de Hidalgo con una capacidad de 250 mbd. Por otro lado, tomando en cuenta las reconfiguraciones de las plantas de Cadereyta, Madero y posteriormente con la reconfiguración de la planta de Minatitlán, el SNR apenas aumentó marginalmente. Pero sumando el nuevo tren de refinación, con la cual se pretende aumentar la capacidad en 250 mbd, la actual capacidad de 1,540 mbd se elevaría a una nueva capacidad por 1,790 mbd, para el 2015 o 2016. Un aumento sin duda importante, pero todavía insuficiente si vemos que la demanda de combustibles, principalmente de gasolina sigue creciendo a una tasa mayor que la oferta. Por lo que antes de ver las tendencias y proyecciones tanto de la oferta y demanda de combustibles, sería importante señalar de 56 manera general, cuál es el estado actual de la industria de refinación en México. Primero, de acuerdo a un estudio de PEMEX (PEMEX, Estudio de viabilidad para para construir una nueva refinería en México, 2008), sobre dicho secto r, menciona que los retos y oportunidades más importantes para esta empresa, están asociados a dos grandes limitaciones, la infraestructura actual y al crecimiento de la demanda. Menciona además que las características actuales de los crudos mexicanos han creado desafíos para las refinerías debido a que éstas fueron diseñadas para procesar crudos distintos a los actuales (infraestructura distinta). El crecimiento del consumo del principal petrolífero, las gasolinas han venido creciendo a tasas mayores a las de la economía, lo que ha generado un desbalance entre la oferta interna y la demanda. En infraestructura, como mencionaba líneas arriba, las refinerías en su mayoría fueron construidas para procesar generalmente crudos más ligeros, (la última que se construyó fue la de Salina Cruz, en Oaxaca en 1979) cuando vemos que en los últimos años la producción de crudo pesado es la que ha venido representando cada vez más un crecimiento mayor, con una tmca de 1.85%, contra una tmca de crudo ligero de alrededor de -0.23%; y con una participación total de proceso de crudo en refinerías de 35.14% y de 59.57%, respectivamente, el primero aumentando cerca de 5% y el segundo manteniéndose prácticamente. Es decir, si sigue esta tendencia de un mayor porcentaje a procesar de crudo pesado sobre el ligero, se tendrán que hacer las reconfiguraciones para procesos más complejos y el de coquización principalmente, para la elaboración de destilados ligeros e intermedios (gasolinas, diesel y turbosina), que son los más demandado s. 57 CUADRO 3.1: Proceso de petróleo crudo y líquidos en refinerías 2000-2009, (mbd). 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Total 1,227.4 1,251.9 1,245.4 1,285.9 1,303.4 1,284.4 1,284.2 1,269.8 1,261.0 1,294.9 Pesado 379.6 333.1 344.8 424.3 495.1 531.7 499.0 483.6 500.1 481.1 Ligero 744.9 800.1 818.1 811.3 756.7 728.5 723.0 721.9 694.9 768.0 Superligero 1.7 2.8 11.8 6.3 3.5 14.1 19.2 19.5 14.8 9.9 Reconstituido 100.5 115.6 69.0 41.3 45.9 7.9 42.0 44.8 51.3 36.0 0.6 0.3 1.7 2.7 2.2 2.3 1.1 0.0 0.0 0.0 % pesado/total 30.93 26.61 27.69 33.00 37.98 41.39 38.85 38.08 39.66 37.15 % ligero/total 60.69 63.91 65.69 63.09 58.06 56.72 56.30 56.85 55.10 59.31 % s uperligero 0.44 0.85 3.42 1.48 0.70 2.65 3.84 4.04 2.96 2.05 % recostituido 13.50 14.45 8.43 5.09 6.07 1.08 5.81 6.21 7.38 4.68 Otras corrientes FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX. Por otro lado, entre 1997 y 2007 la capacidad instalada por tipo de proceso en el SNR se incremento en casi todos ellos. La destilación atmosférica sólo aumento de 1,525 mbd a 1,540 mbd; y debido a que las naftas obtenidas por este proceso presenta bajos octanajes, se requirieron mejores procesos para incrementar los octanos de las mismas y así producir mejores gasolinas (el combustible de mayor demanda); para lo que se aumento la capacidad de la alquilación e isomerización de 109 mbd a 144 mbd (35 mbd), la reformación catalítica de 228 mbd a 301 mbd (73 mbd), desintegración de 368 mbd a 375 mbd (7 mbd), destilación al vacío de 762 mbd a 768 mbd (6 mbd) y el de hidrodesulfuración (este como resultado de una política de combustibles con menor contenido de azufre), de 698 mbd a 987 (289 mbd), el de mayor variación; y que en total sumaron 410 mbd mas. Sólo el proceso de reducción de viscosidad no varió manteniéndose en 141 mbd, y el de coquización, proceso que prácticamente se empezó a añadir muy recientemente por el mayor proceso de crudo pesado, estando actualmente en 100 mbd. Y solo las plantas de Cadereyta y Madero, cuentan con el proceso de coquización en 50 mbd cada una. 58 Y hasta la fecha, sólo se han reconfigurado tres de las seis refinerías (Madero, Cadereyta y Minatitlán, está última todavía en proceso), lo que ya les permite procesar crudo más pesado, pero todavía faltan las otras tres refinerías, Tula, Salina Cruz y Salamanca. Aún así, esto implica que en el sector no se obtengan mejores márgenes de rentabilidad, o sólo en las que si se ha hecho las reconfiguraciones correspondientes; por ejemplo según datos de PEMEX a partir de que se hicieron las reconfiguraciones de Madero y Cadereyta sus márgenes va riables de refinación10 (dólares/barril), fueron en promedio el doble de las que no lo hicieron. GRÁFICO 3.1: Márgenes de Refinación (USD/barril). FUENTE: Elaboración propia, con información PEMEX. Esto en cuanto a las plantas de refinación, pero qué sucede con respecto a la infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución. De igual manera, en el informe de PEMEX respecto al SNR actual, el sector se ha enfrentado a un importante rezago en estas áreas. Por lo que esta situación le ha restado flexibilidad operativa y al mismo tiempo ha limitado su capacidad para responder a las necesidades del mercado de manera eficiente, lo que ha 10 Margen de refinación: es la diferencia entre el valor de los productos refinados menos el costo del crudo comprado y el costo de refinación 59 puesto en riesgo el suministro a tiempo de los combustibles. Entonces, con la capacidad de producción actual insuficiente, los crecientes niveles de importaciones, se suman la saturación de los sistemas de transporte por ducto y marítimo, así como de la capacidad de almacenamiento y distribución en las zonas de mayor demanda. Por lo que, para cumplir con el suministro de combustibles, ha sido necesario utilizar medios de transporte de mayor costo, con el consecuente deterioro de los resultados financieros. De igual forma, las prácticas operativas y de mantenimiento no son efectivas ni homogéneas, añadiendo todavía más, los robos de gasolina principalmente mediante tomas clandestinas. CUADRO 3.2: Situación de la infraestructura de refinación, al 2007 (transporte, almacenamiento y distribución de productos refinados). Oleoductos Poliductos Buques tanque Transporte terrestre Terminales marítimas Terminales terrestres Reparto local Infraestructura con rezago tecnológico y 24 años de edad promedio. Baja confiabilidad operativa e integridad mecánica. Fugas y tomas clandestinas. Altos consumos de energía. Infraestructura con rezago tecnológico y 28 años de edad Baja confiabilidad operativa e integridad mecánica. Fugas y tomas clandestinas. Estaciones de bombeo obsoletas. Desempeño por debajo de estándares Doce unidades fuera de operación. Otras más subarrendadas Baja eficiencia en procesos de carga y descarga en terminales y refinerías, por falta de infraestructura y capacidad multifuncional. Instalaciones deterioradas. Mantenimiento insuficiente. Falta de capacidad en brazos de carga. Instalaciones y sistemas de medición con rezagos Necesidad de reubicación de terminales. 57% de la flota con más de 10 años. Altos costos de operación y mantenimiento. FUENTE: Elaboración propia con base a información de PEMEX. Descrito hasta aquí, vemos que en general en todo el SNR hay deficiencias notables en infraestructura. Y precisamente parte del objetivo principal a investigar en el presente 60 trabajo es conocer cuáles son las razones de esta situación, por lo que es importante ver al menos cuánto se ha invertido en el sector de refinación, y al mismo tiempo que porcentaje le ha correspondido respecto a los demás sectores (subsidiarias) que componen PEMEX. 3.2 Inversión en Infraestructura de Refinación En el período de 1997-2007, se realizaron inversiones en el SNR por alrededor de 13,000 millones de dólares, la mayor parte fue dirigida a reconfiguraciones y modernización de tres de las seis refinerías del SNR. Aunque sí parece una cifra importante, vere mos que en realidad ha resultado insuficiente. Y no ha sido así el caso, si la comparamos estas inversiones con las que se han hecho en PEMEX Exploración y Producción (PEP), aunque aquí es entendible en parte, porque las inversiones deben de ser día a día y además en sumas de hecho muy grandes para evitar la caída de la producción. La primera información para poder analizar los datos de la inversión, sólo fue posible a partir de que se crean los organismos subsidiarios de PEMEX en 1993, y es entonces hasta el siguiente año cuando ya se empiezan a manejar los datos tanto operativos como financieros de cada una de estos por separado. Por tanto en el caso de las inversiones totales así como de cada organismo subsidiario y de PEMEX Corporativo, se pueden observa r en el cuadro 3.3. 61 CUADRO 3.3: Inversión en PEMEX 1994-2007 (millones de pesos) PEP PR PGPB PP PC 1994 5,721.2 3,047.9 571.7 383.2 184.4 9,908.4 1995 8,625.5 4,797.1 681.8 362.7 138.2 14,605.3 1996 16,747.6 5,035.3 1,048.2 364.8 349.1 23,545.0 1997 24,259.2 5,505.8 2,944.7 595.0 261.3 33,566.0 1998 38,819.3 16,009.1 4,131.6 781.2 262.4 60,003.6 1999 40,870.9 13,331.8 3,434.0 831.6 319.3 58,787.6 2000 45,776.4 17,872.3 3,616.9 894.8 429.2 68,589.6 2001 51,851.6 16,909.6 2,246.4 772.4 366.3 72,146.3 2002 65,246.0 6,900.4 1,795.5 1,015.1 431.5 75,388.5 2003 91,547.5 6,643.7 3,299.6 1,476.6 549.1 103,516.5 2004 113,096.9 5,092.1 2,498.2 1,598.5 342.8 122,628.5 2005 105,327.1 3,081.8 1,433.7 15.4 388.2 15,768.9 126,015.1 2006 127,036.3 14,962.2 2,768.5 1,242.3 348.6 3,774.6 150,132.5 2007 137,367.7 15,436.3 1,490.2 1,015.8 40.6 2,217.1 157,567.7 872,293.20 134,625.40 11,349.40 4,411.00 81.0% 12.5% Acumulado participación 31,961.00 3.0% 1.1% 0.4% OTROS* 21,760.60 2.0% TOTAL 1,076,400.60 100.0% FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX, SENER, y SHCP. *Se refiere a otros proyectos, de la misma industria pero fuera de las subsidiarias, y que además se contempla a partir de 2005. Como se puede apreciar claramente, del total de las inversiones realizadas durante todo el período que va de 1994-2007, en promedio siempre han sido muy superiores en el área de PEMEX Exploración y Producción (PEP) con respecto a todas las demás subsidiarias, con un 81.04% de participación sobre el total; un 12.51% de PEMEX Refinación (PR), es decir 6.4 veces menor a PEP; con un 2.97% para PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB); un 1.05% para PEMEX Petroquímica y de 0.41% para el Corporativo y el restante 2.02% para otros proyectos. 62 GRÁFICO 3.2: Inversión en PEMEX 1994-2007 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX. Analizando los datos de la inversión por subsidiaria, se observó que la tmca de inversión de PEP, ha sido para el período referido de 25.49% contra una tmca de PR de 12.29%, es decir apenas la mitad; mientras las de las otras dos subsidiarias se han colocado en alrededor del 7%. Aunque, si observamos las inversiones hechas en PR, divididas en dos períodos; por ejemplo de 1994-2001, del total de las inversiones realizadas en el sector petrolero alrededor de un 25% se canalizaron a PR. Mientras que en PEP, se destinaron poco más del 66%, y el resto, poco más del 8% a las demás subsidiarias. Mientras que para el segundo período, 2002-2007, la inversión en PR cae drásticamente hasta alrededor del 7% respecto al total; mientras que PEP absorbe en dicho período hasta poco más del 87% del total de inversiones en el sector; por lo que el restante poco menos del 6% se destinó a las demás subsidiarias. De igual forma es importante observar, que es sólo el año de 1995 cuando PR tiene una mejor participación en las inversiones totales, con un 32.84%, y que en el año 2005 es cuando sucede lo contrario con apenas un 2.45%, que en términos absolutos se comparan a lo invertido en el primer año del período (1994), con poco más de tres mil 63 millones de pesos (mmdp). Y por último es evidente señalar también, que la brecha entre las inversiones en PEP con respecto a PR, e incluso con las otras subsidiarias, cada vez se hacen más grandes. En 1994 apenas fue de una diferencia entre PEP y PR de 2,673.3 mmdp, pero ya para el año de 2007 la diferencia fue de 121,931.4 mmdp, es decir ya de 45 veces más respecto al primer año. Por tanto aquí, el problema no es que se hayan canalizado mucho más recursos a PEP en términos porcentuales del total, frente a las demás subsidiarias; el problema más bien radica en el caso de PR, en que las inversiones no han sido las suficientes para satisfacer la demanda con producción propia o cuando menos de mantener la relación como al inicio del período de estudio. De hecho la inversión debió crecer al menos en la misma proporción, en que lo hizo la demanda de petrolíferos por año, para no presentar el grave problema del déficit en el sector petrolífero. Con estos datos, y con la participación porcentual respecto a la inversión total, vemos que la política de PEMEX ha sido la de darle prioridad al sector de exploración y explotación; y es entendible porque resulta mucho más rentable , además de que resulta ser la base para que haya crudo; pero que al mismo tiempo, por los recursos escasos y limitados con que dispone la paraestatal, se optó por canalizarlos en su mayoría a PEP en detrimento de las demás áreas, que muchos creemos son igualmente importantes, como el de la refinación y el de la elaboración de productos químicos, y que a la larga están empezando a resultar con un alto costo por no atenderlas en su momento y además de manera sistemática. 64 De hecho uno de esos grandes costos al menos para el sector y la subsidiaria que nos interesan en este momento, es ver cuál ha sido el desempeño financiero de PR. Por ejemplo el más evidente, es el alto costo y el volumen creciente de las importaciones de petrolíferos (que es el problema a tratar); otro ha sido la volatilidad de los márgenes financieros del propio negocio del sector de refinación, sumado igualmente a las brechas operativas que aún persisten en todo el SNR. Por lo que según con información de PEMEX 11 , al menos de 2003 a 2007 se han traducido en pérdidas acumuladas por más de 46.276 mmdd en PR, por sus rendimientos operativos negativos en todos esos años, con un promedio anual durante dicho período de -7,713 mmdd y con una tmca de 47.25%. GRÁFICO 3.3: Rendimiento Operativo de PR (millones de dólares) FUENTE: Elaboración propia, con base al Consolidado de Indicadores Financieros, PEMEX, 2009. 3.3 Oferta de Productos Petrolíferos La Oferta interna de petrolíferos, se compone básicamente del resultado de la producción que se tiene dentro del país a través del SNR, y que como se señaló anteriormente, la 11 Consolidado de Indicadores Financieros, PEMEX, 2009. 65 capacidad actual con la que se cuenta es de 1,540 mbd, pero con un promedio de capacidad de utilización de alrededor del 85%, que resultó casi igual a la media mundial, por lo que el resultado de la producción interna por medio del SNR, ha oscilado en 1,309 mbd. Por otro lado, según datos de PEMEX y la SENER, la producción o elaboración de productos petrolíferos para el período 2000-2009, fue de 1,512.5 mbd en promedio (aquí ya viene añadido la producción que se hace en otras plantas fuera de las seis refinerías contempladas en el SNR), co n una tmca de apenas 0.22%. La producción más baja se presentó en 2000 con 1,447.1 mbd, y la más alta en 2004 con 1,587 mbd (aquí tal vez incidió, en que en ese mismo año se dio también la producción más alta en petróleo crudo). Respecto al último año (2009), apenas superó a los dos primeros años del período; con respecto a 2000 en 32.3 mbd y con 2001 apenas con 6.6 mbd. Ahora, si vemos este mismo rubro pero de manera desglosada, se observa en primera instancia que el producto de mayor elaboración se conc entra en promedio para dicho período, en gasolinas con una participación de 29%, siguiéndole el combustóleo con 24.2%, el diesel con 20.2%, el gas LP con 15.4%, y con participaciones marginales, la turbosina con 4% y el coque de petróleo con sólo 1.4%. Por tanto vemos, que la elaboración de productos petrolíferos se concentra de manera importante en los cuatro primeros ya mencionados, destacando el de la elaboración de gasolinas que casi concentra la tercera parte, de hecho a partir de esta parte del trabajo, es el combustible al que mayor énfasis se le pondrá. Primeramente, porque es el combustible de mayor demanda, como veremos en el siguiente apartado, además que respecto a los otros combustibles, es el que ha tenido una 66 tmca superior, con 1.85%. Eso ha p rovocado un desbalance entre la oferta y la demanda de dicho combustible, llevando a PR a adaptar el SNR en sus plantas productivas, por un lado para la cada vez mayor producción de este y por otro, por el cada vez mayor porcentaje de crudo pesado a procesar. Con lo que, de acuerdo al último documento de Prospectiva Petrolífera (SENER, 2008-2017), en los años de 1997 a 2007, se incorporaron procesos de coquización en las refinerías de Madero y Cadereyta, que permitieron incrementar de manera importante la producción de gasolinas en 68.7% y 55.9% respectivamente; pero veremos más adelante que aún con esto no ha sido suficiente para resolver el problema. CUADRO 3.4: Elaboración de Productos Petrolíferos, 2000-2009 (mbd). 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Prom. tmca Part. % Gas licuado 228.5 233.3 236.1 245.9 252.9 246.0 240.7 225.5 208.2 207.6 232.5 -0.95 15.4% Gasolinas 393.1 390.4 398.6 446.2 467.6 455.8 456.8 456.4 451.5 472.2 438.8 1.85 29.0% Turbosina 55.3 56.7 56.7 59.6 62.1 63.3 64.8 66.3 64.0 57.1 60.6 0.31 4.0% Diesel 265.4 281.6 266.9 307.8 324.7 318.2 328.1 334.0 343.5 292.5 306.3 0.98 20.2% Combustóleo 422.6 435.9 449.6 396.5 368.0 350.8 325.2 301.5 288.7 316.2 365.5 -2.86 24.2% 1.5 0.3 0.7 16.2 27.7 29.1 31.2 32.2 35.8 37.5 21.2 37.68 1.4% Otros a 80.7 74.7 72.5 83.9 84.0 91.2 98.7 95.4 98.3 96.4 87.6 1.78 5.8% TOTAL 1,447.1 1,472.8 1,481.1 1,556.0 1,587.0 1,554.3 1,545.5 1,511.3 1,490.0 1,479.4 1,512.5 0.22 100.0% PRODUCTO Coque de petróleo FUENTE: Elaboración propia, con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. Aquí podríamos concluir de manera parcial, que la oferta de petrolíferos está condicionada básicamente a dos factores importantes. Por un lado, a la infraestructura con la que se cuenta en el SNR y al tipo de crudo con que se procesa; y por otra parte al tipo de combustible que se demanda. 67 3.4 Demanda de Productos Petrolíferos Con respecto a la demanda interna de petrolíferos, vemos que está se compone básicamente del volume n de ventas internas. E igualmente se observó, que para el mismo período de referencia, el volumen de ventas o la cantidad demandada de petrolíferos se incremento en general en apenas 2.46% entre 2000 y 2009, tuvo un promedio en su demanda de 1,745.6 mbd, que es 15.4% más con respecto a la oferta, es decir ese diferencial lo cubre en su mayor parte con importaciones y una pequeña parte y eso sólo a veces con inventarios; su tmca fue de sólo 0.24% en general, esto como resultado de crecimientos negativos en dos de sus productos, como por ejemplo el de combustóleo que tuvo una tmca de -8.21%, y el de gas LP con una tmca de -1.58%. El año de mayor demanda se dio apenas en 2008, con 1,827.3 mbd, y el año de menor demanda fue en 2002 con 1,660.2 mbd. En 2008 como ya se había mencionado anteriormente, es cuando cae la actividad económica del país, el PIB disminuyó en ese año en 6.5%, y por ende prácticamente todos los productos petrolíferos cayeron en su demanda en 2009, sólo el consumo de gasolinas se mantuvo, y esto por la importancia que tiene al ser el principal componente de la misma; en tanto el coque de petróleo, fue el único que aumento, pero sólo 2.1 mbd, además es un producto petrolífero que tiene una participación marginal en todos los demás rubros (1.3% en este caso), además de que no se le considera como combustible, por lo que a partir de esta parte del trabajo no se le dará mayor importancia. Por tanto, la gasolina al ser el principal producto petrolífero demandado con una participación promedio para todo el período de 38%, se le pondrá más énfasis. 68 CUADRO 3.5: Volumen de Ventas Internas de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd) PRODUCTO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Prom. tmca Part. % Gas licuado 329.9 324.9 332.2 327.1 327.8 313.6 305.6 300.8 291.6 281.3 313.5 -1.58 18.0% Gasolinas 532.7 551.9 566.6 601.7 637.1 672.8 719.4 761.6 793.4 793.1 663.0 4.06 38.0% Turbosina 55.5 55.3 53.3 54.2 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 58.4 -0.10 3.3% Diesel 284.7 275.8 270.7 294.7 302.7 320.1 344.9 358.4 382.0 359.0 319.3 2.35 18.3% Combustóleo 492.4 474.9 406.2 354.6 332.5 340.6 263.7 256.9 219.6 209.0 335.0 -8.21 19.2% 1.8 0.4 1.3 22.8 28.4 31.2 31.4 33.1 35.9 38.0 22.4 35.30 1.3% 32.3 29.5 30.0 29.9 32.3 34.7 36.6 37.9 39.9 36.7 34.0 1.29 1.9% 1,729.4 1,712.8 1,660.2 1,684.9 1,718.6 1,771.6 1,762.9 1,816.5 1,827.3 1,772.0 1,745.6 0.24 100.0% Coque de petróleo Otros a Total FUENTE: Elaboración propia, con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. De manera desglosada por producto, seguimos observando que la demanda de petrolíferos de 2000 a 2009 se concentra básicamente en cuatro petrolíferos; del total, las gasolinas concentran el 38%, con un aumento de 48.8%; el combustóleo 19.2%, con una disminución de (57.5%); el diesel 18.3%, con un incremento de 26%; y el gas LP con 18% de participación y con una baja de 14,3%, respecto al primer año. Con esto podemos observar, que los combustibles más dinámicos en su comportamiento de la demanda son las gasolinas y el diesel con tmca de 4.06% y 2.35%, respectivamente. Aquí se podría adelantar en parte, que algunos factores que pudieran incidir o condicionar la demanda de petrolíferos, y principalmente la de los combustibles que presentan una mayor demanda y dinámica (gasolina y diesel), serían por ejemplo el PIB, el ingreso personal, el parque vehicular, la intensidad de uso de estos, la oferta, así como disposiciones ambientales, entre otros. Y tal vez en menor medida los precios, ya que no hay todavía un sustituto tan importante para estos combustibles. De hecho se espera no solo 69 en México sino a nivel mundial, que la demanda de estos combustibles siga creciendo por un mayor consumo del sector transporte; mientras que la del combustóleo siga disminuyendo, un tanto por tener menor margen de ganancia, y otro por las especificaciones ecológicas-ambientales de restricción en su uso industrial, sustituyéndolo por otros como el gas principalmente. (SENER, Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017, 2009). 3.5 Balanza Comercial de Productos Petrolíferos, en volumen (2000-2009) La balanza comercial de productos petrolíferos es un componente importante de la balanza petrolera, y ésta de la balanza comercial total. Entonces cuando uno observa esta última, el resultado es que arroja un saldo negativo, que por ejemplo para dicho período en promedio fue de 8.7 mmdd. Mientras que al revisar la balanza del sector petrolero en general, el saldo es positivo, esto en mayor medida por sus grandes volúmenes de ventas de petróleo crudo y las nulas importaciones del mismo, y que como resultado se dio en promedio durante 20002009, un saldo positivo de 19.110 mmdd. Y posteriormente revisando sólo la balanza comercial del sector de petrolíferos, vemos de nueva cuenta que se vuelve a presentar un saldo negativo, que para el período referido, fue en promedio de – 5.794.1 mmdd. 12 CUADRO 3.6: Balanza Comercial total, petrolera, petrolífera y petroquímica (mdd) RUBRO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 promedio TOTAL (mmdd) -8.3 -9.6 -7.6 -5.8 -8.8 -7.6 -6.1 -11.2 -16.8 -4.7 -8.7 crudo 14,552.9 11,927.7 13,392.2 16,676.3 21,257.9 28,329.4 34,706.8 37,937.5 43,341.5 25,693.2 24,781.5 petrolíferos -3,114.5 -2,799.9 -1,313.1 -809.4 -1,844.7 -4,867.3 -6,434.3 -11,746.0 -16,372.6 -8,638.8 -5,794.1 petroquímicos 173.7 84.3 67.0 103.4 158.2 196.1 170.5 97.1 193.1 -14.3 122.9 saldo total 11,612.1 9,212.1 12,146.1 15,970.3 19,571.5 23,658.1 28,443.1 26,288.6 27,162.1 17,040.1 19,110.4 FUENTE: Elaboración propia, con base a INEGI, PEMEX, SENER. 12 Cálculos propios para la balanza petrolera obtenidos a partir de los saldos comerciales del crudo, petrolíferos y petroquímicos. 70 3.5.1 Exportación de productos petrolíferos en volumen (2000-2009). La exportación de productos petrolíferos, no ha sido una actividad tan significativa en cuanto a que represente ingresos sobresalientes al país, por lo que más bien las exportaciones en este sector se han concentrado de manera importante en la venta de crudo. De hecho, la exportación de crudo ha sido una línea de política económica que viene ya de décadas atrás, por estar anclada al presupuesto de egresos del gobierno. Por tanto, las exportaciones de petrolíferos, no han sido altas ni representativas respecto a las totales, sencillamente porque el estado actual del SNR apenas da para cubrir una parte de la demanda interna, y lo que se ha llegado a vender es porque realmente no se necesita mucho en el país en algunos sectores. CUADRO 3.7: Exportación de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd) PRODUCTO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Promedio tmca Part. % Gas licuado 5.5 3.1 0.4 0.3 0.2 1.8 2.1 1.0 0.1 1.1 1.6 -15.04 0.9% Gasolinas 69.7 73.0 70.7 70.7 76.2 79.0 86.6 79.7 68.8 71.4 74.6 0.24 44.7% Turbosina 3.6 2.5 6.3 7.6 6.8 6.9 6.3 3.4 5.7 4.2 5.4 1.49 3.2% Diesel 4.5 6.9 7.8 1.9 0.0 0.4 2.3 6.1 5.0 0.0 3.5 -100.00 2.1% Combustóleo 0.1 3.9 24.9 21.4 2.6 0.8 35.6 33.6 59.0 121.2 30.3 116.26 18.2% Otros a 28.1 12.2 45.6 74.2 59.3 97.6 54.8 53.2 50.5 41.2 51.7 3.91 30.9% TOTAL 111.5 101.7 155.7 176.2 145.2 186.6 187.8 177.0 189.2 239.2 167.0 7.93 100.0% FUENTE: Elaboración propia con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. Entonces como se observa en el cuadro 3.7, las exportaciones de productos petrolíferos se colocaron en promedio durante el período señalado en 167 mbd, con crecimiento entre el primer y último año de 114.5%, y con una tmca para todo el período de 7.93%; de hecho estos dos datos se deben en gran medida al buen desempeño del último año, ya que se dio un gran aumento llegando hasta los 239.2 mbd, básicamente por el cambio en más del 71 100% de la exportaciones de combustóleo, mismo que ya ha ido dejándose de demandar en el mercado interno, en el sector industrial, sustituyéndose por el uso de gas natural principalmente, por la razón de ser más limpio y más barato. Mientras que, en el 2001 se presentó la menor cifra en este rubro, colocándose en sólo 101.5 mbd. Por otro lado, cuando esto se ve de manera desglosada, se observa que las exportaciones promedio se concentran básicamente en tres productos petrolíferos, la gasolina con 44.7%. Otros productos 13 con el 30.9% y con 18.2% el combustóleo, este tuvo un aumento significativo en las exportaciones que tan solo de 2008 a 2009 aumentó en 62,2 mbd, llegando a 121.2 mbd, convirtiéndose ya en el primer producto exportable con poco mas de 50 mbd con respecto a las gasolinas. Dos productos son los que han disminuido su participación en las exportaciones, el gas LP con una tmca de -15.04% y participación de sólo 0.9%; y el diesel con una tmca de -100% y con participación de 2.1%., incluso sin llegar a exportar nada en 2004 y en 2009. Mientras que la mejor tmca la tuvo el combustóleo con 116.26%. 3.5.2 Importación de productos petrolíferos en volumen (2000-2009) En la otra parte del comercio de petrolíferos, las importaciones, se observa como ya se señalaba anteriormente, han tenido un mayor dinamismo, provocando con ello un déficit comercial cada vez mayor conforme pasa el tiempo en este sector, y que tanto las causas y consecuencias de ello se trataran a mayor detalle en el capitulo siguiente. Por tanto aquí se limitara a solo realizar una descripción como ya se ha venido haciendo con las otras variables (oferta, consumo y exportación de petrolíferos). 13 Otros , Incluye pentanos, condensados, gasóleo de vacío, asfaltos y residuo largo. 72 Vemos entonces, que durante el período 2000-2009 se importaron en promedio 364.5 mbd, un crecimiento entre el inicio y final del período de casi 43% y con una tmca de 3.64%; ciertamente estos dos últimos datos son menores que los que se presentan en las exportaciones, pero si lo vemos en términos absolutos las diferencias si son muy importantes; por ejemplo en cuanto a las exportaciones el aumento entre el 2000 y 2009 fue de 127.7 mbd, mientras que para el mismo período pero en las importaciones la diferencia fue de 156.1 mbd, esa diferencia entre estos dos últimos datos si es relevante y más cuando se manejan en términos de valor, además de que igualmente en promedio las importaciones han representado el doble que las exportaciones en estos productos. Por otra parte se observa que la mayor importación de productos petrolíferos se dio en 2008 con 552,5 mbd, y la menor importación de estos se dio en 2003 con 199.9 mbd. CUADRO 3.8: Importación de Productos Petrolíferos 2000-2009 (mbd) PRODUCTO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Promedio tmca Part. % Gas licuado 120.7 99.8 101.6 85.3 84.6 72.9 75.6 82.9 88.7 80.0 89.2 -4.02 24.5% Gasolinas 90.6 136.0 89.7 54.4 94.5 169.4 204.2 307.6 340.0 329.1 181.5 13.77 49.8% Turbosina 4.1 1.9 0.7 0.0 0.0 0.0 0.1 3.5 4.9 1.1 1.6 -12.53 0.4% Diesel 27.7 6.7 17.2 3.9 2.9 21.4 40.5 52.7 68.0 47.7 28.9 5.59 7.9% Combustóleo 116.5 85.2 16.4 18.6 17.7 26.4 14.3 17.0 32.9 39.2 38.4 -10.32 10.5% 3.7 5.7 18.1 37.6 34.3 43.6 34.0 31.0 18.0 22.2 24.8 19.76 6.8% 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3 364.5 3.64 100.0% Otros a TOTAL FUENTE: Elaboración propia con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. Estas importaciones se componen principalmente de la compra de gasolina del exterior las cuales en promedio tienen una participación de casi el 50%, aunque para el 2009 ya representaron el 63.4% del total; su promedio ha sido de 181.5 mbd, teniendo la cifra más alta en 2008 con 340 mbd importados, su menor cantidad de importación fue en 2003 con sólo 54.4 mbd, de hecho durante 2000 sus importaciones fueron menores a las del 73 combustóleo, y durante 2000-2003 fueron igualmente menores con respecto a las importaciones de gas LP; su tmca fue para dicho período de 13.77% el más destacado solo detrás del rubro otros productos, que tuvo una tmca de 19.76%, pero mucho más importante el de gasolina por su volumen que representa. El otro producto que igual tuvo una participación destacada tanto en crecimiento como en participación fue el diesel, con una tmca de 5.59% y 7.9% del total de las importaciones, tomando una mayor importancia a partir de 2005. El gas LP aunque tuvo una tmca negativa de -4.02%, su participación del total de las importaciones es la segunda en importancia solo detrás de las gasolinas, con 24.5%, y con un promedio de 89.2 mbd. El combustóleo, le sigue en orden de importancia en cuanto a la participación del total con un 10.5%, pero con una caída importante de 77.3 mbd entre 2000 y 2009, con una tmca de -10.32%, y una importación promedio de dicho producto de 38.4 mbd. Y por último la turbosina, que tiene solo una participación marginal en las importaciones con sólo un 0.4%, con una tmca de -12.53% y promedio de productos importados de 1.6 mbd; aunque para el último año solo importo 1,1 mbd y que incluso para los años 2003, 2004 y 2005 no importo ninguna cantidad y el siguiente año solo de manera muy marginal. Entonces, si se viene observando ese patrón de comportamiento de la importación cada vez mas de ciertos petrolíferos, sería pertinente entonces poner más atención, para ver de qué manera se puede resolver esto. 3.6 Balanza Comercial de Productos Petrolíferos, en valor (2000-2009) Ahora cuando uno observa los mismos datos que se expresaban anteriormente en términos de volumen, pero ahora expresados en términos de valor, se muestra con mayor claridad el 74 problema, es decir se pueden ver directamente los costos expresados en forma mone taria y así determinar en su caso, si es conveniente mantener dicha tendencia, si es manejable o rentable, o por el contrario ver si eso ya está generando un problema de gasto extraordinario para el gobierno, ya que es esta entidad, la que debe garantizar la seguridad del suministro de petrolíferos y en especial de combustibles para el mercado interno, y que si se mantiene dicha tendencia, el gobierno deberá cada vez más destinar recursos del presupuesto para cubrir la demanda en tiempo, de manera segura y además accesible. GRAFICO 3.4: Balanza Comercial (mmdd) FUENTE: Elaboración propia, con base a información de PEMEX y SENER. GRÁFICO 3.5: Balanza Comercial (mbd) FUENTE: Elaboración propia, con base a información de PEMEX y SENER. 75 En estas dos gráficas, aunque representan la misma balanza comercial de petrolíferos, la forma en cómo se observa la que esta expresada en términos de valor, nos indica de manera más patente la magnitud del problema. Por ejemplo, la tendencia del valor de las exportaciones crece en términos absolutos, de 1,118.9 millones de dólares (mmdd) a 4,671 mmdd, un aumento de 3,552.1 mmdd; y con una tmca de 15.3%. Mientras que el crecimiento del valor de las importaciones crecen en dicho período de 4,233.4 mmdd en el año 2000 a 13,309.8 mmdd en 2009, con una diferencia de 9,076.4 mmdd. Para los dos rubros, sus mayores valores se dieron en el año de 2008; con las exportaciones se obtuvieron 5,514.3 mmdd, pero se pagaron por las importaciones, la cantidad exorbitante de 21,886.9 mmdd. Obteniendo un saldo negativo muy amplio por -16,372.6 mmdd, cantidad que representa poco más del 63% de lo que costaría (10,000 mmdd) la construcción de la nueva refinería “Bicentenario” en el Estado de Hidalgo, según cálculos del mismo gobierno federal. Este dato, vuelvo a insistir, si en un solo año se tiene un saldo negativo tan grande, mismo que cubriría el costo de construir un nuevo tren de refinación con procesamientos complejos y además para invertir también en infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de petrolíferos, por qué no invertir ya no solo en una refinería, sino empezar a planear la construcción de mínimo otra más por ejemplo. Porque es evidente, que esa tendencia del consumo va a seguir. Por ejemplo, tan sólo en el año de 2007 se gastó en importaciones la cantidad de 15,797.5 mmdd, en 2008 una fuerte cantidad por 21,886.9 mmdd, y ya en 2009 a pesar de la crisis, se gasto en importaciones de petrolíferos la cantidad de 13,309.8 mmdd. Si observamos esas cantidades, vemos que a pesar de que se reciban ingresos altos por la venta de petróleo crudo, al mismo tiempo se sufraga una factura costosa por no aprovechar parte del crudo exportado, el cual podría ser 76 procesado en territorio nacional, para cubrir la demanda de petrolíferos que cada vez se viene haciendo más amplia. Y cuando se observan los datos oficiales, uno se percata que gran parte de todo ese dinero que se gasta en la importación de petrolíferos, se concentra en apenas unos combustibles que lo absorben casi todo. Entonces analizando los datos, se aprecia claramente que las gasolinas por mucho, son el producto que absorbe la mayor parte de los recursos. Sólo el año de 2003 en la importación de gas LP, se destinó una cantidad mayor por 45.3 mmdd más que en gasolinas (5.4% más), pero de ahí en fuera, en todos los demás años el producto en que más se gasta, es en la importación de las gasolinas. De hecho durante el período 2000-2009, se han gastado solo por importación de éstas, la cantidad de 52,261.5 mmdd, contra lo percibido en exportaciones por 12,571.2 mmdd, arrojando un saldo negativo para esos diez años por la cantidad de -39,690.3 mmdd (lo que equivale casi a la inversión de cuatro nuevos trenes de refinación con capacidad de procesamiento de 300 mbd, incluyendo procesos complejos como el de coquización). Siguiendo en esta misma linea, la importación de gasolinas durante el mismo período, absorbió en promedio poco más del 60% del dinero gastado, e incluso llego hasta casi el 70% en 2007 y en 2009. Sólo en 2003 fue cuando se gasto menos dinero y fue el 20% del total gastado en importaciones. Su gasto promedio anual, por tanto fue de alrededor de 5,226.2 mmdd, y con una tmca de 21.6%, sin duda la más alta por su importancia en la demanda. Ahora, respecto a los demás petrolíferos importados, los casos más relevantes fueron por su valor y participación sobre el total, el gas LP con un gasto promedio por año en 77 importación de 1,235.2 mmdd, aunque con una tmca de -0.23% y una participación del 14.4%; mientras que el diesel tuvo un gasto en importación promedio anual por 938.6 mmdd, una tmca de 13.53%, y una participación del 11% sobre el total gastado en importaciones. El resto de los productos petrolíferos importados, combustóleo, turbosina y otros productos, quedaron de la siguiente manera, el valor de las importaciones por 561 mmdd, 49.9 mdd y 537.3 mdd; su tmca fue de -1.81%, -7.78% y de 27.75%, (este último dato sólo nos advierte que igualmente si no se atiende a tiempo, también nos haremos muy dependientes de productos químicos, y sobre todo empezar a destinar cada vez más grandes recursos del presupuesto, que bien mejor pudieran irse a gasto social), y con una participación de 6.6%, 0.65 y de 6.3%, respectivamente. Entonces concluyendo con esta parte, se puede observar que el problema más que radicar en todo el rubro del subsector de petrolíferos y de estos en los combustibles, el problema se centra básicamente en tres combustibles, y de manera muy importante en la gasolina con un saldo comercial promedio anual en todo el período por -3,969 mmdd, y en menor magnitud el gas LP con -1,215.6 mmdd, y el diesel con -847.1 mmdd. CUADRO 3.9: Balanza Comercial de algunos combustibles seleccionados (mdd) PRODUCTO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Promedio Gas licuado -1,206.0 -832.9 -796.1 -874.3 -1,093.5 -1,132.4 -1,249.7 -1,719.7 -2,033.6 -1,217.4 -1,215.6 Gasolinas -580.2 -1,274.0 -546.3 -78.3 -689.7 -3,229.4 -4,552.7 -8,722.9 -12,191.1 -7,825.6 -3,969.0 Diesel -343.2 -7.6 -138.1 -25.0 42.4 -583.6 -1,216.3 -1,764.9 -3,158.8 -1,276.4 -847.1 FUENTE: Elaboración propia con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. 78 Ahora, observando los datos por año, nuevamente vemos que el problema se hace todavía más evidente en los últimos cinco años. Por un lado, el saldo comercial de las gasolinas ha llegado hasta -12,191.1 mmdd en 2008, sin duda una cantidad muy grande; en el caso del diesel, sus importaciones crecen cada vez más arrojando igualmente un saldo negativo que va en crecimiento, de hecho ya los últimos tres años supera al saldo del gas LP, el cual se ha mantenido relativamente constante, aunque con saldos negativos mucho mayores en 2007 y 2008. Pero el caso es que, la tendencia de estos tres productos petrolíferos, se mantendrá así por muchos años más, a menos que el gobierno diseñe e implemente una verdadera política pública que implique por un lado la seguridad del suministro, la accesibilidad y en tiempo de estos energéticos en el corto y mediano plazo (mediante mayores inversiones en el sector), y por otro lado de manera paralela, que se busque la forma de hacer un uso realmente racional de estos petrolíferos, con el apoyo de una política púb lica enfocada al desarrollo del transporte público y en el desarrollo de combustibles alternativos que sean más eficientes y más limpios. Puntos que son el objeto a tratar en el siguiente capítulo. 3.7 Precios de los combustibles Al observar el precio de todos los combustibles que se han contemplado para el presente estudio, el resultado es que en general en todos ellos su tmca ha sido positiva. Por ejemplo en el caso del gas LP, su precio medido en este caso en pesos por kilogramo, estaba en el año 2000 en 4.95 pesos por kilogramo ($/kg) y para el último año de referencia se colocó 79 en 10.30 $/kg un aumento de 108%, es decir un poco más del doble para dicho período; con un precio promedio de 8 $/kg, el más alto de todos los combustibles, y con una tmca de 7.59%. En el caso del principal combustible, la gasolina, por su alta demanda, el precio subió en 56.85%. El precio promedio por litro fue en esos diez años de 6.9 $/litro, y tuvo una tmca de 4.61%. Cabe resaltar que éste combustible es el que menos ha subido de precio, y que precisamente esa sea en parte una de las explicaciones del por qué es el que más se siga demandando. Mientras que el precio de la turbosina, es junto al combustóleo los que más han subido de precio en términos relativos en los últimos diez años; el precio promedio para la turbosina fue de 4.8 $/lt y de 2.9 $/lt combustóleo, con un aumento de 227% y de 414% en el período 2000-2009, y con tmca de 12.57% y de 17.78%, respectivamente. Y por último el diesel, que su precio pasó de 4.37 $/lt a 8.16 $/lt, es decir un aumento de 3.7$/lt (86.7% más); su precio nunca bajo en dicho período, sin embargo se mantuvo en promedio en 5.6 $/lt y con una tmca de 6.44%, la segunda más baja sólo después del precio de la gasolina. CUADRO 3.10: Precio de los Combustibles al Público, en México ($ / litro) Combustible 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Promedio tmca Gas licuado ($ por Kg) 4.95 5.66 6.27 6.68 7.89 8.89 9.25 9.53 10.31 10.30 8.0 7.59 Pemex Gasolina (promedio) 5.47 5.82 5.78 6.10 6.64 6.90 7.59 7.88 8.21 8.58 6.9 4.61 Turbosina 2.41 1.56 2.93 3.13 4.39 5.56 5.98 8.76 5.38 7.88 4.8 12.57 Pemex Diesel 4.37 4.65 4.86 5.01 5.16 5.31 5.70 5.93 7.33 8.16 5.6 6.44 Comsbutóleo 1.29 1.06 1.68 1.98 2.13 3.13 3.21 5.41 2.89 6.64 2.9 17.78 FUENTE: Elaboración propia con base al Sistema de Información Energética, SENER, PEMEX. 80 Como se puede observar en el cuadro 3.10, los combustibles con los precios más altos (gas licuado, gasolina promedio y diesel), pero con tmca menores, fueron los que más se consumieron. Mientras que los combustibles que fueron demandados en menor proporción respecto del total (turbosina y combustóleo), y que son consumidos por la industria en general y la de aviación, son los que han tenido un menor precio, aunque de mayor crecimiento. 81 CAPITULO IV - Dinámica del Mercado de Gasolina en México 4.1 Perfil del mercado de la gasolina en México Una vez revisado en el capítulo anterior, de cómo está constituida, en términos generales, el Sistema Nacional de Refinación (SNR), el perfil de la oferta interna y la demanda interna de petrolíferos, observamos que una de las conclusiones a las que se puede llegar en este momento, es que el problema planteado al inicio del presente trabajo: “el creciente y continuo déficit comercial del sector de petrolíferos en México”, se centra prácticamente, como problema de riesgo, en el suministro del combustible de gasolinas en el país, por la nula expansión de la capacidad de refinación. Entonces hasta aquí se ha observado, que hay una concentración muy importante en la demanda de este producto petrolífero: la gasolina, la cual representa hasta un 45% de la demanda total de petrolíferos a nivel nacional. En algunas regiones, hasta la mitad de la demanda total. Por otro lado, las importaciones de gasolina se aproximaron al 70% del total de petrolíferos importados. Mientras que su oferta ha sido constante durante todo el período de estudio, aunque ha habido algunas pequeñas modificaciones al alza por medio de las reconfiguraciones de las refinerías de Madero y Cadereyta. La mayor demanda de gasolina es del sector transportes que, en promedio para todo el país consumió el 70% del total de petrolíferos. Se calcula, que en el 2007, el 94.7% del parque vehicular funcionó con motores de gasolina, y sólo un 4.3% con motores de diesel, y el restante 1% con gas LP y, menor medida con gas natural (SENER, Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017, 2009). El 82 precio de la gasolina, respecto a los otros petrolíferos, es el que menos ha cambiado, en el período analizado, con una tmca de 4.61%, en los últimos diez años. S u demanda crece más que los otros combustibles y, por lo tanto, también su importación. Aquí, una posible solución al problema persistente, a través de una política pública deberá estar enfocada al diseño e implementación atendiendo ambos lados de la ecuación, la oferta de gasolina, así como la demanda de gasolinas. Pero sin dejar de lado, a otras variables más específicas, como por ejemplo, su precio, el dinamismo del parque vehicular, así como el PIB per cápita. Por lo que a continuación se procederá a analizar el comportamiento de cada una de estas variables, para el período de 2000-2009, y una vez realizado la estadística descriptiva de estos, además de verificar mediante un modelo de regresión múltiple, cuánto explican las variables independientes (básicamente la demanda y oferta de gasolinas) en conjunto, la variable dependiente (importación de gasolinas), y proseguir con la realización de un pronóstico de las variables independientes para explicar teóricamente como se comportaría la variable dependiente hacia el 2015, año en que se supone empezará a funcionar la nueva refinería en Tula, lo que cambiaría la oferta y en si la tendencia de las importaciones. Y para concluir, se harían las recomendacione s pertinentes basadas en una propuesta de política pública. El argumento teórico que definirá la tendencia de la variable a explicar, es decir las importaciones de gasolina, se sustenta primordialmente por la dinámica de dos grandes variables, la oferta de gasolinas y la demanda de éstas, las cuales a su vez dependen en mucho de otros factores. Por lo tanto, para presentar el modelo de pronóstico de la variable 83 a explicar, sólo se tomaran en cuenta lo s datos agregados de la oferta y demanda de gasolinas. i. La oferta de gasolinas: los factores que inciden en la trayectoria de esta variable son principalmente el nivel de inversiones que se hagan en el sector de refinación, así como la capacidad actual de procesamiento de gasolinas, entre otros. ii. La demanda de gasolinas: mientras que aquí algunos de los factores más importantes que inciden en el desempeño de esta variable, son el ingreso per cápita, el parque vehicular, la intensidad de uso vehicular, incluso la eficiencia promedio vehicular. 4.2 Trayectoria de las Variables Independientes: oferta y demanda de gasolinas en el período 2000-2009 4.2.1 Oferta de Gasolina La ofe rta de gasolina, en general ha tenido un comportamiento diferente al de la demanda de la gasolina. Por un lado, los elementos que inciden en la oferta son muy distintos a los que influyen por el lado de la demanda. En principio la oferta, está condicionada a la capacidad de refinación del SNR, a la configuración del mismo SNR (con qué tipo de procesos se cuentan, principalmente el de FFC y el de coquización), al tipo de petróleo crudo (ligero, pesado o reconstituido) que se esté produciendo en el momento, e incluso al factor estacional, así como al precio en el mercado internacional de la misma gasolina, principalmente referenciado al mercado de la zona del Golfo de México. 84 Con todo ello se observa en los datos para el período 2000-2009, el crecimiento de la oferta ha sido de apenas 0.03% mensual, por lo que prácticamente se ha mantenido constante. Su oferta mensual para el mismo período, fue de 446 mbd en promedio, es decir 216 mbd menos que la demanda (casi 33% menos). GRÁFICO 4.1: Oferta de gasolina en México, 2000-2009 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. En la gráfica 4.1, se observa, primero que el crecimiento de la oferta es casi nulo. Como ya se mencionaba líneas arriba, el crecimiento mensual apenas se situó en el raquítico 0.03% mensual, lo que da como resultado un tmca de apenas 0.4%, de hecho su crecimiento total entre diciembre de 2009, respecto a enero de 2000, fue de tan solo 4.23%, que es alrededor de 17.5 veces menor a la demanda. Aquí se presenta una cierta estacionalidad, siendo el mes de enero en donde se recupera la oferta, y en el período de verano donde regularmente cae la misma. En general esta situación de la trayectoria de la oferta de gasolina, se da, porque de acuerdo a Pemex Refinación (PR), la oferta depende de que en cada centro de trabajo (refinería), se 85 requiere de un esquema muy particular de reconfiguración, basado principalmente en las especificaciones y volúme nes de los combustibles a elaborar, a las características del tipo de crudo a procesar, y al de la ubicación geográfica. Con lo anterior se puede afirmar, que la capacidad de destilación de petróleo en México ha permanecido sin grandes variaciones, lo que se ha traducido de entrada a que la oferta de combustibles en general crezca de manera muy limitada. Y este crecimiento ha sido más bien por las reconfiguraciones llevadas a cabo en las refinerías de Cadereyta y Madero (se construyeron en cada una de ellas, una coquizadora con capacidad de producir 50 mbd), para producir más destilados ligeros, como la gasolina principalmente; y que al mismo tiempo aumentaron sus rendimientos. De hecho los incrementos en la oferta de gasolina por dichas reconfiguraciones en Cadereyta y Madero, fueron de 68.7% y de 55.9%, respectivamente. Por tanto estos centros de trabajo, fueron los que mostraron una variación positiva en su oferta de manera importante, con respecto a las otras cuatro refinerías, que en la cuales no ha habido inversiones importantes, salvo la de Minatitlán, que se está terminando por reconfigurar, por lo que su nueva oferta todavía no tiene un impacto importante. En el cuadro 4.1, se presenta la trayectoria de la oferta de gasolina de cada refinería, entre 1997 y 2007. 86 CUADRO 4.1: Producción de gasolinas por refinería (1997-2007) 1997 2007 Tmca % SNR TOTAL 387.7 443.8 1.4 Cadereyta 48.7 82.2 5.4 Madero 39.4 61.5 4.5 Tula 89.2 100.5 1.2 Salamanca 63.0 63.4 0.1 Minatitlán 53.0 41.7 -2.4 Salina Cruz 94.4 94.5 0 FUENTE: Elaboración propia, con base a Prospectiva de Petrolíferos 2008-2017, SENER. Por lo que se muestra en la tabla No. 4.1, apenas se incrementó la oferta en un 14.5% y con una tmca de 1.4% entre 1997 y 2007, frente al crecimiento de la demanda de gasolina, para el mismo período, de más del 52%, además de una tmca de 4.3%. Por ello ha provocado en 2007, que de cada 1000 barriles consumidos, 583 solo se produjeran en México, y el resto, 417 se compró en el exterior. Aquí es interesante observar que, pese a que las últimas grandes inversiones se hicieron en las reconfiguracio nes desde 1997 en Cadereyta y en Madero, las refinerías más grandes son la de Tula y Salina Cruz, que en conjunto produjeron cerca de la cuarta par te de la oferta en el mercado. De ahí su importancia en el SNR, además de su ubicación geográfica, la cual está cerca de los principales centros de consumo; razón importante para que se haya elegido ese lugar para la construcción de la ya anunciada nueva refinería “Bicentenario”. 87 Actualmente la producción de gasolina en México a través de PR, se concentra en dos tipos de gasolina, la magna 14 y la premium 15. Aunque en mucho mayor medida en la primera; por ejemplo entre el primer año 1997, con respecto al último año de estudio 2007 de la Prospectiva de petrolíferos, 2008-2017, de la SENER, el crecimiento de la magna en términos absolutos fue de 130.7 mbd con una tmca de 3.9%; mientras que el crecimiento para el mismo período, pero para la premium fue de casi 25 mbd, menos de una quinta parte con respecto a la magna, pero con una tmca de 37.1%. Aquí resulta importante ver algunos datos por separado en la serie de tiempo, ya que para la gasolina tipo premium, tuvo alguna participación importante entre los años de 2003 a 2006, con una producción promedio de alrededor de los 39 mbd, sin duda importante aunque a la vez muy lejos con respecto a lo que ha venido representando la producción total de la gasolina tipo magna, que en promedio para todo el período representó alrededor del 93.43%, mientras que la gasolina tipo premium apenas el restante 6.57% de la producción, como se puede observar en la siguiente gráfica. GRÁFICO 4.2: Producción de Gasolinas por Tipo en México, 1997-2007 FUENTE: Elaboración propia, con base a Prospectiva de Petrolíferos 2008-2017, SENER. 14 Gasolina magna, en general es de menor calidad que la premium, va de una concentración de 300 a 550 ppm 15 Gasolina premium, es una gasolina de mayor calidad con una concentración de azufre de 30 ppm 88 El que se produzca en mayor porcentaje gasolina tipo magna (más de 93 %), podría ser indicativo, de que está en función de varios factores: por el tipo de cómo están constituidas las refinerías existentes en el SNR, las cuales fueron creadas para procesar un tipo de petróleo más ligero o dulce; por el tipo de motores de los autotransportes que estaban en ese momento; por la ausencia de una política ambiental más estricta; y porque es la gasolina que más se ha demandado en este período influida obviamente por el precio, él cual ha sido generalmente más bajo con respecto a la premium. 4.2.2 Demanda de Gasolina La demanda de gasolinas, como veremos en este apartado, está más en función de factores muy distintos a los que en cierta forma determinan su oferta. Por ejemplo, inciden de manera importante el precio, el aumento del parque vehicular y su uso intensivo, así como del aumento del ingreso personal per cápita, entre otros factores, como la urbanización, la densidad de población y el apoyo a la industria automotriz. La demanda mensual de gasolina para el período 2000-2009, fue de 662 mbd en promedio, siendo el menor valor el de 499 mbd en enero de 2000, y el máximo valor por 869 mbd en diciembre de 2009, es decir con un crecimiento en términos absolutos para dicho período por 370 mbd (74.14%), con una tmc (tasa media de crecimiento) mensual de 0.46%, lo que al año significó una tmca de 5.6%. El comportamiento a lo largo del tiempo de los datos de esta importante variable se muestran en la siguiente gráfica 4.3. 89 GRÁFICO 4.3: Demanda de gasolina 2000-2009 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. Como se puede observar en el gráfico 4.3, la demanda de gasolina creció a una tmca de 5.6% en los últimos diez años. Se nota una cierta estacionalidad en algunos meses, principalmente en los meses de diciembre, donde siempre hay incrementos importantes. Mientras, que se observa también, que generalmente en el período de verano es cuando más disminuye la demanda. El crecimiento en todo el período, fue de 74.14% (enero de 2000, 499 mbd; diciembre de 2009, 869 mbd). Es decir un aumento en la demanda de gasolinas en 370 mbd más, los cuales son los que en promedio se han tenido que importar. Ahora veamos como se ha comportado la demanda, cuando se ve por el lado del tipo de gasolina y por región (aquí se manejan solamente dos regiones, que es resultado de la política de precios que ha manejado la SHCP, para controlar la demanda de gasolina. Para esto, se analizan solo datos para dos tipos de gasolina, la tipo magna y la tipo premium; y dos regiones, la de la Frontera Norte (FN), y la del Resto del País (RP). Por tanto podemos hablar de cuatro mercados, dos para cada tipo de gasolina. Por un lado tenemos los datos 90 del consumo o de la demanda de gasolina por tipo, para el período de 2000/01-2009/12. Y, por otro lado, los datos del precio de ambos tipos de gasolina, por región, como se muestran en los siguientes gráficos. GRÁFICO 4.4: Consumo de gasolina en México por tipo 2000 -2009 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. Como bien se puede apreciar en el gráfico 4.4, el consumo de la gasolina, se ha concentrado en mayor medida en la gasolina tipo magna en un 86.08%, mientras que solo un 13.94%, en la gasolina tipo premium. Incluso solamente durante el primer año y al finalizar 2008 y todo el 2009, la demanda de la gasolina magna se situó por arriba del 90% y, al parecer, esa tendenc ia seguirá si sigue más barata respecto a la Premium. Mientras que la mayor demanda de la gasolina premium se dio entre los años de 2003 a 2005, siendo el año 2004, cuando, en promedio, el consumo fue por alrededor del 17.4%. ¿Q ué explica esta trayectoria ?, varios factores. Por ejemplo , a que la gasolina magna es la que más se produce y se ofrece en territorio mexicano. También porque el hábito de consumo de los 91 automovilistas se oriente más a este tipo de gasolina; pero lo más importante es su precio , generalmente más bajo, como se muestra en la siguiente gráfica 4.4. GRÁFICO 4.5: Precio de la gasolina en México, por tipo y región (2000 -2009) FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. El precio de la magna ha sido en general más barato, que la Premium. Salvo en el período de 2006-2008, cuando la gasolina magna en la región de la frontera norte, presentó una variabilidad en su precio de manera importante. Por otro lado, en la frontera norte ha estado igualmente más barata pero respecto al mismo tipo de gasolina que en el resto del país, esto por la razón de evitar distorsiones en la demanda cuando resulte un precio menor de este combustible en la frontera sur de EE.UU. en tanto para enero de 2006 resultó más cara la magna de FN, que la magna del RP, en promedio en unos 0.50 pesos por litro. Y durante prácticamente todo el 2009 se mantuvieron en el mismo precio, que es la tendencia que actualmente se sigue. Mientras que la magna FN, igualmente estuvo ya más cara al menos por dos meses (marzo y abril de 2006, en 0.35 y 0.87 pesos por litro, respectivamente), que la premium de FN. Y finalmente, lo mismo sucedió con respecto a la gasolina premium del 92 RP, para dichos meses fue más cara que ésta, ahora con una diferencia de 0.02 y de 0.52 pesos por litro. Para que a partir de ahí comenzara de nuevo a ser más barata que estas dos tipos de gasolina, premium de RP y de FN, hasta homologarse en su precio con la magna del RP. Con estos resultados se puede inferir, que como la mayor parte del consumo se concentra en la gasolina más barata, la magna, y que está a su vez no se produce de manera suficiente para cubrir la demanda interna, entonces una gran parte de esta también se ha estado importando y no sólo la gasolina tipo Premium. Analizar las tendencias sobre el precio de este bien, resulta muy complejo, ya como muchos lo indican, es uno de los productos más significativos del consumo diario, cuyas variaciones inciden en la inflación y reducción del ingreso disponible para otros consumos. Por ejemplo, cuando uno revisa de manera histórica el precio de la gasolina, se pueden observar varias cosas interesantes. Que su precio en general para todo el país, ha estado más barato en México que en EE.UU., en algunos períodos. Resultó más barato en el país vecino, durante los años de 1944 a 1947. A partir de 1976, estuvo más barato unos años en México (1977, 1979, 1980, 1983, 1984, 1988 y 1989) el resto, fue más barato en EE.UU. De 1990 y hasta el año de 2006 (17 años), fue menor en el país vecino. Pero en 2007, resultó más barato en México en casi el 25%; para que en 2008 fuera más cara en poco más del 20%, y finalmente en 2009 resultó más barata en México, por alrededor del 15%. (Aguirre Botello, 2010). 93 4.3 Descripción de las variables: parque vehicular e ingreso per cápita 4.3.1 Parque Vehicular Aquí la evolución del parque vehicular no es el tema principal a tratar, pero si es uno de los principales factores que explican la variable dependiente de manera indirecta; es decir que esta variable, está relacionada con la demanda, que a su vez es la que explica la evolución de las importaciones de gasolinas. Por tanto es importante ver aunque de manera demostrativa solamente, cómo se ha desenvuelto este sector durante el período en estudio. Por un lado, pese a la fuerte caída en ventas de vehículos nuevos que se dio por la crisis reciente, el parque vehicular en México crece constantemente. Esto de acuerdo con datos de INEGI que, a agosto del 2009, muestra un crecimiento en los últimos 12 meses, de 4.4% en el total de vehículos registrados en circulación, con crecimiento de 4.2% en automóviles, 2.3% en autobuses y 5.0% en camiones. De acuerdo al mismo organismo, existen veintiocho y medio millones de vehículos registrados en circulación, que se agrupan así: automóviles 19, 470,920 (casi el 70%); camiones 8,596,805; autobuses 335,940. Si bien esta cifra difiere en cierta forma de la publicada por otras empresas y organismos, es difícil contar con una cifra real del actual. Lo importante será analizar la evolución del mismo con estos datos. En el gráfico No. 4.7, referente al parque vehicular, se observa que no presenta una estacionalidad muy marcada, aunque si tres períodos con una pequeña diferencia en el 94 crecimiento; por ejemplo de 2000 a 2002 se da un mayor crecimiento en el parque vehicular (0.67% mensual) con respecto al período 2003-2005, que se ve que aunque sigue creciendo, lo hace en menor medida (0.42% mensual), para que a partir de 2006 y hasta el 2008, tenga un mejor crecimiento nuevamente (0.80% mensual), y posteriormente en 2009 vuelve a disminuir, pero ahora de manera importante en menos de una cuarta parte con respecto a los tres años anteriores (0.17%). GRÁFICO 4.7: Parque Vehicular en México, 2000-2009 FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. Por otro lado, su crecimiento promedio mensual fue de 0.60%, que fue mayor que el de la demanda y oferta de gasolina, así como del precio de la misma. El crecimiento en términos absolutos, fue de poco más de diez millones de vehículos, lo que representó un incremento de más del doble el parque vehicular, es decir un 104.4%. En otras palabras, significa que cada mes se incorporaron en promedio alrededor de 83,588 vehículos al parque vehicular nacional, y al año poco más de un millón de vehículos a nivel nacional. Obviamente este indicador es en gran medida reflejo de lo que se da en la Ciudad de México y su área Metropolitana, en la cual se calcula, que entran alrededor de 250,000 vehículos adicionales al año, tres veces mayor a la media nacional. 95 El efecto adicional de la dinámica de esta variable, es que trae otros problemas, que aunque no son objeto de análisis de este trabajo, sí es importante mencionarlo. Por ejemplo, congestión que reduce la velocidad promedio de los desplazamientos y genera un mayor consumo de gasolina y, por ende, incrementa su importación. Esto, incluso puede poner en riesgo ya no solo la seguridad en el abastecimiento de dicho combustible en suministro, en tiempo y en precio. Puede provocar también el colapso en las vialidades de la ciudad, etc. Y esto se da sólo por mencionar dos causas, una por el deficiente sistema de transporte con que contamos en México (nos es ordenado, no es totalmente seguro y es altamente contaminante), y la otra causa, es que no hay una o unas políticas públicas paralelas que combatan estos problemas. 4.3.2 Ingreso per cápita El Ingreso Nacional Bruto per cápita (INB per cápita, antes PIB per cápita), es junto con la evolución del parque automotriz, una de las variables importantes que explican en parte el comportamiento de las importaciones de gasolina. La importancia de esta variable radica en que según la teoría económica, cuando ésta aumenta tiende aumentar también el gasto en consumo en general de bienes y servicios, aunque no siempre o no necesariamente en la misma proporción, es decir sin entrar en mayores detalles, que las elasticidades ingreso de la demanda varían dependiendo el tipo de bien o servicio. En el caso de la gasolina, vemos que se trata de un bien normal básico, con un coeficiente de elasticidad ingreso positivo menor a 1, lo que significa que , en el corto y mediano plazo, cuando aumentan los ingresos 96 del consumidor, la demanda de bienes normales también aumenta, aunque en menor proporción, y cuando cae el ingreso la demanda no se reduce en proporción igual. Pero si tomamos en cuenta que, en México, uno de los principales productos de la canasta básica16 , es precisamente la gasolina que, de acuerdo a información del Banco de México (Banxico), representa en términos generales alrededor del 4.23% (INPC, Base 2002, Banxico) del gasto total de los hogares; si tomamos en cuenta que se contabilizan alrededor de 384 conceptos genéricos (bienes y servicios), vemos que el gasto en este bien (combustible), que es a través ya sea del uso del automóvil particular personal o de carga, o mediante el uso de algún transporte público, representa una cantidad muy importante manifestada en tres conceptos genéricos: gasolina de bajo octanaje, gasolina de alto octanaje y taxis. Por tanto cuando aumenta el INB per cápita, la gente que tiene automóvil propio, tiende a usarlo más; mientras que la gente que no tiene carro, o puede adquirir uno y ser un consumidor potencial más, o bien tomar servicio de transporte colectivo o taxi de manera más recurrente; todas esas acciones derivan en que se dé una tendencia a demandar más gasolina y, por ende, sino se cubre con la producción interna se recurre a la importación de este combustible, como ya se ha venido haciendo cada vez más. 16 La canasta básica es un subconjunto de la canasta de bienes y servicios del Índice Nacional de Precios al Consumidor. Los bienes y servicios que conforman la canasta básica fueron seleccionados por los representantes de los sectores firmantes del Pacto para la Estabilidad y el Crecimiento Económico a finales de 1988. El objetivo de conocer el comportamiento de los precios de los bienes y servicios que conformaron la mencionada canasta era garantizar el cumplimiento de los acuerdos que sobre los precios de bienes y servicios del sector público y privado los participantes del PACTO iban estableciendo. La canasta básica considera 384 conceptos genéricos del INPC. El Banco de México recibió la encomienda de medir y publicar este indicador. La canasta mencionada está integrada, básicamente, por 8 rubros: alimentos, bebidas y tabaco; ropa, calzado y accesorios; vivienda; muebles, aparatos y accesorios; salud y cuidado personal; transporte; educación y esparcimiento; y otros servicios. FUENTE: Banxico. 97 En el gráfico No. 4.8, se puede observar entre otras cosas, que se da una relación muy fuerte entre la evolución del INB per cápita y el consumo de gasolinas. incluso sus tmca, son casi iguales en el mismo período 4.07% y 4.77%. GRÁFICO 4.8: México, INB per cápita (USD) y Consumo de gasolina (mbd), 2000 -2009 FUENTE: Elaboración propia con base a datos del Banco Mundial e INEGI y PEMEX. 4.4 Trayectoria de la Variable Dependiente: Importación de Gasolina La importación de gasolina, combustible que en muchos países, representa un gasto un gasto alto en las cuentas públicas, es en la mayoría de los casos uno de los motores del dinamismo de las economías. La insuficiente oferta interna obliga a recurrir a la importación y obviamente implica costos colaterales. México, no ha sido la excepción, que incluso es más grave. Por ejemplo, según reportes de PMI Comercio Internacional, filial de PEMEX, reveló que ya en los últimos años y propiamente el año pasado (2009), 4 de cada 10 litros de gasolina consumidos por los automovilistas mexicanos, fueron importados; y que esas importaciones vienen de algunos países que no son productores de petróleo, como Singapur o Taiwán; o de otros, que aunque producen petróleo, importan para producir derivados, como son España y Brasil. Aunque, por otro lado, de ese total de importación de gasolinas, la mayoría proviene del vecino país del norte, EE.UU., en un 62%. 98 Por ejemplo, en 2009, PMI reportó un volumen promedio de importaciones de gasolina de 321 mbd que representaron 68.2% de la producción nacional estimada en 470 mbd. El origen de ese combustible llegó en general de EE.UU. de donde se compraron 190.6 mbd (casi el 60 %); de Holanda, 49.5 mil barriles; de España 16.3 mil barriles; Arabia S. 11.9 mil barriles; y el resto, 37.4 mil barriles de otros países, como Corea, Italia, Portuga l, Brasil, etc. (Vanguardia, 29 de Diciembre de 2009). Como se mencionó, la oferta interna insuficiente es el principal factor de que haya dependencia a la importación de gasolinas, combinado con la creciente demanda. Y esto se debe a que la capacidad de refinación ha estado estancada y no ha habido la inversión suficiente en el SNR en más de dos décadas. Por otra parte, el gobierno no puede abastecer el combustible a precios competitivos, o reales. Por el contrario lo hace con un alto subsidio, mediante el mecanismo del impuesto del IEPS. El IEPS Por su funcionamiento, puede considerarse como un impuesto de ajuste ya que el precio de las gasolinas y del diesel, son administrados. El importe del IEPS a estos productos podría entenderse como el diferencial entre el precio de referencia y el precio máximo al público establecido para el mercado interno. Entonces cuando el precio de referencia es mayor al precio establecido (administrado), el IEPS resulta negativo, y ese diferencial se traduce en subsidio. De manera esquemática se representa en la figura 4.1, el mecanismo de funcionamiento de este impuesto, suponiendo un precio máximo de venta al público, y diferentes niveles de precio de referencia, que implican también, diferentes niveles de impuesto o subsidio al comprador final de estos productos. 99 FIGURA 4.1: Funcionamiento del IEPS. FUENTE: SENER, Prospectiva de Petrolíferos 2010-2025. Por ejemplo el gobierno, a través de este mecanismo destinó al subsidio de las gasolinas un monto de 122 mil millones de pesos, de julio de 2009 a enero de 2011. Pero dichas limitantes, no quedan solamente en los ámbitos operativos sino también institucionales. En la gráfica No. 4.9, se presenta la serie de tiempo de las importaciones de gasolina, se puede observar: Primero, esta es la variable que presenta mayor variabilidad en torno a su media, por lo que aquí a diferencia de las otras variables, su media, no es un buen indicador de representatividad. No presenta una estacionalidad muy marcada, es decir las importaciones no siempre o regularmente no aumentan o disminuyen en ciertos meses o ciertos períodos de cada año de manera repetida, salvo tal vez en enero que es en donde regularmente presenta un repunte en casi todos los años, de ahí en fuera la serie es muy irregular a lo largo de dicho período. 100 GRÁFICO 4.9: Importación de gasolina 2000-2009, en mbd FUENTE: Elaboración propia, con base a datos de PEMEX e INEGI. El crecimiento promedio mensual durante el período 2000-2009, fue de 1.53%, que fue a su vez, mayor con respecto a todas las demás variables explicativas o independientes. Su tmca fue de 13.8%, que también fue de hecho muy superior al de las demás variables. En tanto el crecimiento en términos absolutos entre enero de 2000 (66 mbd) con respecto a diciembre de 2009 (408.3 mbd), fue por 342 mbd, es decir un crecimiento de más de cinco veces (518.6%). Si el período que se viene analizando se parte en dos, la tmca de 2000-2004 apenas es de 0.94%, mientras que la tmca de 2005-2009 es de 14.14%, es decir el segundo período ha venido creciendo en ¡15 veces! respecto al primero. Esto indica dos cosas muy importantes. Primero, que las importaciones de gasolina vienen creciendo en una cantidad mucho mayor y más rápido respecto al de las demás variables explicativas, y más aún con respecto a la oferta, en esta segunda parte del período. Y segundo, que la tendencia de mayor crecimiento que se da en los últimos cuatro años (2005-2009), augura, que al menos está tendencia seguirá el mismo curso en el corto y mediano plazo (meses y hasta algunos años), si se mantienen las mismas condiciones actuales, lo que traerá como consecuencia que el déficit comercial del sector petrolífero se agudice aún más. 101 Antes de pasar al siguiente punto, primero se verá como se relacionan las principales variables planteadas como explicativas (consumo y oferta de gasolina), con respecto a la variable a explicar o dependiente, que es la importación de gasolinas. Y a partir de ello se recurrirá a correr un modelo de regresión lineal múltiple. El cual tiene como finalidad tres cosas. Una, apoyar solamente el argumento del gran deterioro en el que está el sector de refinación en México, pero sin pasar a ser la parte medular de este trabajo de investigación. Dos, ver que tanto explican las variables independientes a la variable dependiente. Y tres, a partir de ello, buscar predecir cómo se comportará la variable dependiente al menos en los siguientes años (hasta el 2015), para ver qué medidas se deben de tomar para contrarrestar el problema planteado en este trabajo de investigación. 1.5 Modelo de Regresión Simple Múltiple Los resultados que arroja el modelo, primero se dan en función de la correlación que existe entre cada una de las variables independientes con respecto a la variable dependiente. Por lo que aquí, se tomaran en cuenta las dos correlaciones de las variables independientes con respecto a la variable dependiente. Y los resultados se muestran en la siguiente tabla. TABLA 4.1: Correlations importación importación Pearson Correlation Sig. (2-tailed) Demanda 1 .822** .213 * .000 .010 FUENTE: Elaboración propia con base a datos de PEMEX e INEGI ** Significancia al 0.01%, *Significancia al 0.05%. Oferta 102 Como muestra la tabla de correlación de Pearson anterior, para la variable de demanda de gasolina se da una alta correlación, de forma positiva y además con una alta significancia para un nivel de 0.01. Es decir, esto significa que cuando aumenta la demanda de gasolinas, también lo hizo la importación de estás. Mientras que para la variable independiente de la oferta, que aunque parezca tener una relación baja con la variable dependiente, ésta es muy importante para explicarla, en parte por su significado económico; y aunque no es significativa a un nivel 0.01, si lo es a un nivel de 0.05. Por tanto, si aumenta la demanda se elevan las importaciones; y como la oferta propia es rígida, entonces los cambios en la demanda, de corto y mediano plazo no obedecen a cambios en la oferta, si no que se compensan con las importaciones. GRÁFICO 4.10: Gráficos de Correlación FUENTE: Elaboración propia con base a datos de PEMEX e INEGI En el gráfico 4.10, se ve de manera más clara, como se dan las relaciones de cada una de las variables independientes con respecto a la variable dependiente. Y entonces se puede observar, que en la variable de demanda de gasolina (D), se presenta un coeficiente de 103 correlación positivo y además muy cercano a 1 (.822), es decir que el grosor de la nube es más estrecha y alargada, por lo que el margen de variación en las importaciones de gasolina para cada uno de los valores de la demanda de gasolina, será menor y por tanto más acertados sus pronósticos. Mientras que la variable oferta de gasolina (O), como se puede observar claramente, su coeficiente de correlación de hecho está más cerca de 0 que de 1(.213), lo que nos indica que ésta variable no tiene una relación muy lineal o estrecha con respecto al comportamiento de las importaciones de gasolinas, por lo que resulta ser menos predictiva para ésta. Aunque aquí es importante aclarar, que la dirección si es la correcta, en la medida que crezca la oferta se reducen las importaciones de gasolina. En la siguiente parte se expondrán de manera muy general los resultados de la regresión lineal múltiple (RLM), que tiene como objetivo analizar y explicar en parte el comportamiento de la variable dependiente (M = importación de gasolinas), a través de la utilización de variables independientes, que para este caso se consideran deterministas y que se proponen como explicativas (D=demanda de gasolina y O=oferta de gasolina). 17 17 NOTA ACLARATORIA: Para definir las variables explicativas del modelo, tuve que recurrir en principio a tomar en cuenta varias de ellas, entre la cuales destacaban el parque vehicular, el precio, el INB per cápita, el tamaño de la población; por un lado; mientras que por otro también tome en cuenta, variables como la capacidad instalada de refinación, inversión en el sector, así como contemplar la innovación tecnológica. Pero me percate que las primeras variables mencionadas explicaban más directamente a la Demanda de gasolinas que a las Importaciones de la misma; e igualmente las segundas variables mencionadas explican más a la Oferta de gasolinas que a las propias importaciones. Por lo que al correr los modelos de regresión introduciendo algunas de éstas variables, se presentaron a su vez algunos problemas en el resultado global del modelo. Uno de ellos fue, que se presentaba multicolinealidad, es decir se daba una relación más directa entre variables explicativas, que de ellas hacia la variable a explicar, que en este caso es la importación de gasolinas. Y otro de los resultados que no ajustaban al modelo, es que en varias de las combinaciones de dichas variables explicativas, que aunque podrían tener un sentido económico lógico, no resultaban significativas, por lo que lo más correcto era excluirlas del modelo. Aún así, como previamente se hizo líneas arriba de este capítulo, fue pertinente explicar descriptivamente algunas de estas variables por la importancia que en ellas recae parte de la explicación aunque sea de manera indirecta del comportamiento de las importaciones de gasolina. Por tanto, el modelo o modelos que en principio se llegaron a plantear, tuvieron que ser descartados por sus 104 Entonces con las variables ya definidas (M=importación de gasolinas, endógena; y O=oferta de gasolinas y D=demanda de gasolinas, exógenas), empezamos planteando la siguiente pregunta, ¿Acaso el creciente y continuo déficit comercial del sector petrolífero en México, se debe principalmente a las altas cantidades importadas del combustible de gasolina, las cuales dependen en gran medida tanto de la demanda como de la oferta de éstas? Y la especificación del modelo bajo las variables antes mencionadas, quedaría de la siguiente forma: De manera general es: De manera específica sería: Yt = ß0 + ß1 X1t + ß2 X2t + et M t = ß0 + ß1O 1t + ß2D2t + et Donde la ß0 es la constante y las demás ß indican los parámetros o coeficientes que miden el cambio de la variable dependiente, derivado del cambio de cada una de las variables independientes, -ceteris paribus-. La M indica las importaciones de gasolina, la D la demanda de gasolina y la O la oferta de gasolina, y el último término e indica el error, refiriéndose a una hipótesis teórica incompleta, error en la medición de las variables, entre otras cosas. Por lo que el resultado global al correr el modelo introduciendo dichas variables, fue el que se presenta en la tabla 4.2: inconsistencias estadísticas, aún así cuando algunas de la variables se les trato de hacer algunos ajustes, como por ejemplo aplicarles logaritmos naturales con la finalidad de que se ajustaran al modelo, cosa que no sucedió en ninguno de los casos, mas sin embargo lo complicaban mas, además de que también iban a hacer más difícil la interpretación de los resultados, por lo que se optó mejor por trabajar con las dos principales variables que engloban a otras muy importantes (oferta de gasolina y demanda de gasolina). 105 TABLA 4.2: Resumen del Modelo de RLM Standardized Model B 1 Coefficients Unstandardized Coefficients (Constant) Std. Error Beta -274.094 77.003 Oferta -.493 .187 Demanda 1.021 .065 t Sig. -3.560 .001 -.147 -2.632 .010 .882 15.757 .000 R R Square Adjusted R Square 0.833 .694 .689 FUENTE: Elaboración propia con base a datos de PEMEX e INEGI Conclusiones del Modelo de Regresión Lineal Múltiple (MRLM): ¶ Estadístico F es significativo. Es decir las dos variables (oferta de gasolinas y demanda de gasolinas), junto con la constante resultan significativas al 95%, para explicar a la variable independiente (importación de gasolina). ¶ La ecuación de la Regresió n quedaría de la siguiente manera: ¶ Mt = -274.094 – 0.493 (Ot) + 1.021 (D t) + et ¶ Y que cerca del 70% del comportamiento de las importaciones de gasolina, se explica por la trayectoria de la demand a de gasolinas como por la oferta de éstas. ¶ Por lo que podríamos inferir, que si la ecuación de pronóstico resultará correcta de acuerdo al resultado del MRLM, las importaciones de gasolina, dada la oferta y demanda de éstas (ceteris paribus), por ejemplo para los próximos seis años (20102015), serían las siguientes, como se muestran en el gráfico 4.11: 106 GRÁFICO 4.11: Importaciones de gasolinas en México, 2000-2015, en mbd. FUENTE: Elaboración y cálculos propios, con base a datos de PEMEX e INEGI. Esta resultaría entonces, una estimación bajo los supuestos de tomar en cuenta solamente dos variables, que de hecho considero como ya lo había mencionado anteriormente, como las más importantes (oferta de gasolinas y demanda de gasolinas), manteniendo constantes todas la s demás que no se incluyeron, incluso por ejemplo una que resultaría muy importante que va muy relacionada con la oferta, que sería el aumento sustancial en la capacidad de refinación en algunas de las otras cuatro refinerías o en todas. 18 18 El cálculo para estimar la importación de gasolinas, se hizo primeramente obteniendo los valores de los pronósticos de las dos variables explicativas para el período de 2010-2015 (oferta de gasolinas y demanda de gasolinas), por medio del método de medias móviles de Box-Jenkins; y una vez obtenidos estos se procedió a correr el modelo introduciendo las tres variables con la ayuda del paquete estadístico de SPSS. El resultado que arrojó la regresión lineal múltiple, a parte de los estadísticos pertinentes que resultaron significativos, fue la ecuación de pronóstico, que ya adaptada quedo de la siguiente manera: Mt = -274.094 – 0.493 (Ot ) + 1.021 (Dt ) , por lo que lo único por hacer, fue el sustituir todos los valores de los pronósticos obtenidos de la oferta de gasolinas y demanda de gasolinas (72 meses) en dicha ecuación y así resultó la estimación mensual de la variable a explicar, la importación de gasolinas para el período de 2010-2015. Aunque debe quedar claro, que aunque no es el método econométrico más riguroso, si nos acerca para darnos una idea de cómo se comportarían las importaciones de gasolinas, si todas las demás variables, excepto las explicativas se mantienen constantes. 107 Entonces según estos cálculos, las importaciones de gasolinas seguirán teniendo la mayor tasa de crecimiento durante el período de 2010-2015, con una tmc mensual de 0.89%, contra unas tmc mensual para la oferta y la demanda por 0.07% y 0.42%, es decir las importaciones de gasolina crecerán más de once veces con respecto a la oferta de gasolinas y un poco más del doble de lo que crecerá la demanda de las mismas. CUADRO 4.3: Comparativo de importaciones de gasolinas en 2010, pronóstico y real. real 2010 pronóstico 2010 diferencia % enero 258.8 312 53.2 21% febrero 338.6 330 - 8.6 -3% marzo 413.9 341 - 72.9 -18% abril 397.7 335 - 62.7 -16% mayo 363.0 350 - 13.0 -4% junio 336.8 356 19.2 6% julio 393.4 342 - 51.4 -13% agosto 355.8 351 - 4.8 -1% septiembre 344.7 348 3.3 1% octubre 369.8 363 - 6.8 -2% noviembre 456.6 372 - 84.6 -19% diciembre 512.9 418 - 94.9 -19% PROMEDIO 378.5 351.5 27 Fuente: Elaboración propia, con datos de PEMEX, Indicadores Petroleros. -7% La conclusión del cuadro anterior es interesante, en el sentido de que el promedio anual entre los datos reales reportados por Pemex Refinación, y los proyectados en el MRLM para el año de 2010, son apenas de una diferencia de menos 27 mbd, lo que representa un porcentaje de -7%. Lo que indica de cierto modo, que el pronóstico no está muy alejado de la realidad y se afianza como parte importante de la explicación sobre la trayectoria que pueda tener las importaciones de gasolina en los años subsecuentes, bajo los supuestos antes señalados. 108 Por tanto, bajo esta tendencia, si se toma como supuesto un precio de gasolina de 2.22 dólares por galón (que es el promedio del precio comercial del galón de gasolina de 2008 a junio de 2011, en la zona de la Costa del Golfo de México del sur de Estados Unidos), que equivalen a 93.24 dólares por barril de gasolina, el costo de las importaciones de este combustible para el período de 2010 a 2015, estaría rondando los 87,672.5 millones de dólares, que es alrededor de 14,612 millones de dólares por año. Mientras que la trayectoria proyectada de las tres variables, para el período 2010-2015 se muestran en la gráfica 4.12. GRÁFICO 4.12: Trayectoria de la oferta, demanda e importaciones de gasolinas en México, 2010-2015, en mbd. FUENTE: Elaboración y cálculos propios, con base a datos de PEMEX En el gráfico 4.12, se puede observar, que de mantenerse esas tendencias y condiciones, va a llegar el momento en que las importaciones de gasolina superen a la oferta interna de las mismas, como se muestra a finales de 2013, lo que provocará que se destinen cada vez más, grandes cantidades de recursos públicos si éstas se siguen subsidiando como hasta ahora. 109 4.6 ¿Es necesaria la participación del sector privado en la industria de refinación? La inversión estimada en materia de refinación, que deberá invertir con urgencia el país en el corto y mediano plazos hasta el 2017, según el documento de Prospectiva de Petrolíferos 2008-2017, es de: § La conversión tecnológica de las otras tres refinerías (Salamanca, Salina Cruz y Tula), con un costo unitario de entre dos y tres mmdd cada una. § La necesidad urgente de ampliar la capacidad de refinación de petróleo, en al menos unos 500 mbd, para lo cual se requiere una inversión estimada para este rubro, de entre 14 y 18 mil millones de dólares (mmdd). § También se requiere de una inversión importante para el transporte vía ductos y almacenamiento de refinados, por cerca de 2 mmdd. § Y por último, también otra cantidad de entre 4 y 5 mmdd, para el mejoramiento de la calidad de combustibles, que en su mayoría va enfocada hacía el diesel y principalmente a la gasolina. (PEMEX, 2008) Por lo que el estimado total ronda entre los 26 y 34 mmdd, cantidad que no sabe si el gobierno por si sólo podrá cubrirla, o es necesaria que se invite a la iniciativa privada para que participe y ayude a cubrir la demanda faltante que requerirá el país en los próximos años. De hecho en la propuesta de reforma petrolera que el ejecutivo mando en 2008 al Congreso, se propuso un esquema de “maquila” de refinación basado en el argumento de que en vez de seguir promoviendo y generando empleos en el exterior. (caso del convenio con la 110 refinería de Deer Park, desde 1993 a 2007), que los empleos se puedan generar mejor en México, produciendo esas gasolinas dentro del país. El “nuevo esquema” funcionaría de la siguiente manera: proponer a terceros que también construyan refinerías, a través de las cuáles recibirán por parte de PEMEX los hidrocarburos para su procesamiento, y que posteriormente deben de entregar en gasolina procesada de manera exclusiva y completa a PEMEX, (Ya que hay que recordar, que este organismo es el único, según la constitución, que está autorizado a distribuir y comercializar los refinados del petróleo en el país, en el caso de la venta final, se hace a través de franquicias legales de PEMEX) . La participación de terceros, sería bajo un esquema de permisos administrativos controlados por la autoridad (no menciona que autoridad, supongo que la SENER o la CNE, o la CRE), y los servicios recibidos serían pagados solamente en efectivo. Además de otras regulaciones y obligaciones que deberán cumplir, como seguridad y calidad en el servicio, pero que igual no se tratan o mencionan con claridad. Además que dichos contratos estarían sujetos al buen desempeño y a la generación de resultados en la ejecución de los trabajos encomendados, con la finalidad de que a PEMEX no le resulten en costos extras. Incluso en este último año, según un documento elaborado por la Unidad de Evaluación y Control, de la Cámara de Diputados, “refirió que en 2007, por ejemplo el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación fue de 61.6 dólares por barril, pero la refinería de Deer Park, en Texas, donde Pemex maquila petrolíferos en asociación con Shell, le pagó a la paraestatal el barril de crudo a 20 dólares y luego le vendió la gasolina a 74 dólares por barril. De esta manera, cada barril de gasolina comprado en esa refinería de Estados Unidos le representó a Pemex una pérdida de 54 dólares y una utilidad a la refinadora por 111 el mismo monto. Los precios de las gasolinas negociados por Pemex Refinación en los mercados han sido desfavorables, en virtud de que comparativamente con los precios internacionales de la mezcla mexicana de exportación significan un elevado margen para las empresas que le venden la gasolina a la paraestatal”. (Méndez, 2011). Por último se mencionaba en su momento en la iniciativa, que con este esquema no se violaba la constitución, y que con esta contratación no se transfería propiedad alguna de los hidrocarburos al contratista, ya que este tendría la obligación de entregar a PEMEX todos y cada uno de los productos y además de todos los residuos que resulten aprovechables, si esto es correcto no tiene por qué modificarse artículo alguno de la Constitución, para que terceros puedan ya participar en este sector. Aquí se presenta un dilema. Por un lado, con el análisis de los datos e información generados hasta ahora, uno podría concluir, que el gobierno a través de PEMEX ha mostrado incapacidad de hacer frente a una demanda creciente de gasolinas, la cual ha crecido poco más de 5% al año en la última década, mientras que la oferta de gasolinas se ha mantenido prácticamente constante, porque las inversiones en el sector de refinación no han sido las suficientes. Entonces, si sería factible promover la participación del sector privado, para que con la inyección de recursos, revitalice al sector y cubra el margen faltante de la demanda. 112 Los beneficios de la inversión privada serían, además de incrementarse las inversiones en el sector, dar prioridad a la inversión nacional siempre que cumpla con los requerimientos mínimos necesarios, y como consecuencia se estarían genera ndo empleos dentro del país. Pero por otra parte, en dado caso que ya no hubiera restricción legal alguna, como de hecho tal parece, de acuerdo al Reglamento que entró en vigor (entre otros) a consecuencia de la reforma de noviembre de 2008, es decir el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, con fecha del 23 de septiembre de 2009, en su artículo 2°, ya incluye el término definido de “permisionarios”, que refiere a aquellas personas físicas o morales titulares de un permiso para la realización de actividades de transporte, almacenamiento o distribución, conforme a lo dispuesto en las disposiciones jurídicas aplicables; y que no se limita solamente para el gas natural, sino que queda abierto para cualesquiera de los otros hidrocarburos o sus derivados. Mientras que, en su artículo 4°, dicho Reglamento prevé que tanto PEMEX como sus Organismos Subsidiarios podrán construir y operar sistemas, infraestructura, plantas, instalaciones, gasoductos, oleoductos y toda clase de obras conexas o similares para la mejor realizació n de sus actividades relacionadas con la Industria Petrolera, pudiendo si así lo creen necesario contratar dichos servicios con empresas privadas. Es decir, que actividades como la refinación, las pudiera llevar a cabo también el sector privado. Una vez librado la restricción legal, el problema que ahora se presenta para este sector es, la rentabilidad que se ha dado en los últimos años; que al parecer, observando los datos en este rubro, resultan poco atractivos para los inversionistas. 113 GRÁFICO 4.13: Márgenes de Refinación del Petróleo, dólar/barril. (2000-2010) FUENTE: BP Statistical Review of World Energy June 2011. Por tanto, los principales obstáculos para obtener buenos márgenes de ganancias, es que se presentan en general tres grandes restricciones: la volatilidad de los precios del crudo, fuertes imposiciones tributarias y a las regulaciones ambientales. Y como se observa en la tabla 4.12, en el período 2000-2010, el margen promedio, en los tres pr incipales centros globales de refinación, fue de 4.59 dólares por barril. Mientras que en los últimos tres años, 2008-2010, el margen de refinación llegó a tener valores negativos en algunos centros de refinación. Ante esto, parece ser que la necesidad imperativa de resolver el problema del déficit de petrolíferos, al menos en el corto y mediano plazo, es la decisión de parte del gobierno, de invertir fuertes recursos o los necesarios para ir atenuando el problema. 114 CONCLUSIONES Primero hay que reconocer que, el problema planteado en la presente investigación, “el déficit comercial del sector de petrolíferos en México”, si se reconoció ya en su momento como un problema público, tanto por la opinión pública, académicos, así como por la autoridad gubernamental, en este caso a nivel federal. Co mo se vio en su momento, la autoridad estudió la situación del sector refinación del país y concluyó que el problema persistía y persiste de manera grave, y que de hecho no se limita a lo meramente operativo, sino que las carencias se ven también a nivel institucional, normativo o legal y a la insuficiencia de recursos, lo que ha provocado que su objetivo fundamental, que es abastecer con eficiencia, calidad, oportunidad, seguridad y a precios competitivos la demanda de petrolíferos del país no se cumpla como debe. Además de que implica varios efectos, principalmente, obtener mayores recursos del presupuesto de egresos para la importación de gasolinas; menor inversión destinada hacia el sector; traslados de empleos hacia el exterior; alta dependencia exterior de estos insumos; y sobre todo, poner en riesgo la seguridad en el abastecimiento de estos energéticos, imprescindibles para el país. Recomendación: si ya se avanzó en el consenso de reconocer el problema como público, e incluso ya se decidió construir una refinería, lo importante ahora es que se lleve un seguimiento puntual, por parte de los distintos actores para que se cumpla este primer compromiso. Por otro lado, se consideró muy importante, diría imprescindible, que para llevar a cabo la investigación de dicho problema, se debía estudiar aunque sea de manera general, la 115 dinámica del sector que precede a la industria de la refinación, es decir a la industria del petróleo, que es la que proporciona el insumo básico de ésta. Dicho en otras palabras, el comportamiento del sector petrolero supedita en mucho al sector de refinación, o condiciona en muchos aspectos el proceder de este sector. Recomendación: aunque el sector de refinación se considera y maneja como una industria separada de la industria de exploración y explotación de petróleo, no debe desligarse en ningún momento de ésta, además de que PEMEX, debe considerar siempre una existencia de reservas de crudo, con las características óptimas, para cubrir las necesidades que se presenten en la industria de refinación. Fue importante, ver de manera general un comparativo de México con dos países de la región latinoamericana con características similares, Brasil y Venezuela , que son productores importantes de petróleo, y de productos refinados, también cuentan con grandes cantidades del preciado recurso; el problema de déficit del sector de petrolíferos no se presenta para el caso de Venezuela, y no es igual o al menos de la misma magnitud en Brasil. En pocas palabras parte de la explicación es, porque en los tres países se cuentan con mercados muy diferentes, en tamaño y hábitos de consumo en estos petrolíferos; sus matrices energéticas igualmente son muy diferentes; el régimen legal y fiscal también es distinto; además de que en los dos países a diferencia de México, sí hay una participación del sector privado más abierta, tanto en la industria petrolera como en la industria de refinación; y algo muy importante, es que su producción de petrolíferos con respecto a su capacidad de refinación, son más altas que en México, Brasil con poco más de 9.5% y Venezuela con casi 4%, sin duda porcentajes significativos en cuanto a mejores 116 rendimientos. Asimismo hay coparticipación en varios tipos de proyectos en ambas industrias o sectores, que también se dan en el ámbito internacional, es decir sus estrategias de mercado no sólo se han limitado dentro de sus países, sino que han buscado llevar a cabo distintas alianzas estratégicas de negocios con otras empresas estatales y privadas del sector; situación que en México a través de PEMEX no se ha desarrollado o llevado a cabo, de manera correcta. Recomendación: que Pemex Refinación establezca un programa para obtener mejores márgenes de capacidad de operación y además eficientes, pero sobre todo que realmente los cumpla. Y por otro lado, que establezca reglas más claras, así como crear los incentivos necesarios para atraer al sector privado a invertir. En cuanto a la infraestructura de la industria de refinación de México, se vio que ésta, ha estado y está actualmente asociada a dos grandes limitaciones, por un lado a la precariedad de una buena parte de su Sistema Nacional de Refinación (SNR), el cual ha estado abandonado en cuanto a mantenimiento. Y por otro lado, a la falta de inversiones en la ampliación del SNR. Recomendación: Establecer de manera urgente, un programa de inversiones para cubrir las necesidades de mantenimiento, corrección y ampliación de la infraestructura necesaria, de manera constante, para que opere todo el SNR, de acuerdo a los requerimientos mínimos de la demanda. Respecto a la infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de productos refinados, que también han estado rezagados y abandonados, lo que ha provocado que se le reste flexibilidad operativa y al mismo tiempo ha limitado su capacidad de respuesta ante las necesidades cada vez mas crecientes y exigentes del mercado, entonces lo más prudente es comenzar a licitarse este sector para que privados lo puedan proveer. 117 En cuanto al rubro de inversiones, la prioridad en los últimos años de la política petrolera, ha sido enfocarse más en la exploración y producción de crudo. Pero sobre todo, en intensificar la producción de crudo con la finalidad de vender gran parte de esta en el exterior, que invertir en las demás áreas. Resultado también de esta equivocada estrategia, es que cuando se observa n los resultados financieros, que son consecuencia en parte de la decisión de no invertir a tiempo y el estar cada vez más resolviendo de manera momentánea o cortoplacista las deficiencias operativas del SNR, las cifras financieras han sido negativas en los últimos años, acumulando pérdidas tan sólo entre 2003 a 2008 por más de 46 mil millones de dólares. Recomendación: se entiende que las inversiones en exploración y producción son cuantiosas, pero necesarias. Pero que se decida asignar inversiones insuficientes al sector de refinación, cuando este también realmente lo necesita para cumplir con sus objetivos, resulta imprudente. Por lo que, en los siguientes Proyectos de Presupuesto de Egresos de la Federación, deben de considerarse los recursos suficientes para el mejor desempeño de este sector, y sea así, congruente con el consenso al que se llegó, de reconocer el problema y buscar atenuarlo. Respecto a la balanza comercial del sector petrolero, resultó positiva en 19 mil millones de dólares; al contrario del sector petrolífero, que resultó con una cifra deficitaria de 5.8 mil millones de dólares. Esto por lo tanto, nos indica dos cosas, una que si la balanza de todo el sector petrolero es superavitaria, es porque se exportaron grandes volúmenes de crudo durante la última década (2000-2009), por los que se recibieron en promedio las extraordinarias cantidades de 24.8 miles de millones de dólares. Mientras que si la balanza petrolífera fue deficitaria, fue por la alta demanda que presentó la gasolina, principalmente, 118 y que no fue cubierta con la oferta interna, por lo que se recurrió de manera constante a la importación de éstas en cantidades cada vez mayores. Estas importaciones de gasolinas han significado en promedio para el mismo período, alrededor del 50% del total de petrolíferos en volumen, incluso en 2009 representaron poco más del 63%. En los últimos tres años, se han tenido que pagar por la importación de petrolíferos, las siguientes cantidades: en 2007, 15,797.5 millones de dólares, en 2008, 21,886.9 millones de dólares, y en 2009 a pesar de la crisis, se pagó la cantidad de 13,309.8 millones de dólares, que sumados dan la estratosférica cantidad de poco más de 50 mil millones de dólares, sólo en tres años, y alrededor de 52 mil millones de dólares en los últimos diez años, para solamente la importación de gasolinas. Visto de otra forma, del total del gasto destinado a la importación de petrolíferos, las gasolinas absorbieron para el periodo analizado, alrededor del 60%, pero hubo casos, por ejemplo en 2007 y en 2009, que hasta absorbió el 70% del gasto total en importaciones de petrolíferos. Recomendación: Si la tendencia en la demanda de petrolíferos se mantiene como hasta ahora, y además se concentra en mayor medida en diesel, pero aún más en gasolinas, como parece que seguirá al menos en el mediano plazo; entonces las medidas correctivas deberán concentrarse más en la siguientes acciones: proseguir de manera urgente, con las reconfiguraciones de las otras tres refinerías para la producción de destilados ligeros; las nuevas capacidades de refinación, que se concentren en mayor medida en procesos más complejos de refinación; de la misma forma, que la nueva infraestructura que se construya en cuanto a transporte, almacenamiento, y distribución, se haga en función principalmente de este tipo de combustibles, sin dejar de lado el cumplimiento de los requerimientos de calidad, normas ambientales y eficiencia. Y por último, aunque resulte una medida anti popular, seguir con los deslizamientos de precios de los combustibles. 119 BIBLIOGRAFÍA Agency International Energy. 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