El rezago del sector energético mexicano en cuanto a competitividad es preocupante, sobre todo si se considera el potencial del país en este campo. La necesidad de invertir en infraestructura y tecnología plantea al Estado la paradoja de cómo modernizar esta industria sin perder la rectoría.
México puede aprender mucho sobre el desarrollo del sector petrolero a nivel internacional. Otros Estados han diseñado marcos institucionales que les permiten maximizar el aprovechamiento de sus recursos no renovables, apoyándose en sus empresas estatales y en otros operadores, sin perder la propiedad de su riqueza energética. No hay una receta única, sin embargo, los casos seleccionados —Noruega, Brasil y Colombia— ayudan a identificar lecciones valiosas para reformar el sector de hidrocarburos en México.
Noruega
El modelo noruego es único desde su creación en la década de los cincuenta. La estrategia inicial del Gobierno fue beneficiarse de la experiencia y tecnología de compañías operadoras extranjeras. Para ello se creó un marco institucional capaz de regular y limitar dicha participación.1 Sin restringir a otros operadores, el Estado fue adquiriendo, desde 1972, tecnología y capital humano a través de su operador estatal: Statoil.
El objetivo primordial del Estado noruego ha sido maximizar el valor de la renta petrolera con una visión intergeneracional. A través del Fondo Global de Pensiones Gubernamentales se invierten los ingresos de las actividades petroleras con el fin de no alterar las finanzas públicas, preservar la competitividad del tipo de cambio y garantizar beneficios para las generaciones futuras. El fondo se creó en 1990 y lo opera el banco central (Norges Bank). Al cierre de 2012, el fondo valía 3.8 billones de coronas noruegas,2 es decir, más de 655 mil millones de dólares,3 cifra equivalente a 1.15% del PIB global.4 Desde 2001, la regla más importante dicta que el Gobierno solo puede gastar alrededor de 4% del rendimiento del fondo.
En términos regulatorios, el Directorado Noruego del Petróleo (DNP) es un ejemplo de un órgano regulador fuerte e independiente. El DNP está encargado de la adjudicación de las licencias de exploración y de recolectar información sobre el subsuelo noruego. Este modelo ha sido precursor de prácticas regulatorias en el sector de hidrocarburos de otros países.
Finalmente, en Noruega la estructura del mercado de refinados y productos derivados del petróleo está libre de restricciones. Los precios se fijan libremente, sin intervención de ninguna agencia.
Sin duda, México podría beneficiarse de incorporar elementos del modelo institucional noruego: maximizar el valor de la renta petrolera en beneficio de la sociedad actual y futura a través de un órgano regulador fuerte e independiente, una empresa estatal sólida que compite con otros operadores y un sector que ha sabido atraer inversión y talento.
Brasil
Brasil ha pasado por múltiples procesos de reforma que explican el desarrollo del sector petrolero. La primera reforma constitucional fue en noviembre de 1995, bajo el mandato del presidente Cardoso.5 Con ella se creó un nuevo marco legal para la administración del monopolio estatal de los hidrocarburos.
La apertura de Petrobras a la inversión privada se dio bajo la premisa de que el Estado mantendría la mayoría (50+1%) de los votos en la compañía. En esta privatización parcial, Petrobras puso en el mercado 28.48% de sus acciones con derecho a voto (poco más de 16% del total de acciones de la compañía), recaudando en el mercado doméstico y en bolsas internacionales un monto superior a los 4 mil millones de dólares.6
Tras la reforma se creó la Agencia Nacional de Petróleo (ANP), cuyas atribuciones son similares a las del dnp noruego. Desde entonces, la anp es la encargada de promover la regulación, la contratación —a través de contratos de concesión— y la fiscalización de las actividades de la industria del petróleo y el gas natural.
La trayectoria del sector brasileño cambió con los descubrimientos del Pré-sal.7 En 2006, el entonces presidente Lula da Silva modificó el modelo que había fortalecido a Petrobras y, en su conjunto, a todo el sector petrolero brasileño. Para la asignación de bloques en la región del Pré-sal se optó por contratos de producción compartida, con especificaciones de contenido nacional. Además, el Gobierno impuso que Petrobras fuera parte del consorcio ganador con una participación no menor a 30 por ciento.
Estos cambios en la política energética hicieron que Petrobras pasara de ser un modelo flexible de explotación de recursos a uno con resultados económicos y financieros menos exitosos que en el pasado. A pesar de que Petrobras cuenta con avances tecnológicos y de conocimiento —principalmente en aguas profundas—, actualmente se encuentra en una complicada situación financiera derivada de las decisiones políticas a las que ha estado sujeta.
El caso de Brasil pone en evidencia cómo las políticas proteccionistas pueden limitar el gran potencial de extracción, disminuyendo la competitividad no solo del sector sino también del resto de la economía.
Colombia
En Colombia siempre se ha permitido la participación de operadores privados en toda la cadena de valor de los hidrocarburos. Los recursos minerales son propiedad de la nación, y el Estado solo puede autorizar contratos temporales de explotación —contratos de concesión.
Sin embargo, debido al riesgo de convertirse en país importador y a la baja participación de privados en el sector desde la década de los noventa, Colombia necesitaba un esquema que generara más incentivos para los inversionistas nacionales y extranjeros. En 2003 se reestructuró el sector de hidrocarburos, se creó la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y Ecopetrol S.A. fue constituida como una compañía por acciones de propiedad del Estado.
La ANH asumió tareas de organismo rector y regulador de la política de hidrocarburos, emulando igualmente al dnp de Noruega. De este modo, Ecopetrol seguiría operando como empresa petrolera y las funciones de regulación se trasladarían al interior de la Agencia. El cambio institucional clarificó las reglas del juego y creó un marco regulatorio más favorable para atraer inversión y talento al sector.
La forma de adjudicar los distintos bloques y las distintas modalidades de contratos ha atraído a empresas de distintos tamaños. Las empresas pequeñas encuentran oportunidades en campos pequeños que, aunque no generan grandes economías de escala, tienen un marco regulatorio y fiscal atractivo para invertir.8
Mientras que las grandes compañías petroleras se enfocan en campos con mayores prospectivas.9
En 2007, Ecopetrol se convirtió en una empresa mixta que puso a disposición de los ciudadanos 12% de su capital mediante la venta en mostrador de acciones, hasta cierto monto. El restante 88% pertenece al Estado (8% de las acciones está por privatizarse). Las acciones cotizan en la Bolsa de Valores de Colombia y sus ADR10 están inscritos en las bolsas de valores de Nueva York y Toronto.11
El nuevo modelo ha sido un éxito para Colombia. Entre 2005 y 2011 la producción de crudo aumentó 73%, el número de pozos explorados pasó de 35 a 127 y la actividad se duplicó en el mismo periodo.12 Los resultados se parecen a lo que necesita México: un aumento constante de la actividad exploratoria y de la producción de crudo y gas.
Conclusión
La dirección correcta para México es transitar hacia un esquema más congruente con las características de sus reservas y con el contexto internacional, en el que compite por inversión y talento. La lección es clara: el país necesita un cambio de visión y nuevas reglas que permitan explotar y aprovechar el potencial de hidrocarburos en beneficio de las generaciones de mexicanos presentes y futuras. La competencia y la flexibilidad en el diseño institucional del sector de hidrocarburos son elementos necesarios para convertirlo en un motor para la competitividad del país.
En el IMCO hemos preparado una serie de recomendaciones para transformar nuestro sector de hidrocarburos. Las propuestas, así como el sustento de otras prácticas internacionales, el diagnóstico puntual del sector en México y las tendencias a nivel global se integran en nuestro Informe de Competitividad Internacional 2013.13
1 Javier H. Estrada, “El modelo petrolero noruego y sus beneficios”, en Economía Informa, núm. 347, julio-agosto de 2007.
2 Norges Bank Investment Management, Fondo global de pensiones gubernamentales: Reporte anual 2012. Obtenido en http://www.nbim.no/Global/Reports/2012/Annual%20report/Annual%20report%2012.pdf.
3 —, Government Pension Fund Global-Market Value, obtenido en: http://www.nbim.no/en/Investments/Market-Value/. Para la conversión a dólares se usó un tipo de cambio anual de 5.8210 coronas noruegas por dólar, reportada para 2012 por Norges Bank en http://www.norges-bank.no/en/price-stability/exchange-rates/.
4 Suponiendo un PIB global de 5.66*10^13 dólares a finales de 2012. Cálculos del IMCO con datos de WolframAlpha y el FMI. Con cifras parciales a marzo de 2013, el valor del fondo se registró en 4.04 billones de coronas, es decir 146% del PIB noruego y 1.25% del PIB mundial.
5 Enmienda 9 para reformar el artículo 177 constitucional.
6 Center for Energy Economics, University of Texas at Austin, Brazil’s Restructuring of The Oil and Aas Industry: Case Study, 2006. Obtenido en http://www.beg.utexas.edu/energyecon/new-era/case_studies/Brazil_Restructuring_of_the_Oil_Gas_Industry.pdf.
7 Los recursos del Pré-sal son hidrocarburos que se ubican debajo de una extensa capa de sal, a una profundidad de 7 mil metros.
8 Americas Society and Council of the Americas, Colombia’s Energy Renaissance, diciembre de 2010. Obtenido en http://www.as-coa.org/sites/default/files/ColombiasEnergyRenaissance.pdf.
9 Ibíd.
10 American Depositary Receipt Shares.
11 Ecopetrol, “Accionistas: Bolsa de valores”, 2012. Obtenido en: http://www.ecopetrol.com.co/contenido.aspx?catID=542&conID=77349.
12 Asociación Colombiana del Petróleo, Situación actual y alternativas de reactivación del sector petrolero, marzo de 2012. Obtenido en http://www.acp.com.co/assets/documents/asuntos%20economicos/exploracion%20y%20produccion/situacion_alternativas2003.pdf.
13 La presentación de este informe será el 10 de julio de 2013 y los resultados se podrán consultar en línea en nuestro sitio: www.imco.org.mx.
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MARÍA JOSÉ MONTIEL CUATLAYOL es consultora del IMCO.
