Implementación de la reforma energética: avance de las leyes secundarias
Con la amenaza de los aranceles estadounidenses dominando el ciclo de noticias estos últimos días, se prestó poca atención al anuncio de la presidenta Sheinbaum sobre los puntos más destacados de las nuevas leyes para implementar las enmiendas constitucionales en materia de energía aprobadas a finales de 2024. En términos generales, su administración quiere mantener abierta la puerta a las inversiones del sector privado en el sector del petróleo y el gas, así como en el sector eléctrico. Sin embargo, Pemex y CFE estarán al frente de la producción, generación y distribución, como se ha comunicado ampliamente. A continuación presentamos los aspectos más destacados, señalando que podría haber más cambios. (Véase aquí para la última versión enviada al Senado).
Implicaciones para Pemex
Un borrador sobre el nuevo ley de hidrocarburos muestra que el Gobierno quiere dar a Pemex la facultad de seleccionar directamente a sus socios en algunos proyectos de exploración y producción, mientras que la Secretaría de Energía lanzará licitaciones petroleras para encontrar socios para la empresa estatal. El Ministerio de Energía designará ahora áreas de “derecho” para que Pemex pueda realizar actividades de exploración y producción con o sin socio. En caso de que el Ministerio permita a Pemex asociarse en virtud de un “derecho de desarrollo mixto”, la empresa estatal tendrá la facultad de firmar un contrato con empresas del sector privado y compartir una parte de los beneficios del proyecto hasta 60%.
Además, la Secretaría de Energía dará prioridad a la adjudicación a Pemex de nuevas áreas bajo el régimen de derechos; sin embargo, la secretaría también tendrá la opción de llevar a cabo licitaciones para designar áreas a participantes del sector privado. En esos casos, el gobierno puede establecer el requisito de otorgar a Pemex una participación en los proyectos, o la paraestatal puede participar con otras empresas para ganar las subastas. La ley actual, promulgada en 2014 como parte del Pacto por México de la reforma energética, obliga al regulador de hidrocarburos a realizar licitaciones petroleras para adjudicar bloques para la exploración y extracción de hidrocarburos, y a asociarse con Pemex en farmouts.
La propuesta también incluye una disposición legal para poner fin de manera efectiva a la regulación asimétrica de Pemex en el mercado mayorista de gas LP y combustibles, según el proyecto. Esas reglas se impusieron para domar el poder de mercado de la empresa en esos mercados después de la Reforma Energética de 2013.
El proyecto de ley también propone instalar un nuevo consejo de administración con ocho miembros, uno de los cuales provendrá de la Secretaría de Energía, con poder de voto de desempate, y uno de cada una de las secretarías de Hacienda; Medio Ambiente y Recursos Naturales; y Ciencia, Humanidad y Tecnología; además del director general de la CFE y tres consejeros independientes. Esta distribución dará más representación al gobierno federal que el actual consejo, que tiene 10 miembros, cinco del gobierno y los otros cinco independientes.
Implicaciones de la FACE y nuevos planes de inversión
Un borrador del nuevo ley del sector eléctrico establece que la CFE generará al menos 54% de la electricidad inyectada a la red en un año, como se informó anteriormente, ya que la empresa volverá a ser el centro del mercado eléctrico. En general, la propuesta se siente como una combinación de la ley propuesta por AMLO en 2021, la ley eléctrica de 1992 y la ley actual aprobada en 2015.
Un modelo de contrato denominado “producción a largo plazo” establece que las empresas del sector privado deberán financiar por sí mismas la construcción de la central eléctrica y la CFE comprará la electricidad. La CFE no será responsable de financiar el proyecto y al final del contrato tendrá la opción de adquirir el activo. Además, la central no podrá ampliar su capacidad y venderla a través del mercado mayorista.
Bajo un segundo modelo denominado “contrato mixto”, la CFE puede asociarse con una empresa del sector privado para construir una central eléctrica que puede vender electricidad a su propia CFE o a través del mercado mayorista, siempre y cuando la CFE tenga 54% de propiedad sobre el proyecto.
El proyecto de ley sobre el sector eléctrico incluye nuevas disposiciones legales que dan prioridad a la fiabilidad del despacho eléctrico, permitiendo a la CFE y a la administración “prevalecer” en el mercado para prestar el servicio. La propuesta de ley también aumenta de 0,5 MW a 0,7 MW el umbral de capacidad para instalar producción eléctrica in situ sin permiso, así como para las centrales de autoconsumo, que pueden inyectar sus excedentes de energía a las redes de la CFE pero sin contraprestación.
La secretaria de Energía, Luz Elena González, destacó durante la conferencia de prensa matutina presidencial de hoy que la paraestatal ha jugado un papel clave en el suministro de electricidad durante décadas, pero se vio debilitada por la reforma energética de 2013, que incrementó la competencia privada sin un marco y herramientas adecuadas para la CFE. El presidente Andrés Manuel López Obrador implementó medidas para rescatar a la empresa, y ahora, el nuevo paquete legislativo busca revertir los efectos de la reforma de 2013. La iniciativa busca mejorar la eficiencia operativa y ampliar el acceso a la electricidad manteniendo la competencia.
Además, la CFE ha esbozado un plan de inversión a gran escala para aumentar su capacidad de generación. La empresa opera actualmente con 45.000 MW y tiene previsto añadir cerca de 7.000 MW a partir de 10 nuevos proyectos, respaldados por $5.900 millones de financiación.
Además, 16 proyectos hidroeléctricos aportarán 535,6 MW con una inversión de $1.550 millones. Una importante ampliación incluye 13.000 MW de centrales de ciclo combinado, como parte de una inversión más amplia de $22.400 millones en 51 proyectos. Las energías limpias, sobre todo la eólica, son una prioridad, con $4.200 millones destinados a generar 3.211 MW.
Más allá de la electricidad, la CFE está impulsando la conectividad en todo el país. El programa “Internet para todos” ha instalado 3.824 torres de comunicación, 108.607 puntos WiFi gratuitos y 27.284 kilómetros de cable de fibra óptica. Para 2030, la iniciativa pretende cubrir 97,85% del país, beneficiando a más de 129.000 comunidades. La empresa también está optimizando sus centrales térmicas y colaborando con Pemex y empresas privadas para mejorar la generación de energía. Mientras tanto, se invertirán $3.600 millones en la ampliación de las redes de distribución de energía, garantizando el acceso universal a la electricidad, con especial atención a zonas desatendidas como Nayarit, Chiapas y Oaxaca.
Nuevo marco reglamentario
El Ministerio de Energía supervisará el mercado con la extinción de la CNH. La propuesta transferirá al ministerio las funciones de aprobar las actividades de Pemex y de los demás participantes en el mercado ascendente. Sin embargo, no especifica cómo la Sener va a llevar a cabo estas nuevas actividades, dijo una fuente regulatoria. Por su parte, la nueva Comisión Nacional de Energía (CNE) otorgará permisos en materia de generación y comercialización de electricidad, establecerá tarifas para todos los servicios eléctricos, vigilará el mercado eléctrico mayorista y todos los permisos en la cadena de producción, transporte y comercialización de combustibles y petroquímicos. También tendrá la facultad de otorgar permisos en toda la cadena del gas natural, excepto su extracción.
El nuevo regulador mantendrá las actividades del regulador energético CRE, pero dependerá de la aprobación de la Sener para su presupuesto anual, según el borrador. El nuevo regulador estará dirigido por un director general nombrado por el Presidente, con el consentimiento del Senado. Este nuevo director general también formará parte de un “comité técnico” que sustituirá parcialmente algunas de las funciones y decisiones que ahora toman los comisionados de la CRE, dijo el regulador energético. El nuevo comité estará integrado por ocho miembros, entre ellos el director general, quien tendrá voto de desempate, dos funcionarios de la Sener, los titulares de las unidades de hidrocarburos y electricidad dentro de este nuevo regulador, y tres miembros independientes también designados por el Presidente y ratificados por el Senado.
¿Y si...? Otras reflexiones sobre las implicaciones para Pemex de una posible guerra arancelaria con EE.UU.
Los inversores respiraron aliviados después de que EE.UU. acordara suspender durante al menos un mes los tan amenazados aranceles que iban a entrar en vigor el lunes, en lo que ha sido ampliamente elogiado como un Triunfo de la Presidenta Sheinbaum. Las conversaciones de alto nivel continuarán, con un final aún poco claro. Pero, ¿y si los aranceles se imponen más adelante? A continuación ampliamos la edición anterior de este boletín, donde debatimos algunas de las posibles repercusiones.
La primera reacción compartida entre los expertos es que Pemex podría eludir el arancel de 25% de Trump vendiendo con descuento esa producción a otras naciones, especialmente en Asia. Pemex exportó 806.240 barriles diarios (bpd) de media en 2024, 22% menos que en 2023. De ellos, la compañía vendió 57% en América -la mayoría a EE UU, pero también a otros países como Canadá o Brasil-, 22% a Europa y 21% a Asia. Las refinerías estadounidenses de la costa del Golfo serían las más perjudicadas, ya que sus complejos se diseñaron para procesar el tipo de crudo pesado de Pemex, pues tienen capacidad para procesar posteriormente fuelóleo, un subproducto de bajo valor, y convertirlo en productos más valiosos, como combustible para aviones o gasóleo. Esas refinerías podrían procesar barriles de crudo más ligero, pero sus índices de utilización caerían al no procesar fuelóleo.
Pemex no está obligado a vender el crudo a un precio o cantidad fijos. “PMI CIM ha celebrado diversos contratos para la venta de crudo en el mercado internacional a empresas extranjeras”, según el informe anual 2023 presentado ante la SEC. “Los términos y condiciones de estos contratos son específicos para cada cliente, y sus duraciones pueden ser indefinidas (contratos evergreen) o pueden contener un período mínimo obligatorio (contratos a largo plazo).”
Pemex puede fijar el volumen y el precio de esos contratos -la empresa fija mensualmente el precio de sus tipos de crudo-, y los compradores deciden si los aceptan o no. Con un posible arancel, el importador sería responsable del impuesto de 25%; si rechazara los envíos, el crudo podría enviarse a Asia o Europa. En tal caso, los operadores de esas regiones pedirían con toda probabilidad un descuento, pero sería mucho menor que el arancel de 25%.
Sin embargo, el comercio de Pemex con EE.UU. no es exclusivo de terceros. No está claro qué pasaría con Deer Park, su refinería de Texas. Como otras de la región, se construyó para seguir procesando fuelóleo, por lo que necesita el crudo pesado de Pemex para funcionar a pleno rendimiento. ¿Pemex se limitaría a pagar el 25%, lo vendería en otro lugar con descuento o encontraría una solución intermedia?
Un problema adicional sería el fuel de Pemex. En los últimos seis años, la empresa ha encontrado un mercado en EE.UU. para una gran parte de este subproducto, aumentando las exportaciones de 89.780 b/d de media en 2018 a 203.919 b/d en 2024. Pemex vende esos barriles a las refinerías tejanas con un descuento respecto al precio del crudo pesado maya, y sólo tiene tres refinerías aptas para procesar fuelóleo. A nivel local, la empresa vende su producción a la CFE; sin embargo, la CFE ha reducido su consumo de fuel-oil en la última década, ya que es mucho más costoso y contaminante que el gas natural. Para complicar aún más las cosas, el transporte de fuel oil es mucho más complicado que el de crudo debido a su alta viscosidad.
Los problemas de Pemex afectan a las empresas mundiales de servicios petroleros...
- Baker Hughes: En el cuarto trimestre de 2024, Baker Hughes registró un beneficio ajustado de $0,70 por acción, superando las expectativas de $0,63 de los analistas. Estos resultados se vieron impulsados por la fuerte demanda de equipos y servicios de gas natural, que contribuyó a compensar la debilidad de las ventas en Norteamérica, donde la empresa registró un descenso de 5% en sus ingresos por servicios petrolíferos (frente a un descenso de 1% a escala internacional), reflejo de las dificultades en México.
- Halliburton: Halliburton ha anunciado un beneficio neto de $615 millones, o $0,70 por acción diluida, en el cuarto trimestre de 2024. La empresa destacó un descenso secuencial de 7% en los ingresos de Norteamérica, debido principalmente a una menor actividad de estimulación. Este descenso coincide con la caída generalizada de la producción de petróleo en México, que ha afectado a los proveedores de servicios que operan en la región. Ahora se está a la espera de que Pemex restablezca su actividad, ya que el crecimiento de Halliburton se vio obstaculizado por la desaceleración en México, declaró el Consejero Delegado de la empresa, Jeff Miller. “Me resulta difícil imaginar que no encuentren su equilibrio a medida que avanzamos en el año. Y tenemos una fantástica posición de mercado en México”, dijo Miller durante la conferencia telefónica de Halliburton con inversores para presentar sus resultados del 4T24, afectados por los problemas de Pemex.
- SLB (Schlumberger): En el cuarto trimestre de 2024, los ingresos de SLB ascendieron a 1.400 millones de PTT9.280 millones, lo que supone un aumento secuencial de 11 PTT3T. La empresa registró un aumento secuencial de 4% en los ingresos de Norteamérica, impulsado por el aumento de las ventas digitales y la mayor actividad de perforación. Sin embargo, SLB reconoció una menor actividad de perforación en México y Arabia Saudí, lo que contribuyó a un descenso de 1% en los ingresos de su segmento de Construcción de Pozos.
- Empresa noruega Perforación Borr recibió un aviso de suspensión temporal de tres plataformas de Pemex, en un contrato de prestación de servicios offshore conjunto con la empresa mexicana Opex. “Borr Drilling Limited ha recibido un aviso de suspensión temporal de la operación de sus plataformas “Galar”, “Gersemi” y “Grid”, que operan en México”, según una nota difundida por la compañía. “La suspensión temporal será por un periodo de hasta el 31 de marzo de 2025. Con base en las conversaciones con nuestro cliente, se espera que algunas o todas estas tres plataformas puedan reanudar sus operaciones antes de esta fecha.”
- Perforador noruego Paratus Energía está factorizando cuentas por cobrar vencidas de Pemex a una tasa de descuento, ya que la empresa mexicana sólo hizo pequeños pagos a finales de 2024, lo que restringió el flujo de caja de la empresa. Paratus Energy recibirá 209 millones de dólares de un banco internacional no identificado que acordó asumir esas facturas vencidas a una tasa de descuento que está “muy por debajo de 10% del importe bruto”, dijo la compañía en una nota a los inversores. En diciembre, Paratus Energy recibió una notificación de Pemex para suspender algunas de sus actividades en México. La filial de Paratus Energy en México, Fortis, recibirá el pago, y “mejorará significativamente” la posición de tesorería de la empresa. La filial aún tiene 140 millones de dólares en facturas impagadas de Pemex a 31 de diciembre de 2024.
...mientras su propia producción alcanza mínimos históricos
- La producción de hidrocarburos líquidos de Pemex continuó su caída libre en el último mes de 2024 debido a que la empresa ha restringido su presupuesto en el inicio de la administración de Sheinbaum. La extracción de crudo y condensados de petróleo terminó en 1,618,689 barriles por día (bpd) en diciembre, 12.4% menos en comparación con el mismo mes de 2023. Se trata del nivel más bajo desde noviembre de 1979.
- La empresa ha perdido 228,270 bpd en producción de hidrocarburos líquidos en los últimos 12 meses, casi la mitad de eso sólo entre octubre y diciembre. Sobre una base mensual, la producción de hidrocarburos líquidos de Pemex cayó 3.3%, perdiendo 54,692 bpd entre noviembre y diciembre.
- La extracción de crudo de Pemex registró 1.354.900 bpd en el último mes del año pasado, lo que supone un descenso de 13,2% y la producción más baja desde noviembre de 1978. En términos mensuales, la producción de crudo disminuyó 3,7%.
La producción de crudo y condensados de Pemex se ha desplomado en los últimos 18 meses
Fuente: Pemex. Cifras en barriles diarios.
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