Una Perspectiva General FERNANDO ELIZONDO BARRAGAN de la Energía en México FERNANDO ELIZONDO BARRAGAN Secretario de Energía Abril, 2005

Contenido Datos generales El Sector Electricidad El Sector Hidrocarburos Evolución del marco jurídico del sector Conclusiones

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Dominio de las fuentes de energía Cuatrillones de BTU`s Petróleo y gas natural Madera Carbón Nuclear Petróleo El petróleo y el gas natural surgen como energético en el siglo 20 y aportan actualmente cerca del 60% de la energía mundial. Esta energía que tardó cientos de millones de años en acumularse, la humanidad la agotará en un par de siglos. No está todavía a la vista una forma viable en que habremos de substituir estos energéticos, sin contar con que el petróleo y el gas son también una fuente importantísima de múltiples materias primas y productos. Gas natural Hidroeléctrica Carbón Madera Fuente: U.S. Energy Information Administration (http://www.eia.doe.gov/)

La visión del máximo de Hubbert El científico King Hubbert estudió el comportamiento de los yacimientos de petróleo y concluyó, a mediados de los 50s que la producción de petróleo para un yacimiento , un país y finalmente el mundo. Aplicando estos estudios, Hubbert produjo que los Estados Unidos llegarían a su máximo de producción en los 70s y acertó. También predijo que el máximo para el mundo llegaría en el año 2000 y aunque esto no ha ocurrido se discute si será en esta década o la siguiente, no más allá. Cuando el mundo llegue al máximo de Hubbert y empiece a declinar, la insuficiente oferta para satisfacer la demanda provocará un alza desmedida de precios, inflación, recesión y muy posiblemente guerras por el control de los hidrocarburos. Esto no sucederá hasta que se agote el petróleo sino mucho antes, cuando la producción empiece a declinar o a aumentar menos que la demanda.

Producción mundial de Petróleo La producción mundial de petróleo en los últimos 20 años es consistente con la visión de Hubbert. Sólo el medio oriente ha aumentando su volumen de producción en forma significativa. 1) The long time it takes to develop oil fields, and 2) The drop in reserves due to a historic underinvestment trend.

desigualmente distribuido… El Petróleo está muy desigualmente distribuido… El 60% del petróleo está concentrado en medio oriente, un área geográfica (quizá por eso) inestable y conflictiva.

…el gas también El gas también está concentrado, pero un poco menos que el petróleo.

Movimientos comerciales - petróleo Por la diferencia entre los lugares de origen y de consumo de petróleo se han desarrollado grandes flujos de comercio. En esta gráfica el espesor de las flechas indica el volumen de flujo. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2003

Movimientos comerciales – gas natural El gas ha sido un producto mucho más regional porque tradicionalmente se transporta por gasoductos que no pueden ir demasiado lejos ni cruzar los océanos. Sin embargo en las últimas décadas se ha desarrollado el gas natural licuado (GNL) que se obtiene comprimiendo el gas natural a 700 veces menor volumen y enfriándolo a 170 grados centígrados bajo cero. El GNL se puede transportar en embarcaciones especializadas. El mercado del GNL es incipiente porque se requieren inversiones de entre 500 y 700 millones de dólares en cada terminal para licuefacción o para regasificación de gas y estas inversiones sólo se hacen cuando se tiene integrada la cadena desde el suministro hasta el consumidor final Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2003

¿Son altos los precios actuales? La línea verde muestra los precios del petróleo en dólares constantes de 2003. En la crisis los 70s y 80s llegó a niveles equivalentes a 80 dólares actuales. No es imposible que la insuficiente producción y fenómenos de inestabilidad política o terrorismo puedan llevarnos a precios de más de 100 dólares por barril.

Importancia del sector energético en la economía mexicana Importancia del Sector Energía, 2004*: Ventas = 11% del PIB. Exportaciones petroleras: $23,231 millones de dólares 12% de las exportaciones del país. 1/3 de los ingresos públicos provienen de impuestos de PEMEX. 210,000 trabajadores de planta en PEMEX, CFE y LyFC. El sector energético es de gran importancia en México, particularmente por su aporte a las finanzas públicas. */ Datos preliminares.

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Quién produce la electricidad en México Un 74% de la electricidad es producida por la CFE. Un 17% es producido por el sector privado a través de formas de generación que se hicieron posibles gracias a reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992. En los últimos 10 años estas formas de generación privada han representado alrededor de un 40% de la capacidad adicional.

En México el 66% de la electricidad se genera con gas y combustóleo En México el 66% de la electricidad se genera con gas y combustóleo. El gas ha ido desplazando al combustóleo a un ritmo muy acelerado. Esto hace que nuestra electricidad sea de origen más cara que la de Estados Unidos que produce más de un 50% con carbón, del cual posee abundantes reservas.

Con qué combustibles se produce la electricidad en México Por encima del 50% que greció la generación de electricidad en los últimos 10 años, el gas aumentó su participación de 15% a 35%

Evolución y prospectiva de la demanda de energía eléctrica en México La demanda de electricidad crece a un ritmo mayor que el de la economía Evolución y prospectiva de la demanda de energía eléctrica en México TWh 305.8 4.9% Crecimiento Promedio 187.2 5.6% Crecimiento Promedio 118.4 La demanda de electricidad ha aumentado a un promedio de 4.9% por año, muy por arriba del crecimiento económico, debido a que la mejora en niveles de vida lleva consigo una mayor intensidad en el uso de energía (aparatos domésticos, etc.). 57.0 No incluye usos propios de generación, pérdidas en la red de transmisión y exportaciones. Fuente: SENER, Prospectiva del sector eléctrico 2004-2013.

El Sector Eléctrico Nacional requiere fuertes inversiones para satisfacer la demanda Requerimientos de inversión del sector eléctrico 2004-2013* Total acumulado: 593 mil millones de pesos Millones de pesos de 2004 Inversión Privada Para satisfacer la demanda proyectada en el mediano plazo se estiman requerimientos de inversión de 60,000 millones de pesos por año en números redondos. Como ha sucedido en los últimos 10 años, se espera que esta inversión sea aportada por el sector privado en cerca de 50%. Inversión Presupuestal * Incluye CFE y LyFC Fuente: SENER, Prospectiva del sector eléctrico 2004-2013.

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Posicionamiento de México de acuerdo a su nivel de reservas de hidrocarburos Relación reserva / producción Relación reserva probada/ población (años) (barriles / habitante) Debemos quitarnos de la cabeza la idea de que somos un país rico en hidrocarburos. Junto a los verdaderamente ricos somos pobres, pero sí tenemos un recurso valioso con el que podemos apalancar nuestro desarrollo y proyectarnos a niveles que nos permitan ser sustentables cuando ya se hayan agotado los hidrocarburos o sean demasiado caros.

Datos de PEMEX y empresas comparables PRODUCCIÓN VENTAS UTILIDAD DE OPERACIÓN IMPUESTOS UTILIDAD NETA INVERSIÓN (5) / (4) (8) / (7) CRUDO GAS (1) (2) (3) (4) (5) (7) (8) (6) $Millones USD $Millones USD $Millones USD $Millones USD $Millones USD % % (MBD) (MMPCD) PEMEX 3,529 3,126 55,726 30,309 34,028 (-3,719) 11,649 113 (-313) PDVSA 2,900 4,000 42,682 11,524 7,526* 3,993 8,100 65 202 EXXON MOBIL 2,496 10,452 246,738 32,867 11,006 21,510 11,400 33 52 SHELL 2,372 9,423 268,892 21,808 9,572 12,496 8,300 44 66 BP 2,018 8,707 232,571 15,984 5,939 13,143 12,400 37 94 PEMEX es más importante como empresa que México como país. Somos más importantes como productores de petróleo que de gas porque nuestras reservas de gas no son grandes. En lo que PEMEX es verdaderamente singular es en que aporta el 113% de sus utilidades al fisco. Por lo mismo, la inversión que hace la tiene que llevar a cabo con financiamiento. TOTAL 1,589 4,532 104,652 25,500 5,353 7,025 9,500 21 135 PETROBRAS 1,535 1,650 42,690 10,722 2,663 6,559 2,500 25 38 Fuente: PIW-Petroleum Intelligence Weekly.- December 15, 2003 Bloomberg. Estados Financieros de las Compañías al 31 de diciembre de 2003 y reservas probadas al 31 diciembre de 2002 *. 2001 MBD = millones de barriles / día MMPCD = millones de pies cúbicos / día

Campos: 338 Pozos en operación: 5,414 Cadena de valor de exploración y producción Evaluación del Potencial Incorporación de Reservas Desarrollo de Campos Transporte y Comercialización Delimitación Clientes Exploración (E) Producción (P) Gas Exploración Perforación de Pozos Desarrollo de Campos A Gas y Petroquímica Básica Crudo Pozos perforados 21,615 A refinación Crudo Campos: 338 Pozos en operación: 5,414 A exportación

Ciclo de vida de los proyectos de exploración y producción EXPLOTACIÓN Evaluación del potencial Incorporación de reservas y delimitación de campos Desarrollo Optimización Recuperación mejorada Abandono PRODUCCIÓN El petróleo es un negocio de ciclos largos. En términos generales, pasan 10 años desde que se empieza la exploración hasta que se empieza a obtener petróleo y gas asociado. El desarrollo y explotación óptima se llevan otros 10 años y la fase de declinación y abandono otros 10 años. Por lo mismo, los problemas que hoy enfrentamos vienen de las decisiones que se tomaron hace años, y las decisiones que hoy tomamos tendrán efectos muchos años después. Esta curva de producción se aproxima a la de Hubbert. TIEMPO PROMEDIO 10 20 30 33 Cantarell 1967 1979 2000 2039 2042 Crudo Ligero Marino 1973 1999 2010 2019 2022

Ciclo de vida de los proyectos de Exploración y Producción Dólares por barril de petróleo crudo equivalente Costos promedio EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN Evaluación del potencial Incorporación de reservas y delimitación de campos Desarrollo Optimización Recuperación mejorada Abandono Costo / Barril $4.30 $7.03 $8.82 $8.87 PRODUCCIÓN Durante la fase de exploración se invierten en términos generales 0.75 Dólares por barril. Con la inversión necesaria en desarrollo se obtienen barriles con costo de $4.30; Con la optimización, de $7.03 y al final de $8.82. Si consideramos que Cantarell ha aportado un alto porcentaje de la producción mexicana, este fenómeno puede explicar por qué los costos de producción de PEMEX van en aumento. TIEMPO Costo de la etapa por barril 0.75 3.55 2.73 1.79 0.05 Costo acumulado por barril 4.30 7.03 8.82 8.87 Costos asociados a la Cartera de inversiones 2004-2019

Producción de petróleo crudo 1960 - 2003 Miles de barriles de petróleo crudo equivalente por día En promedio Millones de dólares Cantarell pozos adicionales y reducción de contrapresión Inyección de nitrógeno a Cantarell Efecto de la disminución de inversión Reactivación de Cantarell Producción máxima de los 80’s Activación campos Región Sur Inicia producción de la Sonda de Campeche En los 70s incorporamos y delimitamos yacimientos, principalmente Cantarell. En 1979 y años siguientes, con financiamiento invertimos y multiplicamos la producción. Pero después de eso, por mucho años invertimos menos de lo que debiéramos. A finales de los noventas se reinició la inversión y durante el gobierno del Presidente Fox se ha multiplicado. En 2004 que no está representado en la gráfica, se siguió la trayectoria ascendente para llegar a 12,000 millones de dólares, niveles comparables con los de 1981. Inicia producción de Chiapas-Tabasco Campos marinos Atún y Bagre Gas Crudo Fuente: Pemex

Producción de Crudo Miles de barriles por día 3,383 Crudo ligero Crudo pesado La inversión logró revertir la declinación que se esperaba en petróleo. La producción de aceite crece gradualmente en los últimos años, siendo el pesado la mayor proporción

Producción de Gas Millones de pies cúbicos por día 4573 No asociado Asociado En gas, hasta 2003 se logró revertir la declinación. La producción de gas natural, también, se incrementa en los últimos tres años. Las inversiones realizadas han comenzado a revertir la declinación observada en los años previos.

Incorporación por proyectos actuales en cartera Capacidad de restitución de reservas con nuevos descubrimientos Restitución de las reservas al 100% en 2010 Millones barriles de petróleo crudo equivalente 41% 26% Promedio 1990-2001: 339 Restituciones Producción 45% Reposición en 2003: 709 Año 100% 65% Incorporación por proyectos actuales en cartera 500 1000 1500 2000 2500 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Una de las consecuencias de la falta de inversión es que en los 90s repusimos en promedio sólo 26 barriles de cada 100 que extraíamos. Con el esfuerzo de inversión hecho, la tasa de restitución de reservas se ha ido elevando. Se espera que sea de 65% al final de la adminstración, y si se sigue invirtiendo al ritmo actual, se llegará a 100% en 2010.

Reservas totales de hidrocarburos Al 1 de enero de cada año Millones de barriles de petróleo crudo equivalente 58,205 57,741 56,153 52,950 50,032 48,041 46,914 Nuestras reservas declinan en la medida en que no restituimos 100% del petróleo que sacamos, aunque hemos logrado que el ritmo de disminución se reduzca paulatinamente gracias a la inversión en exploración. Vale la pena destacar que la reducción en reservas probadas de 2002 a 2003 se debe a un reclasificación requerida por los organismo certificadores.

Porcentaje de productos generados por tipo de crudo El crudo mexicano tiene menor precio que otros porque genera menos productos de alto valor Porcentaje de productos generados por tipo de crudo Producto / precio* Gasolinas 43.86 Destilados Intermedios 50.87 Combustóleo 25.22 Nuestro crudo vale menos que los crudos marcadores porque tiene un mucho menor contenido de gasolinas y destilados intermedios. Precio promedio diciembre 2004, dlls/b Tapis 43.15 Brent 39.83 Dubai 33.56 Maya 26.42 *Precios spot promedio en diciembre de 2004, dólares por barril

Miles de barriles diarios de exportación El precio de la mezcla mexicana de exportación baja porque tiene cada vez más proporción de crudos pesados Exportaciones 2004: Millones Mbd USD Miles de barriles diarios de exportación Istmo $ 384 27 Olmeca $ 3,188 221 Maya $17,658 1,622 Total $21,230 1,870 Istmo Olmeca Maya Desgraciadamente nuestra mezcla de exportación va siendo cada vez mayor proporción de crudo pesado por el agotamiento de los crudos ligeros. Fuente: Pemex, Indicadores petroleros dic. 2004.

Potencial en aguas profundas La inversión en exploración ha permitido determinar un potencial de petróleo en aguas del golfo de México que se estima en 54,000 millones de barriles, es decir, más del total de reservas que tenemos actualmente. El problema es que este petróleo se encuentra en aguas de 2000 y más metros de profundidad, lo que requiere enormes cantidades de capital y una tecnología que no está disponible sino mediante asociaciones con las empresas que la tienen.

Escenarios de aprovechamiento de reservas y recursos Escenario 1: INERCIAL Estrategia de inversión 1988 - 2000 Inversiones de 6,500 millones de dólares anuales en promedio Explotar reservas existentes de bajo costo Inicio desarrollo Chicontepec Escenario 2: ACTUAL Estrategia de inversión 2001 - 2006 Inversiones de 10,000 millones de dólares anuales Reponer reservas a partir de una intensa actividad exploratoria Conclusión desarrollo Chicontepec Escenario 3: CRECIMIENTO Estrategia de inversión 2006 – 2018 Inversiones 15,000 millones de dólares anuales Descubrimiento y desarrollo parcial del recurso prospectivo Escenario 4: MÁXIMO VALOR Inversiones 25,000 millones de dólares anuales Descubrimiento y desarrollo pleno del recurso prospectivo

Escenario 1: Inercial Producción de crudo Miles de barriles por día Si invirtiéramos sólo 6,500 millones de dólares por año, a partir del 2008 nuestra plataforma de exportación decrecería, con efectos devastadores para la economía y para el gobierno. En este escenario, para el 2016 no sólo dejaríamos de exportar sino que nos convertiríamos en importadores netos de petróleo

Escenario 2: Actual Producción de crudo Miles de barriles por día Invirtiendo 10,000 millones de dólares anuales logramos restituir nuestras reservas y posponer la declinación, Seríamos importadores de crudo en el año 2022.

Escenario 3: Crecimiento Producción de crudo Miles de barriles por día Con 15,000 millones de dólares de inversión anual, tendríamos un escenario sostenible, en donde mantenemos la plataforma de exportación.

Escenario 4: Máximo Valor Producción de crudo Miles de barriles por día Con 25,000 millones de dólares de inversión anual incrementaríamos la plataforma de exportación. Quizá esto no sea aconsejable en la perspectiva de que el petróleo aumentará fuertemente de valor.

Escenario 1: Inercial Producción de gas Millones de pies cúbicos por día En gas ya tenemos déficit de 1,200 millones de pies cúbicos diarios. Con un nivel de inversión de 6,500 millones de dólares al año, dicho déficit se incrementaría rápidamente a partir del año 2007, con consecuencias desastrosas para el país y el mercado.

Escenario 2: Actual Producción de gas Millones de pies cúbicos por día Con 10,000 millones de dólares de inversión anual, lograremos mantener el déficit.

Escenario 3: Crecimiento Producción de gas Millones de pies cúbicos por día Con 15,000 millones de dólares por año podríamos disminuir el déficit en el futuro.

Escenario 4: Máximo Valor Producción de gas Millones de pies cúbicos por día Únicamente si desarrollamos plenamente nuestros recursos prospectivos con un inversión anual de 25,000 millones de dólares podríamos volver a ser autosuficientes en gas.

La producción de gas en EU apenas se mantiene 47 48 49 50 51 52 53 54 Producción interna de Gas Natural en Estados Unidos Miles de millones de pies cúbicos diarios 2003 2005 2004 Pese a los esfuerzos de perforación, la producción de gas de Estados Unidos no ha aumentado. 2003 2004 2005 Fuente: PIRA Energy Group, febrero 2005.

Precio relativo de gas natural Argentina = 1.0 vs. zonas productoras Norteamérica se convirtió en la región de mayor costo de gas natural en el mundo 0.6 3.6 5.1 2.5 1.0 1.5 0.9 2.0 3.5 Porque la demanda está creciendo más rápido que la oferta, Canadá, Estados Unidos y México son el mercado regional más caro del mundo. 1.3 1.0 Precio relativo de gas natural Argentina = 1.0 vs. zonas productoras Fuente: PEMEX, World Gas Intelligence 2003, ANP (Agencia Nacional de Petróleo de Brasil), EIA, Inside FERC’s (Federal Energy Regulatory Commission). Consumidores mayores a 5 Mcfd

se traduce en precios al alza El deficit esperado se traduce en precios al alza 9.00 Histórico Proyección 8.00 7.00 6.00 Promedio anual Las perspectivas son de alza en el corto y mediano plazo. 2004 = 5.90 5.00 2005 = 6.59 2006 = 7.18 4.00 Feb-03 Abr-03 Jun-03 Ago-03 Oct-03 Dic-03 Feb-04 Abr-04 Jun-04 Ago-04 Oct-04 Dic-04 Feb-05 Abr-05 Jun-05 Ago-05 Oct-05 Dic-05 Feb-06 Abr-06 Jun-06 Ago-06 Oct-06 Dic-06 Fuente: Datos históricos de Reuters. Estimaciones de PIRA Energy Group, 23 de febrero de 2005.

Ubicación de proyectos potenciales de LNG Islas Coronado Mexicali Ensenada Cd. Juárez Puerto Libertad Hermosillo Chihuahua Piedras Negras Topolobampo Matamoros Durango Mazatlán Tamazunchale Altamira Puerto Morelos Mérida Océano Pacífico Golfo de México Por ese motivo estamos impulsando activamente la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado. El objetivo es garantizar la oferta de este energético con gas de otros mercados y así reducir las importaciones directas de EE.UU. Dos están ya en marcha; uno en Altamira y otro en Ensenada. La terminal de Altamira empezará a recibir gas a finales del 2006 y la de ensenada en el 2007 0 2008. Además, hay proyectos de terminales en curso de iniciarse en Puerto Libertad, Manzanillo y Lázaro Cárdenas. La importancia de estos proyectos es alta en términos de la oferta energética de un combustible más limpio, seguro y eficiente, y por la oportunidad de incrementar el desarrollo económico y tecnológico de los estados y del país. La seguridad que ofrece la disponibilidad de estos energéticos es clave para la atracción de las inversiones. Hoy día, México no tiene un sistema de transporte en la zona del Pacífico, por lo que los proyectos de importación de gas natural ayudarán a desarrollar el mercado y la infraestructura necesaria para tener un sistema de gasoductos más robusto, así como una oferta energética que respalde la producción nacional de gas natural. La importación de GNL, para tener un efecto positivo en el mercado, supone la construcción de ductos adicionales para complementar nuestra red nacional. Poza Rica Valladolid Palmillas Manzanillo Conexión internacional Localidad Gasoducto Gasoducto posible Terminal de GNL en construcción Terminal de GNL con inversionistas interesados Terminal de GNL potencial Lázaro Cárdenas Salina Cruz Fuente: SENER

Evolución de las inversiones de PEMEX Inversión anual promedio 2001-2004 cercana a 10 mil millones de dólares. Más del doble de lo invertido en la década previa. Nivel de inversiones comparable al realizado por compañías petroleras internacionales. 78% de la inversión 2001-2004 ha sido financiada con deuda (Pidiregas). 86% del total invertido entre 2001-2004 se ha destinado a PEP. Inversión total* Miles de millones de dólares 2001 - 2004 Deuda Pidiregas Presupuestal 5.1 5.5 7.5 6.9 7.8 10.1 12.0 4.5 11.2 Inversión: 36.8 mmdd La falta de recursos presupuestales para PEMEX y su elevada carga fiscal han hecho que la inversión se haga cada vez enmayor proporción con deuda. Fuente: DCF, Pemex. * Corresponde a la inversión física. No incluye amortización de Pidiregas

Por esto la deuda de PEMEX alcanza ya niveles demasiado altos Cifras al 31 de diciembre de 1995 a 2003 y al 30 de septiembre de 2004 Administración actual Otros pasivos (1) Deuda (2) Deuda y pasivo total Miles de millones de pesos 937 800 597 413 434 321 Los niveles de deuda de PEMEX son ya muy altos y no debiéramos aumentarlos más. 250 186 156 118 (1) Incluye el pasivo laboral (2) Incluye deuda documentada (corto y largo plazo), notas a contratistas y venta de cuentas por cobrar.

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Evolución del marco jurídico Hidrocarburos 1917 (Constitución).- El petróleo, y todos los carburos de hidrógeno podían concesionarse. 1925 (Ley Petrolera).- Los mexicanos podían obtener concesiones para exploración y explotación de petróleo. 1940 (Constitución).- Prohibición de concesiones relativas a petróleo y carburos de hidrógeno. 1960 (Constitución).- Además de concesiones prohibe “contratos” sobre petróleo y carburos de hidrógeno. La Constitución de 1917 no establecía restricciones respecto a hidrocarburos. Podían concesionarse como cualquier mineral. El General Lázaro Cárdenas tuvo la visión para ajustar a las circunstancias entonces vigentes la constitución que los constituyentes habían aprobado 20 años antes. No es patriótico sino torpe decir que la Constitución no puede tocarse.

Evolución del marco jurídico del sector Electricidad (1890-1926) Nacimiento de la industria, sólo participan los particulares. (1939-1960) Concurren el Estado y los particulares en generación de electricidad. (1960-1992) Participacion Privada por excepción sólo en autoabastecimiento. (1992- a la fecha) El Estado presta el servicio y se auxilia de los particulares en generación. La industria eléctrica fue principalmente privada hasta 1960. López Mateos la nacionalizó porque vio la necesidad de constituir un sistema interconectado con estándares homogéneos y propiciar la electrificación de zonas de bajo desarrollo. López Mateos fue patriota al promover cambios a la constitución para ajustarla a las necesidades de su tiempo.

México se quedó atrás en la Reforma Energética en Hidrocarburos Inversión privada sin restricciones México es el único país que no se ha abierto a la inversión privada en hidrocarburos. Inversión mediante contratos de participación en producción y riesgo, asociaciones en participación, JV, etc. No abiertos a la inversión privada

Algunas paradojas de nuestra normatividad Deer Park Refinery GNL vs. Gas Mexicano Campos transfronterizos Pozos marginales sin explotar Soberanía en aguas profundas Soberana dependencia en gas Caldo de gallina vs. huevos de oro Nuestra normatividad actual nos produce grandes paradojas: PEMEX está asociado con Shell en Texas para refinar petróleo crudo mexicano, pero no se puede asociar con mexicanos en Veracruz para generar ese valor en México. El gas que tanto necesitamos puede ser libremente importado y comercializado si es extranjero, pero el gas que es nuestro nadie lo puede tocar. Cuando un yacimiento es compartido por dos países, la única solución viable y aceptable es coordinar la explotación y repartirse los beneficios. En México no lo podemos hacer. Corremos el riesgo de que el vecino saque barriles de 4.00 dólares y nos deje los de 8.00 El tratamiento fiscal de PEMEX hace que se queden sin explotar pozos que ya no dan para pagar el 60% o más de impuestos sobre los ingresos. De esos pozos se extraen cientos de miles de barriles diarios en otros países. Somos muy soberanos pero no podemos alcanzar los recursos que tenemos en aguas profundas. Buscando la soberanía hemos venido a tener una peligrosa en inconveniente dependencia en gas respecto a Estados Unidos. Tenemos en PEMEX una gallina de los huevos de oro. Pero ya la tenemos en la olla y con la hornilla prendida. Necesitamos decidir si queremos mantener la producción de huevos de oro o comernos la gallina en caldo.

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Algunas conclusiones Aunque México no es una nación muy rica en hidrocarburos, posee un potencial valioso que le permitiría lograr su autosuficiencia energética y y apalancar su desarrollo, al menos, durante el próximo cuarto de siglo. La exploración y explotación de este potencial representan un importante reto de inversión, ejecución y tecnología. El aprovechamiento de estos recursos, requiere de un marco legal y un modelo estructural y de negocios distinto, que fortalezca a Pemex y abra alternativas de explotación ahora legalmente imposibles El Sector Eléctrico requiere de un promedio de $60,000 millones de pesos de inversión anual y el de hidrocarburos un mínimo de $160,000. Continuar financiando la inversión de PEMEX con pasivo no es sostenible. En el monto y la forma de inversión estará la diferencia entre el desarrollo y el estancamiento, entre la dependencia y la soberanía.

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