Carpeta Informativa Sector Energético - Cámara de Diputados

Sector energético
Carpeta Informativa
La información contenida en esta carpeta, es una compilación de textos ordenados y presentados por el
CESOP. La numeración de la carpeta referida en el índice se encuentra en la esquina superior derecha. La
numeración de cada artículo se encuentra en la parte inferior.
Esta información no refleja la opinión del CESOP ni de la Cámara de Diputados.

Comité del CESOP
Mesa Directiva
Dip. Salvador Barajas del Toro
Presidente
Dip. Fabián Fernando Montes Sánchez
Dip. Cuauhtémoc Sandoval Ramírez
Secretarios
Centro de Estudios Sociales
y de Opinión Pública
Francisco Guerrero Aguirre
Director General
Arturo Maldonado Tapia
Director de Vinculación y Gestión
Gustavo Meixueiro Nájera
Director de Estudios de Desarrollo Regional
Francisco J. Sales Heredia
Director de Estudios Sociales
Eduardo Rojas Vega
Director de Opinión Pública
Ernesto Cavero Pérez
Subdirector de Análisis
y Procesamiento de Datos
Saúl Munguía Ortiz
Coordinador Administrativo
Juan Carlos Amador Hernández
Efrén Arellano Trejo
José de Jesús González Rodríguez
Nora León Rebollo
Dunia Ludlow Deloya
María Guadalupe Martínez Anchondo
Mariela Monroy Juárez
Salvador Moreno Pérez
Alejandro Navarro Arredondo
Roberto Ocampo Hurtado
Sara María Ochoa León
Edgar Pacheco Barajas
César Augusto Rodríguez Gómez
Oscar Rodríguez Olvera
Octavio Ruiz Chávez
Investigadores
Elizabeth Perdomo Reyes
Coeditora
Alejandro López Morcillo
Editor
2

Índice
Introducción 7
PARTE I. EL SECTOR PETROLERO
1. El sector energético desde una perspectiva socio-económica 11
1.1 Situación actual y prospectiva del sector petrolero en México.
Documento de la Secretaría de Energía 23
1.2 Situación actual y prospectiva del sector de petrolíferos en México.
Documento de la Secretaría de Energía 73
2. Situación actual del sector petrolero a nivel mundial
2.1. Situación del petróleo y la energía a nivel mundial.
Documento de la Escuela Nacional de Administración y Dirección
115
de Empresas (ESADE)
2.2. Experiencias internacionales en el régimen de propiedad
117
de las empresas petroleras 165
2.2.1. Brasil 165
2.2.2. Canadá 168
2.2.3. Noruega 174
3. Ponencias y artículos de interés sobre experiencias internacionales 179
3.1. OECD/IEA, The energy situation in Brazil: An overview, may 2006 181
3.2. OECD/IEA, Energy Policies of IEA Countries, Canada, 2004 Review 193
3.3. Javier H. Estrada Estrada, El modelo petrolero noruego y sus beneficios 223
3

PARTE II. EL SECTOR ELÉCTRICO
4. Situación actual del sector eléctrico 247
4.1. Mercado Internacional de Energía Eléctrica 249
4.2. Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012: Electricidad 259
4.3. Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 261
4.4. Mercado Eléctrico Nacional 1996- 2006 264
4.5. Prospectiva del Sector Eléctrico Nacional 2007-2016 276
5. El Sector Eléctrico en México: aspectos legales 285
5.1. Evolución del marco jurídico del sector eléctrico en México 287
5.2. Cronología de la evolución jurídica del sector eléctrico 295
5.3. Marco jurídico vigente 296
5.4. Política energética en el marco del TLCAN 299
6. Experiencias internacionales en materia eléctrica 303
6.1. Reformas al sector eléctrico en países latinoamericanos 305
a) Argentina 305
b) Brasil 310
c) Chile 313
6.2. Reformas al sector eléctrico en países europeos 316
a) España 316
b) Francia 319
c) Reino Unido 323
6.3. Reformas al sector eléctrico en California, Estados Unidos de América 326
7. Ponencias y artículos de análisis 329
7.1. La arquitectura del mercado eléctrico en México 331
Dr. Víctor Carreón
7.2. En busca de una reforma híbrida que funcione 341
Dr. Benjamín Contreras Astiazarán
7.3. Reformando mercados eléctricos: lecciones de cinco países en desarrollo 348
Dr. David Víctor
4

7.4. Transformaciones de la industria eléctrica mundial: de la algarabía
de la desregulación al estruendoso fracaso de los mercados eléctricos 353
Ing. Víctor Rodríguez Padilla
PARTE III. OPINIÓN PÚBLICA Y ARTÍCULOS DE OPINIÓN
8. Opinión Pública
8.1. GEA-ISA, Encuesta Telefónica Nacional sobre una posible reforma
381
energética, febrero de 2008 383
8.2. Parametría, Reforma Energética (Pemex), febrero de 2008
8.3. GEA-ISA, Escenarios políticos, 2007-2009, cambio y continuidad,
389
opiniones sobre una posible reforma energética, febrero de 2008 394
8.4. Encuesta Nacional en Viviendas: Consulta Mitofsky (sector eléctrico) 417
9. Artículos de opinión en periódicos de circulación nacional
(del 3 de enero al 7 de marzo de 2008) 423
9.1 Índice alfabético 425
9.2 Artículos 427
5

INTRODUCCIÓN
A finales de 2007 y principios de 2008 se reactivó un viejo debate nacional acerca
de cómo enfrentar los retos energéticos del país en el mediano y largo plazo. El
debate se ha centrado en cómo mejorar la eficiencia de nuestra producción y
transformación de hidrocarburos para evitar una disminución de nuestras reservas
probadas y reducir la creciente importación de energía secundaria. Este debate
aborda, indefectiblemente, la definición de la estructura de la industria energética y
del esquema de propiedad más adecuado para cumplir con estos objetivos.
El hecho afortunado de que nuestras reservas de hidrocarburos hayan sido
suficientes para mantener un balance de autosuficiencia energética hasta ahora,
no garantiza que tal ritmo pueda mantenerse. El tema energético es muy
complicado pues no sólo involucra a una economía dependiente para su
funcionamiento de los hidrocarburos, sino que involucra los efectos negativos de
contaminación y gases invernaderos acumulados a lo largo del tiempo. Estos
efectos negativos han llegado a ser de tal magnitud que el debate debe tomarlos
en cuenta para lograr un equilibrio entre los costos y beneficios del uso de
hidrocarburos en nuestra vida nacional.
En la carpeta informativa que presenta el Centro de Estudios Sociales y de
Opinión Pública se reúnen textos que aportan datos y opiniones de los principales
actores, sobre los dos grandes sectores que impactan en la vida pública, el
petrolero y el eléctrico. Los temas son muy extensos y esta carpeta no pretende
ser exhaustiva ni analítica, pretende ofrecer datos para fomentar una discusión
informada sobre la materia.
7

Parte I
El sector petrolero
9

1. El sector energético desde una
perspectiva socio-económica
11

I. Contexto
La energía primaria se ha convertido en un factor indispensable para la economía y la vida
cotidiana en las sociedades modernas. No sólo como insumo para los procesos industriales,
agrícolas y el resto de los sectores económicos, sino que funge como un garante de una vida
confortable para una gran parte de la población mundial.
Los hechos concretos de que la población mundial haya aumentado dramáticamente en los
últimos cincuenta años y que la mayoría de estas personas aspiren al confort ofrecido por un
modelo económico dependiente de un consumo de energía constante, ha redundado en
grandes avances en la calidad de vida humana y en por lo menos tres efectos negativos a
principio de este siglo: el primero es una contaminación creciente del medio ambiente; el
segundo es la acumulación de gases invernadero causantes de un aumento de temperatura
planetaria y el tercero es una presión cada vez mayor sobre las reservas mundiales de
hidrocarburos que han permitido el crecimiento exponencial de la economía mundial en los
últimos 150 años.
II. Situación nacional
México no se escapa de esta tendencia planetaria, la población en 1950 era de 25.8 millones y
en 2008 es de 105 millones. En 1950 la mayoría de la población era rural y hoy es urbana, con
las consecuencias lógicas en la presión ejercida a los recursos, tanto en la forma de demanda
constante de energía para sostener este crecimiento como de contaminación. El Instituto
Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI) en el Sistema de Cuentas
3
13

Económicas y Ecológicas de México, calcula que los costos totales por degradación ecológica
en México fueron aproximadamente de 10% del PIB en el período que va de 1998 a 2004.
Aunado a esto, la contribución mexicana al calentamiento global es considerable en términos
absolutos, ubicándose en la posición número 15 del mundo.
Robert W. Bacon: Growth and CO2 Emissions, World Bank, Sustainable Development Vice Presidency,
Paper 113, Nov. 2007.
En el contexto internacional de una demanda creciente de materias primas, entre ellas, los
hidrocarburos, México ha tenido la suerte hasta ahora de poseer reservas probadas suficientes
para ser autosuficiente en hidrocarburos y obtener ingresos considerables de su venta. A pesar
4
14

de que en los últimos quince años el peso de las exportaciones petroleras sobre el total de las
exportaciones se ha reducido a 13%, reduciendo así la dependencia de la economía respecto al
petróleo que existía en los años setenta, los ingresos provenientes de la venta y de los
impuestos especiales a los refinados, como la gasolina y el gas seco aportan aproximadamente
40% del presupuesto de gasto programable del ejecutivo federal, 1 sin contar con los excedentes
del precio que se derivan a fondos especiales y a los estados de la República.
La disminución de nuestras reservas probadas debido al agotamiento paulatino del yacimiento
gigante de Cantarell en el Golfo de Campeche, responsable del 80% de nuestra producción,
obliga a invertir en la exploración y extracción de petróleo de fuentes más dispersas y con
mayor grado de dificultad o mayor precio de extracción.
Los componentes de la producción de energía muestran que nuestra economía es claramente
dependiente de los hidrocarburos, con la afortunada coincidencia de que poseemos reservas
suficientes de éstos. En la siguiente gráfica se muestran los componentes de la producción de
energía primaria, reportada por la Secretaría de Energía. 2
2 Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006. p. 36
5
15

Fuente: Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006.
La oferta interna de energía primaria es la siguiente. En esta oferta se incluyen las
exportaciones que realizamos de crudo. Es de señalar que exportamos 40% de nuestra
producción de energía primaria.
6
16

Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006.
La energía primaria es usada en pequeña proporción directamente (como la leña) y el resto es
transformada en refinados y en energía eléctrica. La capacidad instalada de transformación se
ubica en 1 500 millones de barriles diarios de crudo y en una capacidad instalada de producción
de energía eléctrica que se descompone en plantas del Estado (78.8%) y en productores
independientes (21.2%). El país importa refinados para suplir la falta de capacidad instalada
para proveer a la demanda interna.
7
17

Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006. p. 36
Del balance resultante podemos obtener el consumo interno de energía por sectores de la
economía, destacando el sector de transporte que absorbe 44% de la energía consumida en el
país.
8
18

Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006.
Los diversos sectores hacen uso de diferentes tipos de energético y muestran la demanda
agregada de estos.
9
19

Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006.
El consumo final de energéticos muestra un creciente desequilibrio entre lo exportado y lo
importado, debido al crecimiento de la demanda de refinados y el lento crecimiento de la
producción de éstos en el país. La producción aumentó 10% de 2005 a 2006, situándose en
casi una tercera parte del consumo final de energía del país, con 1, 415 petajoules, de un
consumo total de 4, 524 petajoules. 3
3 Secretaría de Energía: Balance Nacional de Energía, 2006, SENER, 2006. p. 16
10
20

El consumo de energía ha aumentado a mayor ritmo del que crece la economía nacional,
pasando de un consumo de 65.1 millones de kilojoules por habitante en 1997 a 75.9 millones
kilojoules por habitante en 2006 (similar a un consumo por habitante de 2,450 litros de
gasolina al año). 4 Lo anterior a pesar de que la transformación de la economía hacia una
economía de servicios ha reducido la intensidad energética, que mide la cantidad de energía
necesaria para producir un peso del PIB, reduciéndose en .03% de 2005 a 2006.
Comentarios finales
A pesar de que la población mundial tiende a estabilizar su crecimiento, existen millones de
personas, como en nuestro país, que aspiran legítimamente a una vida más confortable y que si
siguen las pautas de la economía tradicional que se han seguido hasta ahora, someterán los
recursos planetarios a una presión tal que afectarán de forma permanente al clima y propiciarán
la contaminación de los mantos acuáticos y de las tierras de cultivo. El caso de México es
paradigmático, pues a pesar de un crecimiento estructural lento de la economía y de la
migración de la décima parte de sus ciudadanos en los últimos veinte años, el consumo de
energía es mayor que el crecimiento de la población y de la economía.
La comunidad internacional, ha producido una serie de recomendaciones para evitar este
escenario, recomendaciones que modifican las pautas del crecimiento económico y que
impactan en los consumos de energía primaria y secundaria proveniente de hidrocarburos. Se
trata principalmente la disminución de bienes y servicios que utilicen intensivamente
hidrocarburos; la mejora de la eficiencia de la tecnología actual; la lucha en contra de la
Ibid, p.15.
11
21

deforestación y la introducción de nuevas tecnologías tendientes a reducir la demanda agregada
y el consumo final de energía.
12
22

Prospectiva del Mercado
de Petróleo Crudo
2007-2016
23

Resumen ejecutivo
Durante 2006, el petróleo aportó 35.7% de la energía
primaria consumida en el mundo, ubicándolo como
el mayor proveedor por encima de otras fuentes como
el gas natural, el carbón o la energía nuclear.
A finales del mismo año, las reservas probadas totales
a nivel mundial ascendieron a 1,208.2 miles de millones
de barriles. De éstas 74.9% se encuentran en los países
de la OPEP, 6.6% en los países de la OCDE (incluyendo
a México), 10.6% en los países de la ex Unión Soviética
y 7.9% en el resto del mundo. De 1996 a 2006, la única
región que disminuyó su volumen de reservas fue
América del Norte en 32.9%. Por su volumen de reservas
México se ubica en el lugar 17 a nivel mundial y quinto
en América después de Venezuela, Estados Unidos de
América (EUA), Canadá y Brasil. En cuanto a producción,
México se ubica en sexto lugar mundial y segundo en
América después de EUA.
La demanda mundial de petróleo crudo se ubicó
en 83,719 miles de barriles diarios (mbd) durante 2006.
EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo
seguido por China. México ocupa la onceava posición por
consumo de crudo a nivel mundial y la tercera en América
después de EUA y Brasil.
En 2006, la producción mundial de petróleo ascendió
a 81,663 mbd, 16.7% mayor respecto a 1996. Los principales
países productores de petróleo a nivel mundial durante
2006 fueron Arabia Saudita y Rusia. La distinta ubicación
con respecto a la oferta y demanda del crudo tiene como
consecuencia un intenso comercio internacional de
este energético. El intercambio de petróleo tiene como
regiones exportadoras más importantes a Medio Oriente
y la ex Unión Soviética; y como principales regiones
importadoras a Asia Pacífico seguida por EUA y Europa.
24

Los principios fundamentales que rigen a la industria
petrolera en México se encuentran en los artículos 25,
27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos. De estos se derivan las leyes secundarias,
reglamentos, directivas y Normas Oficiales Mexicanas
que establecen la regulación a que deben sujetarse
las actividades de exploración y explotación del petróleo
y demás hidrocarburos, que se encuentran en
yacimientos dentro del territorio nacional.
Las obligaciones fiscales de Pemex se encuentran
establecidas en los preceptos jurídicos siguientes:
Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria
y su reglamento, Ley Federal de Derechos, Ley de Ingresos
de la Federación (para el ejercicio fiscal correspondiente),
Presupuesto de Egresos
Al primero de enero de 2007, las reservas totales
de hidrocarburos en el país ascendieron a 45,376.3 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce),
de las cuales 70.3% correspondió a reservas de aceite;
18.9% a las reservas de gas seco, 7.5% correspondió
a líquidos de planta y 2.1% a condensados.
Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos
registrado en el país al primero de enero de 2007,
11,047.6 mmb correspondieron a reservas de aceite;
de éstas, la mayor parte corresponde a crudo pesado,
cuyo volumen representa 63.4%; seguido del crudo
ligero con 30.8%; y el superligero con 5.8%. La Región
Marina Noreste contiene 59.1% del volumen total de
reservas probadas de aceite; la Región Marina Suroeste
9.4%; la Región Norte 8.0% y aquéllas contenidas
en la Región Sur corresponden al 23.4%.
La plataforma de producción en nuestro país ascendió
a 3,256 mbd en 2006, siendo el crudo pesado el de mayor
aportación a la producción nacional. La participación
de este crudo representó 68.9% del total a nivel nacional
en dicho año. La Región Marina Noreste es la que
posee la mayor producción de petróleo crudo, seguida
por la Región Sur cuya producción de crudos ligeros es la
más alta del país con 45.6% del total de la producción.
En tercer sitio se encuentra la Región Marina Suroeste
16
cuya producción se compone principalmente de crudos
ligeros. La Región Norte ocupa el cuarto sitio y su producción
se compone de crudo ligero y crudo pesado
El crudo destinado a consumo nacional se emplea
para la producción de petroliferos o elaboración de
materia prima de las industrias química y petroquímica.
El porcentaje de crudo destinado a consumo nacional
se ha mantenido en niveles entre 42 y 46% del crudo
producido en el país a lo largo del periodo 1996-2006.
El Sistema Nacional de Refinación (SNR) es el mayor
demandante del crudo destinado a proceso en territorio
nacional absorbiendo 1,171.7 mbd en promedio para
el periodo 1996-2006. El volumen de exportaciones de
crudo mexicano durante 2006 se ubicó en 1,792.7 mbd
y el promedio de éstas en el periodo fue de 1,722.0
mbd. El principal destino de las exportaciones de crudo
es EUA, que captó 88.7% del total en 2006.
La cartera de proyectos 2007 de Pemex
Exploración y Producción (PEP) muestra el conjunto
de oportunidades que se han identificado hasta
el día de hoy, y a partir de ella se han generado dos
escenarios de producción denominados sobresaliente
y bajo. En el primero se desarrolla un número de proyectos
exploratorios que permiten mantener la producción
de petróleo crudo en niveles superiores a 3,200 mbd
y con una inversión asociada superior a 150 mil
millones de pesos en promedio entre 2006 y 2016.
Mientras que en el escenario bajo, los niveles de inversión
menores a 100 mil millones de pesos en promedio
anual, limitan la actividad exploratoria y se traduce
en una producción promedio cercana a 2,500 mbd
en el periodo 2006-2016.
El escenario sobresaliente mantiene un promedio
de producción de 3,257 mbd entre 2006 y 2016.
La producción obtenida en los proyectos de
explotación presentará una disminución por la
declinación esperada del yacimiento de Cantarell,
mientras que la producción del conjunto
de oportunidades exploratorias se incorpora en 2008,
además de una producción proveniente de aguas
profundas en 2014.
25

Cabe señalar que este escenario requiere multiplicar
la capacidad de ejecución que se tiene actualmente.
En la producción de crudo por regiones del escenario
sobresaliente, se espera que la Marina Noreste decline
a una tasa de 7% anual entre 2006 y 2016. Esta declinación
será compensada por el crecimiento en otras regiones,
principalmente en la Región Norte, donde se prevé
un incremento hasta alcanzar una participación
de 27% del total en 2016. De acuerdo a la calidad de aceite,
se espera que la producción de crudo pesado disminuya
en los primeros años, y que hacia el final del periodo
se contraiga 35% respecto a 2006.
El SNR continuará siendo el principal demandante
de crudo en territorio nacional y su demanda
se incrementará como resultado de la conclusión de las
reconfiguraciones y la expectativa del arranque de una
nueva capacidad de refinación. Se prevé un cambio
en la tendencia de consumo por tipo de aceite; en 2006
el crudo pesado representaba 40% del total demandado
por el SNR y hacia el último año del periodo prospectivo,
se espera que eleve su participación a 63%. Las exportaciones
de crudo del país disminuirán como consecuencia del
aumento en la demanda nacional de crudo. Para el último año
del periodo, el volumen promedio total de crudo destinado
a exportación se estima en 1,505 mbd.
El escenario bajo se caracteriza por exploración
restringida, postergación de la exploración y desarrollo
de aguas profundas y una reducción en la plataforma
productiva. Lo anterior debido a que este escenario supone
un nivel presupuestal y de endeudamiento constante.
Asimismo, considera una declinación en la producción
de los campos actuales al no incorporase nuevos
desarrollos. La producción en el último año del periodo
será de 2,136 mbd. Se presenta una declinación más
pronunciada en la Región Marina Noreste. Las Regiones
Marina Suroeste y Sur también verán una reducción
en su volumen de producción, la primera en 40%,
y la segunda en niveles superiores a 20%. Se contempla
una reducción en los volúmenes de producción de los tres
tipos de petróleo crudo, en particular el crudo pesado se
reducirá 44.8% en 2016, respecto a 2006.
17
Este escenario mantiene el mismo volumen en la
demanda nacional de petróleo crudo que el escenario
sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma
de producción de crudo en territorio nacional,
se requerirán importaciones, de modo que se cuente
con las calidades de crudo que la demanda nacional
necesite. Las exportaciones de crudo registrarán la
mayor reducción entre los distintos destinos que tiene
la producción nacional. Al final del periodo prospectivo
la disminución esperada en este escenario será de 85%
en el volumen promedio respecto a 2006.
26

Marco regulatorio
de la industria del petróleo
Capítulo
dos
Este capítulo describe el marco regulatorio de
la industria petrolera, particularmente en aquellas
actividades relativas a la exploración y explotación del
petróleo, y aborda tanto los aspectos constitucionales
como la regulación sustantiva y las principales atribuciones
de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos.
2. 1 Marco regulatorio básico de la industria
petrolera
Los principios fundamentales que rigen a la industria
petrolera en México se encuentran en los artículos 25,
27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos. De estos se derivan las leyes secundarias,
reglamentos, directivas y Normas Oficiales Mexicanas
que establecen la regulación a que deben sujetarse las
actividades de exploración y explotación del petróleo
y demás hidrocarburos, que se encuentran en yacimientos
dentro del territorio nacional (véase figura 2).
2.1.1 Marco constitucional del subsector petrolero
Las disposiciones constitucionales sobre la industria
petrolera están orientadas a regular y garantizar un
régimen jurídico que delimita el quehacer del Estado,
en relación con sus industrias dedicadas a la explotación
de recursos naturales (artículos 25, 27 y 28).
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 25, en sus
dos primeros párrafos “corresponde al Estado la rectoría
del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral
y sustentable que fortalezca la Soberanía de la nación
y su régimen democrático en el marco de libertades
que otorga esta Constitución.”
“El Estado planeará, conducirá, coordinará y orientará
la actividad económica nacional, y llevará al cabo la
27

egulación y fomento de las actividades que demande
el interés general...”
Asimismo, establece áreas estratégicas que el sector
público tendrá a su cargo, “...manteniendo siempre
el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los
organismos que en su caso se establezcan.”
Conforme al párrafo cuarto del Artículo 27,
“Corresponde a la nación el dominio directo de todos
los recursos naturales de la plataforma continental
y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales
o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos,
constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta
de los componentes de los terrenos, tales como...
el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos,
líquidos o gaseosos...”.
Reglamento de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos
Fuente: Sener.
Ley Reglamentaria del Art. 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo
Decretos y acuerdos
Figura 2
Marco regulatorio de la industria petrolera
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
Art. 25, 27 y 28
Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos
y Organismos Subsidiarios
Reglamento de la Ley Reglamentaria del Art. 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo
44
Secretaría de Energía
A su vez, el párrafo sexto del Artículo 27 Constitucional
dispone que “Tratándose del petróleo y de los carburos
de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales
radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos,
ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado
y la nación llevará a cabo la explotación de esos productos,
en los términos que señale la Ley Reglamentaria
respectiva”.
El Artículo 28, párrafo cuarto, precisa que
“No constituirán monopolios las funciones que el Estado
ejerza de manera exclusiva en las siguientes áreas
estratégicas: ...petróleo y los demás hidrocarburos;
petroquímica básica...”.
Tratados y convenios Internacionales
Reglamento de Trabajos Petroleros
Normas Oficiales Mexicanas
28

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Este precepto también establece que el Estado
lleva a cabo estas actividades estratégicas, a través
de organismos y empresas.
2.1.2 Tratados y Convenios Internacionales
A nivel internacional, México ha firmado diversos
tratados y convenios en materia de hidrocarburos,
los cuales se citan a continuación:
•
•
•
Tratado de Libre Comercio de América del Norte
(aprobación del Senado, DOF 8 de diciembre
de 1993, entró en vigor el 1 de enero de 1994) 1 .
Decreto promulgatorio del Protocolo de Kyoto
de la Convención Marco de las Naciones Unidas
sobre Cambio Climático, firmado en Kyoto, el once
de diciembre de mil novecientos noventa y siete
(DOF 24 de noviembre de 2000).
Tratado entre el Gobierno de los Estados Unidos
Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos
de América sobre la Delimitación de la Plataforma
Continental en el Golfo de México, más allá
de las 200 millas náuticas (Decreto promulgatorio,
DOF 22 de marzo de 2001) 2 .
1 El Tratado de Libre Comercio de América del Norte dispone, en el Anexo
602.3 Reservas y disposiciones especiales, que el Estado mexicano
se reserva para sí mismo, incluyendo la inversión y la prestación de servicios,
las siguientes actividades estratégicas:
a. exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural; refinación
o procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y producción de gas
artificial, petroquímicos básicos y sus insumos y ductos;
b. comercio exterior; transporte, almacenamiento y distribución,
hasta e incluyendo la venta de primera mano de los siguientes bienes:
i. petróleo crudo;
ii. gas natural y artificial;
iii. bienes cubiertos por este capítulo, obtenidos de la refinación
o del procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y
iv. petroquímicos básicos.
2 En el Artículo IV del Tratado se estipula que, en virtud de la posible
existencia de yacimientos de petróleo o gas natural en la zona, las partes
tendrán un periodo de 10 años, a partir de la entrada en vigor del Tratado,
para llevar a cabo estudios geológicos y geofísicos que ayuden a determinar
la posible presencia y distribución de los yacimientos transfronterizos,
sin que se lleve a cabo la explotación de los recursos petrolíferos.
45
2.1.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos
La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional,
en el Ramo del Petróleo, considera los siguientes aspectos
esenciales:
•
•
Corresponde a la nación el dominio directo,
inalienable e imprescriptible de todos los carburos
de hidrógeno que se encuentren en el territorio
nacional –incluida la plataforma continental-
en mantos o yacimientos, cualquiera que sea
su estado físico, incluyendo los estados
intermedios, y que componen el aceite mineral
crudo, lo acompañen o se deriven de él.
Sólo la nación podrá llevar a cabo las distintas
explotaciones de hidrocarburos que constituyen
la industria petrolera, misma que abarca:
I. La exploración, explotación, refinación,
transporte, almacenamiento, distribución y ventas
de primera mano del petróleo y los productos
que se obtengan de su refinación;
II. La exploración, explotación, elaboración
y ventas de primera mano del gas, así como
el transporte y el almacenamiento indispensables
y necesarios para interconectar su explotación
y elaboración.
29

Se exceptúa del párrafo anterior, el gas asociado
a los yacimientos de carbón mineral y la Ley Minera
regulará su recuperación y aprovechamiento 3 .
•
•
La nación llevará a cabo la exploración y la
explotación del petróleo y las demás actividades,
por conducto de Petróleos Mexicanos (en lo
sucesivo Pemex) y sus Organismos Subsidiarios.
La industria petrolera es de utilidad pública,
preferente sobre cualquier aprovechamiento de la
superficie y del subsuelo de los terrenos, incluso
sobre la tenencia de los ejidos o comunidades,
y procederá la ocupación provisional, la definitiva
o la expropiación de los mismos, mediante
la indemnización legal, en todos los casos en que lo
requieran la nación o su industria petrolera.
2.1.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía
en materia de hidrocarburos
Conforme a lo establecido en la Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,
su Reglamento y el Reglamento de Trabajos Petroleros,
con relación a la industria petrolera, la Secretaría
de Energía cuenta principalmente con las atribuciones
siguientes:
•
Asigna a Pemex los terrenos que esta institución
le solicite o que el Ejecutivo Federal considere
conveniente asignarle para fines de exploración
y explotación petroleras, considerando que cada
asignación se referirá a una superficie continua
que no exceda de 100,000 hectáreas, con una
vigencia de 30 años. Cabe señalar que se entiende
por “asignación de terrenos”, el acto por el cual
el Estado, por conducto de la Secretaría de
Energía otorga a Pemex autorización para explorar
y explotar el subsuelo petrolero de determinados
terrenos.
3 Esta reforma tiene el propósito de hacer una distinción entre la actividad
petrolera y la extracción y explotación del gas grisú obtenido de la actividad
minera. Publicada en el DOF del 26 de junio de 2006.
46
•
•
•
•
•
Secretaría de Energía
Otorga a Pemex el permiso necesario para que
este organismo lleve a cabo el reconocimiento
y exploración superficial de los terrenos para
investigar sus posibilidades petrolíferas y ejerce
la vigilancia de los trabajos petroleros mediante
inspecciones ordinarias anuales o inspecciones
extraordinarias, que ordena cuando lo juzgue
conveniente o lo solicite Pemex.
Otorga también a Pemex el permiso previo para la
ejecución y funcionamiento de cualquier trabajo
u obra relacionada con la industria petrolera
y vigila e inspecciona, rutinariamente, las obras
e instalaciones autorizadas a este organismo, tanto
en la ejecución de los trabajos, como durante
el funcionamiento y operación de los mismos,
distintos de los mencionados en el inciso anterior.
Emite la declaratoria de ocupación temporal
o la expropiación de terrenos, según proceda.
Tiene a su cargo el Registro Petrolero, cuyos
fines son de control, autenticidad, estadística
e información de los actos que en el mismo estén
inscritos.
Preside, por conducto del Secretario del Ramo,
el Consejo de Administración de Pemex, teniendo
éste voto de calidad.
30

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
2.1.5 Régimen jurídico de Pemex
Como parte de la estructura organizacional del sector
energético se publicó, en el DOF del 16 de julio de 1992,
la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos
Subsidiarios, basada en los principios constitucionales
que le otorgan facultades únicamente al Estado para
desarrollar actividades en las áreas estratégicas del
petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica,
precisando que dichas actividades se desarrollan a través
de esa paraestatal y de sus organismos subsidiarios.
Asimismo, cabe considerar el contenido del Reglamento
de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, publicado
en el DOF del 25 de agosto de 1959.
Estos ordenamientos señalan, en términos generales,
lo siguiente:
•
El Estado realizará las actividades que le
corresponden en exclusiva en las áreas estratégicas
del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica
básica, por conducto de Pemex y de los organismos
descentralizados subsidiarios.
Pemex-Exploración
y Producción
Pemex-Refinación
Pemex-Gas
y Petroquímica Básica
Pemex-Petroquímica
47
•
•
•
•
Pemex es un organismo descentralizado, con
personalidad jurídica y patrimonio propios, que
tiene por objeto ejercer la conducción central
y la dirección estratégica de todas las actividades
que abarca la industria petrolera nacional.
Se crean cuatro organismos descentralizados de
Pemex, de carácter técnico, industrial y comercial,
con personalidad jurídica y patrimonio propios,
mismos que tendrán los objetivos que se señalan
en la figura de abajo:
Las actividades estratégicas de Pemex-Exploración
y Producción, Pemex-Refinación y Pemex-Gas
y Petroquímica Básica solamente podrán ser
realizadas por estos organismos.
Pemex será dirigido y administrado por un Consejo
de Administración, que será el órgano superior
de gobierno de la industria petrolera, sin perjuicio
de la autonomía de gestión de los organismos,
quedando reservadas a dicho órgano de gobierno
las facultades que requiera la conducción central
y la dirección estratégica de todas las actividades
que abarca la industria petrolera.
• exploración y explotación del petróleo y el gas natural;
• su transporte, almacenamiento en terminales y comercialización;
• procesos industriales de la refinación;
• elaboración de productos petrolíferos y de derivados
del petróleo que sean susceptibles de servir como materia prima
industrial básica;
• almacenamiento; transporte, distribución y comercialización
de los productos y derivados mencionados;
• procesamiento del gas natural, líquidos del gas natural
y el gas artificial;
• almacenamiento, transporte, distribución y comercialización
de estos hidrocarburos,
• así como de derivados que sean susceptibles de servir como materias
primas industriales básicas; y
• Procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte
de la industria petroquímica básica,
• así como su almacenamiento, distribución y comercialización.
31

•
•
•
•
El Consejo de Administración se compondrá por 11
miembros, de los cuales seis serán representantes
del Estado, designados por el Ejecutivo Federal 4
y cinco representantes del Sindicato de Trabajadores
Petroleros de la República Mexicana. El Consejo
será presidido por el Secretario de Energía,
por ser el titular de la coordinadora de sector al que
pertenece Pemex, quien tendrá voto de calidad.
El Consejo de Administración de Pemex cuenta,
entre otras, con las atribuciones consistentes
en conocer y, en su caso, aprobar los programas
anuales de trabajo, de operación y de inversiones
y los presupuestos anuales de ingresos y egresos
y sus modificaciones.
El Director General de Pemex será nombrado
por el Ejecutivo Federal.
Son facultades y obligaciones del Director General
de Pemex, entre otras, la consistente en incluir
en los programas anuales de trabajo, de operación
y de inversiones, con la expresión de la cantidad
máxima por destinar en su caso a las actividades
correspondientes, los puntos siguientes:
a) análisis de la demanda de productos y de las
perspectivas para el consumo interior del país
y para el mercado de exportación con las previsiones
correspondientes al año, que determinen la producción
necesaria de crudos y gas y la capacidad a que
deben sostenerse los transportes, refinerías, plantas
de petroquímica y servicios de distribución y,
b) desarrollo de los trabajos de conservación
de campos y mejoramiento de los métodos de
producción, así como de los trabajos de perforación
requeridos para mantener la producción dentro
de un margen de seguridad razonable, teniendo
en cuenta el nivel de la explotación y las perspectivas
sobre consumo interior y sobre exportaciones.
4 La ley prevé que uno de los seis representantes del Estado, en el Consejo
de Administración de Pemex, deberá ser el Secretario de Medio Ambiente y
Recurso Naturales. El artículo 9° de la Ley Federal de Entidades Paraestatales
establece que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público tendrá
representantes en los órganos de gobierno.
4
•
Secretaría de Energía
Cada uno de los organismos subsidiarios será dirigido
y administrado por un Consejo de Administración y
por un Director General nombrado por el Ejecutivo
Federal. Dicho Consejo estará integrado por ocho
miembros y sus respectivos suplentes, de los
cuales los titulares serán cuatro representantes
del Gobierno Federal designados por el Ejecutivo
Federal; tres Directores Generales de los otros
organismos públicos descentralizados subsidiarios
y el Director General de Pemex, quien lo presidirá.
Por último, debe señalarse que en Pemex y en sus
organismos subsidiarios existe una normatividad interna
compuesta por diversos criterios, manuales, normas,
políticas, bases y lineamientos, que sientan las bases
sobre asuntos tales como seguridad industrial, manejo
de información, administración de riesgos, adquisiciones,
contabilidad, finanzas, entre otros.
2.1.6 Normas de Referencia
Con fundamento en la Ley Federal sobre Metrología
y Normalización, Pemex y sus organismos subsidiarios
deben constituir comités de normalización para la
elaboración de las normas de referencia, conforme
a las cuales adquieran, arrienden o contraten bienes o
servicios, cuando las normas mexicanas o internacionales
no cubran los requerimientos de las mismas, o bien
las especificaciones contenidas en dichas normas
se consideren inaplicables u obsoletas, así como
Especificaciones Técnicas, en caso de no estar elaboradas
las respectivas Normas de Referencia.
De acuerdo a lo anterior, los responsables de elaborar
las bases de licitacaiones públicas deberán incluir
en la parte correspondiente de las mismas, un
párrafo estipulando las normas aplicables a la misma.
En el anexo 1A se muestran aquellas normas de referencia
importantes que están relacionadas con la actividad
de Pemex Exploración y Producción.
32

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Estas normas tienen por objeto especificar los
materiales de construcción de instalaciones asociadas a las
actividades de exploración y producción, instrumentos,
sistemas de protección, manejo de residuos, sistemas
de tratamiento de aguas residuales, entre otras, de
acuerdo al programa de trabajo correspondiente.
De acuerdo a lo anterior, los responsables de elaborar
las bases de licitaciones públicas deberán incluir en la parte
correspondiente de las mismas, un párrafo estipulando
las normas aplicables a la misma. En el Anexo 1A
se muestran aquellas Normas de Referencia importantes que
están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración
y Producción
2.1.7 Normas ecológicas
A la actividad de exploración, explotación, proceso,
transporte y distribución del petróleo, le son aplicables los
ordenamientos jurídicos en materia ambiental, expedidos
en los tres niveles de gobierno, toda vez que la ecología
es una materia concurrente.
Disposiciones en materia ecológica
•
•
•
Normas Oficiales Mexicanas, en materia ambiental
(ver Anexo 1.B)
Acuerdos o Convenios de Coordinación o
Concertación
Norma Mexicana NMX- L-169-SCFI-2004.- establece
los requisitos mínimos para aislar adecuadamente,
definitiva o temporalmente, las formaciones
atravesadas en la perforación, terminación
y mantenimiento de pozos)
4
2.2 Obligaciones fiscales de Pemex
Por lo que respecta a las obligaciones fiscales de Pemex,
se encuentran establecidas en los preceptos jurídicos
siguientes:
a) Ley de Ingresos de la Federación (para el Ejercicio
Fiscal correspondiente);
b) Ley Federal de Derechos;
c) Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria;
d) Presupuesto de Egresos de la Federación (para el
Ejercicio Fiscal correspondiente).
a) Ley de Ingresos de la Federación
La Ley Federal de Ingresos de la Federación
para el Ejercicio Fiscal de 2007, obliga a Pemex
y sus organismos subsidiarios al pago de contribuciones
y sus accesorios, de productos y de aprovechamientos,
excepto el impuesto sobre la renta.
Igualmente, se establece que cuando la determinación
de la tasa aplicable, de acuerdo con el procedimiento
que establece el artículo 2-A de la Ley del Impuesto
Especial sobre Producción y Servicios, resulte negativa,
Pemex y sus organismos subsidiarios, podrán disminuir
el monto que resulte de dicha tasa negativa, del
impuesto especial sobre producción y servicios a su cargo
o del impuesto al valor agregado, si el primero no fuera
suficiente. En caso de que el primero y el segundo
no fueran suficientes, se podrá acreditar contra el derecho
ordinario sobre hidrocarburos, que establece el artículo
254 de la Ley Federal de Derechos.
A su vez, se prevé que Pemex y sus organismos
subsidiarios determinarán, individualmente, los impuestos
a la importación y las demás contribuciones que se causen
con motivo de las importaciones que realicen, debiendo
pagarlas, ante la Tesorería de la Federación, a más tardar
el último día hábil del mes posterior a aquel en que
se efectúe la importación.
33

Por último, cabe destacar que Pemex descontará
de su facturación a las estaciones de servicio, por concepto
de mermas, 0.74% del valor total de las enajenaciones
de gasolina que realice a dichas estaciones de servicio.
El monto de ingresos que deje de percibir Pemex por este
concepto, podrá ser disminuido de los pagos mensuales
que del impuesto especial sobre producción y servicios
debe efectuar dicho organismo en los términos del artículo
2o.-A de la Ley del Impuesto Especial sobre Producción
y Servicios.
50
b) Ley Federal de Derechos
Pago de derechos de PEP Concepto
Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos
Pago anual del derecho para el fondo
de investigación científica y tecnológica
en materia de energía
Pago anual del derecho
para la fiscalización petrolera
Pago anual del derecho sobre
hidrocarburos para el fondo
de estabilización
Pago anual del derecho extraordinario
sobre la exportación de petróleo crudo
Secretaría de Energía
En el Capítulo XII, referente a hidrocarburos, de la
Ley Federal de Derechos, se establecen las obligaciones
que le corresponden a Pemex Exploración y Producción
(PEP), mismas que se especifican en el cuadro siguiente:
PEP ”... estará obligado al pago anual del derecho ordinario sobre
hidrocarburos, aplicando la tasa de 71.5% a la diferencia que resulte
entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos
en el año y las deducciones permitidas en...” este precepto 6 .
PEP ”... estará obligado al pago anual del derecho para la investigación
científica y tecnológica en materia de energía, aplicando la tasa
del 0.65 % al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos
en el año” 7 .
Aplicando la tasa de 0.003 por ciento al valor anual del petróleo
crudo y gas natural extraídos en el año.
A cuenta de este derecho se harán pagos provisionales trimestrales
y se calculará aplicando al valor del petróleo crudo y gas natural
extraídos desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del
trimestre al que corresponda el pago, la tasa de 0.003 por ciento.
Cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo
crudo exportado exceda de 22.00 dólares de los Estados Unidos
de América.
Cuando en el mercado internacional el precio promedio ponderado
anual del barril de petróleo crudo mexicano exceda del precio
considerado en la estimación de los ingresos contenidos
en el artículo 1° de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio
fiscal de que se trate, el derecho se calculará aplicando la tasa
de 13.1% sobre el valor que resulte de multiplicar la diferencia
que exista entre el precio promedio ponderado anual del barril
de petróleo crudo mexicano y el precio considerado en la estimación
de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la Ley de Ingresos
de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, por el volumen
total de exportación acumulado de petróleo crudo mexicano
en el mismo ejercicio.
34

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Pago anual de un derecho único
de hidrocarburos
Es importante mencionar que a la recaudación
obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos
se le aplicará la tasa de 85.31% y que el monto que resulte
de esta operación se considerará como recaudación federal
participable. Asimismo, 31.7% de la recaudación obtenida
por el derecho ordinario antes citado, se multiplicará
por el factor de 0.0148; el monto que resulte de esta
operación se destinará a los municipios colindantes
con la frontera o litorales por los que se realice,
materialmente, la salida de los hidrocarburos del país.
Este ordenamiento también prevé que en el
marco de una política energética de largo plazo,
y a propuesta del Ejecutivo Federal, el Congreso de
la Unión aprobará cada año, en la Ley de Ingresos,
la estimación de las plataformas máximas de extracción
y de exportación de hidrocarburos.
Cabe mencionar que el artículo noveno
transitorio del Decreto que reforma la Ley Federal
de Derechos, establece que “durante el periodo
comprendido del 1 de enero de 2008 al 31 de diciembre
de 2012, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios,
previa aprobación de la Secretaría de Energía, llevarán
a cabo un programa para incrementar su eficiencia
operativa. La Secretaría de Energía diseñará indicadores
cuantificables, objetivos y verificables y establecerá,
con base en estándares internacionales, las metas
asociados a estos para la evaluación del programa”.
Es aplicado por el valor de la extracción de petróleo y gas natural
de los campos abandonados y en proceso de abandono 8 .
6 Este porcentaje tiene aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de acuerdo al Artículo Primero Transitorio del Decreto por el que se
reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el DOF del 1 de octubre de 2007.
7 A partir del 1 de enero de 2008 y hasta 2011 se aplicará una tasa diferenciada para cada año.
En 2008 la tasa anual será de 0.15%, cuya recaudación se distribuirá en 53% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-
Hidrocarburos; 2% al fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Hidrocarburos para la formación de recursos humanos, 35% al Fondo
de Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico del instituto Mexicano del Petróleo y 10% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de
Energía-Sustentabilidad Energética.
8 Para calcular el pago anual de este derecho se aplicará el por ciento que corresponda según, el rango en que se ubique el precio
promedio ponderado anual de barril de petróleo crudo mexicano exportado, al valor anual del petróleo crudo y gas natural
extraídos en el año de los campos abandonados y en proceso de abandono, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe
PEP. Ver tabla del artículo séptimo transitorio del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley
Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversas
disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005”, publicado
en el D. O. F. del 1 de octubre de 2007.
51
Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios,
previa aprobación de la Secretaría de Energía, a más
tardar el 30 de junio de 2008 deberá remitir a las Cámaras
del Congreso de la Unión el programa a que se refiere
el presente artículo.
Pemex reportará al Congreso, vía Sener, infomación
trimestral sobre los avances y los resultados de la aplicación
de dicho programa.
Por otro lado, con el objeto de aumentar la transparencia
en el sector, la Sener publicará en medios electrónicos,
semestralmente, un conjunto de indicadores de operación
y financieros de Petróleos Mexicanos y sus organismos
subsidiarios, incorporando información comparable de
otras petroleras a nivel internacional.
c) La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria
La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria prevé que la Secretaría de Hacienda
y Crédito Público (en lo sucesivo SHCP), podrá autorizar
erogaciones adicionales a las aprobadas en el Presupuesto
de Egresos con cargo a los excedentes que, en su caso,
resulten de los ingresos autorizados en la Ley de Ingresos
de la Federación o de excedentes propios de las entidades.
Dichos excedentes se destinarán de la siguiente manera:
35

d) Presupuesto de Egresos de la Federación
El Presupuesto de Egresos de la Federación para el
Ejercicio Fiscal 2007 señala que Pemex, en el ejercicio
de su presupuesto consolidado, se sujetará a las
metas de balance de operación, primario y financiero
que comprometa ante la SHCP. Asimismo, prevé que
Pemex podrá realizar erogaciones adicionales, en el caso
de que los ingresos petroleros excedan los proyectados
en el artículo 1, fracción VII, numeral 1, inciso A,
de la Ley de Ingresos de la Federación, en los términos
del artículo 19 de la Ley Federal de Presupuesto
y Responsabilidad Hacendaria.
Las medidas de compensación a que se refieren las
fracciones I y II del artículo 6 del Presupuesto de Egresos
de referencia, deberán realizarse con la autorización
de la SHCP para efectos de la situación de las finanzas
públicas, observando las metas de balance de operación,
primario y financiero de Pemex.
Pemex está obligado a informar a la SHCP,
del comportamiento mensual de los balances de
operación, primario y financiero, dentro de los 25 días
hábiles siguientes a la terminación del mes.
52
Secretaría de Energía
Destino de ingresos excedentes Monto de reserva Porcentaje
Fondo de Estabilización de los Ingresos
de las Entidades Federativas
Fondo de Estabilización
para la Inversión en Infraestructura
de Petróleos Mexicanos
Fondo de Estabilización
de los Ingresos Petroleros
Programas y proyectos de inversión
en infraestructura y equipamiento
de las entidades federativas
Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos
líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor
de 1.875 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto
al peso esperado para el ejercicio.
Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos
líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor
de 1.875 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto
al peso esperado para el ejercicio.
Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos
líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor
de 3.75 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto
al peso esperado para el ejercicio.
Conforme a la estrctura porcentual que se derive de la distribución
del Fondo General de Participaciones reportado en la Cuenta Pública
más reciente
25%
25%
40%
10%
Asimismo, para fines del cumplimiento de los
balances de operación, primario y financiero, trimestrales
y anuales, Pemex, con la aprobación de su órgano de
gobierno, deberá:
a) Informar mensualmente a la SHCP los ingresos
netos obtenidos en su flujo de presupuesto;
b) Realizar el registro de las adecuaciones
presupuestarias externas en forma consolidada.
Las adecuaciones externas de los organismos
subsidiarios y empresas filiales, deberán ser
solicitadas a la SHCP conforme a las disposiciones
establecidas; y,
c) Establecer sus propias medidas de racionalidad,
austeridad y disciplina presupuestaria, así como
otras medidas equivalentes cuando menos a
las señaladas en el artículo 15 del Presupuesto
de Egresos de referencia y conforme a lo establecido
en el artículo 61 de la Ley Federal de Presupuesto
y Responsabilidad Hacendaria.
Por lo que respecta a los ingresos que resulten
del Derecho para la fiscalización petrolera se destinarán, sin
requerir autorización de la SHCP, a la Auditoría Superior
de la Federación, a través del ramo correspondiente
36

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
y se aplicarán para fiscalizar el Fondo de Aportaciones
para el Fortalecimiento de las Entidades Federativas,
así como el programa multianual de racionalización
de costos en servicios personales y operativos de Pemex
y el ejercicio de sus programas prioritarios.
Finalmente, se establece que Pemex deberá presentar
a la Cámara de Diputados, a más tardar el 30 de abril
de 2007, una evaluación con respecto a un programa de
inversión de la ampliación o construcción de refinerías.
Esta evaluación contendrá cuando menos: la viabilidad
del programa cuantificando el impacto y beneficio
en la política energética nacional; el desarrollo de Pemex;
la repercusión en la economía del país y en los precios
de combustibles; volúmenes involucrados; mercado
y distribución de los productos; los diferenciales estimados
de crudos ligeros y pesados, así como la infraestructura
necesaria para su óptimo desempeño.
53
37

Mercado nacional
de petróleo crudo 1996-2006
Capítulo
tres
El presente capítulo tiene como objetivo analizar
la evolución del mercado nacional de petróleo crudo
de 1996-2006 considerando tanto la oferta como la
demanda.
La primera parte, muestra el comportamiento
histórico de las reservas de hidrocarburos para las
distintas categorías de reservas (probadas, probables,
posibles, 2P y 3P), a nivel nacional y regional. Asimismo,
se muestra la evolución de la producción en estos años
a nivel país y región.
La segunda parte describe la evolución de la
inversión en la industria, especificamente en actividades
de exploración y producción de petróleo crudo.
Estas inversiones se muestran a precios corrientes
y constantes para el periodo 1996-2006.
Finalmente, se realiza el análisis del destino del crudo
mexicano, tanto a proceso como el exportado, señalando
las principales regiones que captan dichas exportaciones,
así como su destino por país.
3.1 Evolución de las reservas de petróleo crudo,
1998-2007
Pemex Exploración y Producción (PEP) actualiza de
manera anual sus reservas de hidrocarburos conforme
a definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas
por la comunidad financiera. Buscando estandarizar el
proceso de estimación y clasificación de reservas, desde
1996 la evaluación de reservas probadas, probables
y posibles se realiza conforme a definiciones internacionales
emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE),
la American Association of Petroleum Geologists (AAPG)
y por el World Petroleum Council (WPC), todos ellos
38

organismos técnicos donde México participa. A partir
de 2002, para las reservas probadas se emplean las
definiciones emitidas por la Securities and Exchange
Commission (SEC), organismo estadounidense que regula
los mercados de valores y financieros de ese país.
Desde 1996, PEP inició la certificación de reservas
de los campos del país a través de compañías
reconocidas internacionalmente. En 2004, el Consejo
de Administración de Pemex Exploración y Producción
determinó certificar las reservas con compañías consultoras
externas con una periodicidad anual.
3.1.1 Reservas totales
De las reservas totales de hidrocarburos ó 3P (la suma
de reservas probadas más probables más posibles),
registradas al primero de enero de 2007, 70.3%
corresponden a reservas de aceite; 20.1% a reservas
de gas seco, 7.5% a los líquidos de planta y 2.1%
de condensados.
Cuadro 9
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos 1998-2007 1
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
56
Secretaría de Energía
Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 tmca
Total 56,504. 57,741.2 5 ,204.1 56,154.0 52, 51.0 50,032.2 4 ,041.0 46, 14.1 46,417.5 45,376.3 -2.4
Aceite 39,840.5 41,064.0 41,495.3 39,917.9 38,286.1 36,265.9 34,388.9 33,312.2 33,093.0 31,908.8 -2.4
Condensados 1,194.0 1,230.1 1,198.7 1,194.5 1,136.7 884.2 791.7 835.3 863.0 941.2 -2.6
Líquidos
de planta
Gas seco
equivalente
4,771.8 4,644.6 4,837.6 4,379.3 3,790.0 3,499.8 3,437.4 3,412.6 3,479.4 3,417.5 -3.6
10,698.4 10,802.5 10,672.5 10,662.3 9,738.2 9,382.4 9,423.0 9,354.0 8,982.2 9,108.9 -1.8
1 Cifras al primero de enero de cada año.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
A lo largo del periodo 1998-2007, las reservas totales
de hidrocarburos en el país se redujeron en 11,128.5
millones de barriles de petróleo crudo equivalente
(mmbpce), cifra que significó una disminución de
19.7% respecto al volumen de estas reservas en 1998
originada, principalmente, por efecto de la producción
de hidrocarburos.
Las reservas totales de aceite también han mostrado
un decremento en el periodo de estudio, disminuyendo en
7,931.7 millones de barriles (mmb) su volumen respecto a
1998. Del total de reservas de aceite al primero de enero
de 2007, 34.6% corresponden a reservas probadas, 34.6%
a probables; y 30.8% a posibles.
39

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
11,047.6
Reservas 1P
o probadas
En cuanto a la composición de las reservas totales
de aceite, la mayor parte de éstas corresponden a crudo
pesado, cuyo volumen asciende a 17,710.4 mmb; seguido
de aceite ligero con 11,317.7 mmb y superligero con
2,880.6 mmb.
3.1.2 Reservas probadas
Gráfica 16
Reservas totales de aceite en México al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
11,033.9 22,081.5
Reservas
probables
Las reservas probadas o reservas 1P, se definen como
las cantidades de hidrocarburos (aceite crudo, gas natural
y líquidos de gas natural) que, mediante datos geológicos
y de ingeniería se estima, con un grado razonable de
certidumbre, serán recuperadas en años venideros de
yacimientos conocidos bajo condiciones económicas
y de operación existentes en una fecha específica.
Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos
registrado en el país al primero de enero de 2007, 71.2%
corresponden a reservas de aceite, 17.2% a gas seco, 7.7%
a líquidos de planta y 3.9% a condensados.
Reservas 2P
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
57
9,827.3 31,908.8
Reservas
posibles
Superligero
9.0%
Reservas 3P
o totales
Gráfica 17
Participación porcentual de las reservas totales
por tipo de crudo al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
Ligero
35.5%
Pesado
55.5%
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción.
40

Cuadro 10
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos 1998-2007 1
(millones de barriles de crudo equivalente)
Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
La mayor parte de las reservas probadas de aceite
corresponden al crudo pesado, cuyo volumen representa
63.4%; seguido del crudo ligero con 30.8%; y por último
el superligero con un volumen equivalente a 5.8%.
5
Secretaría de Energía
tmca 2
2003-2007
Total 35,1 6. 34,17 .5 34,103. 32,614.4 30, 37.5 20,077.3 1 , 5.2 17,64 . 16,46 .6 15,514.2 -6.2
Aceite 25,199.7 24,700.1 24,631.3 23,660.4 22,419.0 15,123.6 14,119.6 12,882.2 11,813.8 11,047.6 -7.6
Condensados 899.7 796.5 752.4 723.9 695.0 550.5 476.9 518.7 537.9 608.3 2.5
Líquidos
de planta
Gas seco
equivalente
3,071.5 2,902.4 2,876.2 2,556.5 2,310.9 1,521.9 1,443.3 1,401.8 1,318.8 1,193.5 -5.9
6,026.0 5,780.5 5,843.8 5,673.5 5,412.6 2,881.3 2,855.4 2,847.1 2,799.0 2,664.8 -1.9
1 Cifras al primero de enero de cada año.
2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento anual desde 2003.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
25,199.7 24,700.1 24,631.3
4,125.7 4,069.1
8,088.0 8,080.7
Gráfica 18
Composición de las reservas probadas por tipo de crudo, 1998-2007
(millones de barriles)
2,580.4
8,104.0
23,660.4
2,530.8
7,896.9
22,419.0
2,333.5
7,672.6
15,123.6
851.4
4,462.9
12,985.9 12,550.3 13,946.8 13,232.6 12,412.9 9,809.3 9,086.5 8,198.3 7,557.4 7,009.3
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
14,119.6
817.9
4,215.2
12,882.2
844.6
3,839.3
11,813.8
706.0
3,550.4
11,047.6
635.3
3,402.9
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pesado
tmca
2003-2007
-7.6%
Ligero Superligero
41

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
La disminución en el volumen de las reservas probadas
entre 2002 y 2003, se debe a que, en 2002, Pemex adoptó
los criterios de la SEC para la definición de reservas
probadas. Esto ocasionó una reclasificación de reservas
probadas en reservas probables y posibles, sin que se
afectara el volumen total de reservas (3P).
Tomando como referencia 2003, año en el que se
aplica la nueva definición de reservas probadas, se observa
que las reservas de aceite han disminuido su volumen en
4,076.0 mmb entre 2003 y 2007.
En lo referente al comportamiento por calidad de
aceite, la mayor reducción en el periodo 2003-2007 se
reflejó en el crudo pesado, cuyo volumen disminuyó 8.1%
en promedio anual, es decir, se redujo 2,800.0 mmb.
Esta disminución se explica por la mayor producción
de este crudo a nivel nacional.
En el mismo periodo, el crudo ligero redujo
su volumen de reservas a una tasa promedio de 6.5%
anual, disminuyendo 1,060.0 mmb respecto a 2003.
El crudo superligero también decreció a una tasa de 7.1%
en promedio anual en esos años, reduciendo en 216.1
mmb el volumen de sus reservas en 2003.
Cuadro 11
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos, 1998-2007 1
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
5
tmca 2
2003-2007
Total 10,60 .4 12,104.5 12,140. 12,1 6.2 11, 62.5 16, 65.0 16,005.1 15, 36.1 15,7 .5 15,257.4 -2.6
Aceite 7,576.6 8,885.1 9,035.0 8,982.3 8,930.4 12,531.1 11,814.1 11,621.2 11,644.1 11,033.9 -3.1
Condensados 154.4 231.0 206.8 220.1 221.6 173.7 157.9 168.9 166.6 159.0 -2.2
Líquidos
de planta
Gas seco
equivalente
3.1.3 Reservas probables
Las reservas probables registradas al primero de enero
de 2007, se encuentran conformadas por 72.3% de aceite,
19.6% de gas seco, 7.0% de líquidos de planta y 1.1% de
condensados.
En lo que respecta a la contribución a las reservas
probables de aceite de acuerdo su calidad, la mayor
aportación es de crudo pesado, cuyas reservas equivalen
a 55.5% del total de estas reservas; el crudo ligero aporta
34.6% y el superligero 9.9%.
Al igual que en las reservas probadas, la variación que
se da entre 2002 y 2003 se explica por la reclasificación
de las reservas probadas a probables.
Entre 2003 y 2007, las reservas probables de aceite
se redujeron 1,497.2 mmb; siendo el crudo ligero el que
presenta el mayor decremento, reduciendo su volumen
a una tasa promedio de 6.1% anual (1,083.3 mmbd
menos respecto a 2003); el crudo superligero redujo
su volumen de reservas en 261.0 mmb, promediando
una tasa de decremento de 5.2% en el periodo.
Finalmente, el crudo pesado es el que presenta la menor
reducción en el volumen de reservas, 152.9 mmb menos
respecto a 2003, lo que representa una tasa media
de decremento de 0.6%.
817.3 824.7 866.4 834.6 726.8 1,018.2 959.4 980.2 1,046.5 1,071.0 1.3
2,060.0 2,163.7 2,032.7 2,159.3 1,983.7 3,241.9 3,073.7 3,065.8 2,931.4 2,993.6 -2.0
1 Cifras al primero de enero de cada año.
2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento anual desde 2003.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
42

7,576.6
1,270.3
3,068.3
3,238.1
2,642.1
5,014.3
3.1.4 Reservas posibles
Gráfica 19
Composición de las reservas probables por tipo de crudo, 1998-2007
(millones de barriles)
8,885.1 9,035.0 8,982.3 8,930.4
1,228.7
744.9 709.9 626.5
2,805.8 2,847.1 2,872.7
5,484.2 5,425.2 5,431.2
Las reservas posibles se integran por 67.3% de aceite,
23.6% de gas seco, 7.9% de líquidos de planta y 1.2%
de condensados.
Cuadro 12
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos, 1998-20071 (millones de barriles de crudo equivalente)
60
12,531.1
1,351.6
4,899.1
11,814.1
1,317.4
11,621.2
1,419.0
4,621.6 4,477.1
6,280.4 5,875.1 5,725.1
Secretaría de Energía
11,644.1
977.5
3,891.7
6,774.9
11,033.9
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pesado
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
Ligero Superligero
Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
1,090.6
3,815.8
6,127.5
tmca 2
2003-2007
Total 10,6 .4 11,457.2 11, 5 .5 11,343.4 10,251.0 12, 0.0 13,140.7 13,42 .2 14,15 .4 14,604.7 3.0
Aceite 7,064.2 7,478.7 7,829.1 7,275.2 6,936.6 8,611.2 8,455.2 8,808.9 9,635.0 9,827.3 3.4
Condensados 139.9 202.7 239.5 250.5 220.2 159.9 156.9 147.7 158.5 173.9 2.1
Liquidos
de planta
Gas seco
equivalente
883.0 917.5 1,095.0 988.2 752.3 959.6 1,034.7 1,030.6 1,114.1 1,153.0 4.7
2,612.4 2,858.3 2,795.9 2,829.4 2,341.9 3,259.2 3,493.9 3,441.1 3,251.8 3,450.4 1.4
1 Cifras al primero de enero de cada año.
2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento anual desde 2003.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
43

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Considerando la aportación en el total de reservas
posibles de aceite de cada tipo de crudo, se tiene que
el crudo pesado es el que posee el mayor volumen de
reservas, aportando 46.5% del total; seguido del crudo
ligero con 41.7% y por último el superligero que aporta
el restante 11.8%.
Al igual que en el caso de las reservas probables, el
aumento de reservas posibles entre 2002 y 2003, se debe
en gran medida a la reclasificación de reservas probadas
a posibles.
Estas reservas presentan incrementos en su volumen
de 1,216.1 mmb. Esta tendencia se encuentra asociada
al aumento en las reservas posibles de crudo pesado,
que incrementaron su volumen en 1,504.1 mmb
en ese periodo (tmca de 10.5%), por lo que las reducciones
en las reservas de los crudos ligero y superligero
7,064.2
1,581.8
7,478.7
1,671.4
2,908.8 3,545.5
2,573.6 2,261.8
Gráfica 20
Composición de las reservas posibles por tipo de crudo, 1998-2007
(millones de barriles)
7,829.1
1,103.7
3,696.8
3,028.5 2,776.7 2,757.9 3,069.5 3,074.1
Pesado
7,275.2
1,074.5
6,936.6
929.4
3,424.0 3,249.3
61
8,611.2
8,455.2
1,266.9 1,285.3
4,274.9 4,095.8
8,808.9
1,203.2
4,155.8
3,449.9
9,635.0
1,099.5
4,081.1
4,454.3
Ligero Superligero
9,827.3
1,154.7
4,099.0
4,573.6
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.
por 175.9 mmb y 112.2 mmb, respectivamente, no afectaron
el incremento de reservas posibles del país.
3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo
por región
La misión de PEP es maximizar el valor económico
a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del
país, garantizando la seguridad de sus instalaciones
y su personal, en armonía con la comunidad y el medio
ambiente. Sus actividades principales son la exploración
y explotación de petróleo y gas natural; su transporte,
almacenamiento en terminales y su comercialización
de primera mano. Estas actividades se realizan,
cotidianamente, en cuatro regiones geográficas que
abarcan la totalidad del territorio mexicano: Región
Marina Noreste, Región Marina Suroeste, Región Norte
y Región Sur.
44

Cabe señalar que la tasa de restitución de las reservas
3P, por descubrimientos, fue de 59.7%. Y en el caso
de las reservas probadas se logró una tasa de restitución
de 41%.
3.1.5.1 Región Marina Noreste
Con 166,000 kilómetros cuadrados es la región
de menor extensión entre las cuatro regiones en que se
divide el país en función de la producción y exploración
de hidrocarburos. Se encuentra localizada en el sureste
de la República Mexicana en aguas territoriales nacionales
frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán
y Quintana Roo. Incluye parte de la plataforma continental
y del talud del Golfo de México. Esta región administra
dos Activos Integrales, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.
3.1.5.1.1 Reservas
El volumen de reservas totales de aceite ó 3P que
registró esta región al primero de enero de 2007, representa
39.2% de las reservas totales con las que cuenta el país,
Fuente: Sener con base en Pemex.
Mapa 1
Localización de la Región Marina Noreste
62
Secretaría de Energía
posicionando a esta región como la segunda en cuanto
a cantidad de reservas totales de aceite en territorio
nacional después de la Región Norte.
La Región Marina Noreste contiene 59.1% del volumen
total de reservas probadas de aceite en el país; debido
a que en esta región se encuentra localizado el Activo
Cantarell, que contiene un yacimiento supergigante, por
lo que concentra 66.8% de estas reservas en la región.
El volumen de las reservas probables de aceite de la
región al primero de enero de 2007 representó 31.2%
del total nacional. Ku-Maloob-Zaap es el Activo que más
aporta a este tipo de reservas con 64.5% del total de las
reservas probables en la región.
La región concentra 25.8% del total de las reservas
posibles en territorio nacional. El Activo Cantarell
concentra 55% de estas reservas en la región mientras que
el Activo Ku-Maloob-Zaap contribuye con 45% restante.
45

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Gráfica 21
Reservas de aceite en la Región Marina Noreste al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
6,532.0
Reservas 1P
o probadas
3,444.7 9,976.7
Reservas
probables
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
En cuanto a la composición de las reservas por calidad,
el crudo pesado es el de mayor aportación para cualquiera
de sus categorías. En el total de las reservas probadas de
la región, la participación de crudo pesado es de 99.4%;
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Reservas 2P
63
2,533.9 12,510.6
Reservas
posibles
Figura 3
Región Marina Noreste
Reservas de crudo al 1 de enero de 2007
Pesado Ligero
Reservas 3P 12,444.1 66.5
Reservas probadas 6,493.4 38.6
Reservas probables 3,444.7 0.0
Reservas posibles 2,506.0 27.9
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
Reservas 3P
o totales
el 100% de participación en las reservas probables
y 98.9% de las reservas posibles. De esta manera, del total
de las reservas en la región o reservas 3P, el crudo pesado
aporta el 99.5%.
Porcentaje de participación
por tipo de crudo en las reservas totales
Ligero
0.5%
Pesado
99.5%
46

En lo correspondiente a la composición de las reservas
totales o 3P en los dos activos de la región considerando la
calidad de aceite, se tiene que el Activo Ku-Maloob-Zaap
posee el 100% de sus reservas totales de aceite pesado,
mientras que en el Activo Cantarell predomina de igual
manera el crudo pesado participando con 99.0%.
Gráfica 22
Composición de las reservas totales por Activo
al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
Ku-Maloob-
Zaap
Cantarell
0.0
66.5
5,534.9
Pesado Ligero
6,909.2
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción.
3.1.5.1.2 Relación reserva-producción
Considerando una producción de 883.5 mmbpce por
año en la región, la relación reserva-producción es de
nueve años para las reservas probadas. Para el caso de
las reservas 2P (probadas más probables) esta relación se
eleva a 13 años y en las 3P es de 16 años.
El activo que posee la menor relación reserva probadaproducción
entre los dos activos de la región es Cantarell
con siete años, elevándose a nueve años considerando
las reservas 2P, y a 11 años para el caso de las 3P.
64
Secretaría de Energía
El Activo Ku-Maloob-Zaap alcanza 15 años para esta
relación tomando como base las reservas probadas, 30
para las reservas 2P y 37 años considerando las 3P 1 .
3.1.5.2 Región Marina Suroeste
Esta región cubre una superficie de 352,390 km 2
y se localiza en aguas marinas que abarcan la
plataforma y el talud continental del Golfo de México.
Se encuentra delimitada hacia el sur por los Estados
de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el oriente por
la Región Marina Noreste y hacia el norte y poniente
por las aguas territoriales nacionales. La componen los
Activos Integrales Abkatún-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco
y el Activo Regional de Exploración.
3.1.5.2.1 Reservas
El volumen de reservas totales de aceite contenido
en esta región equivale a 9.1% del total nacional,
convirtiéndola en la región con el menor volumen
de reservas entre las cuatro regiones del país.
La región concentra 9.4% del total nacional de reservas
probadas, volumen que la ubica en tercer lugar nacional
para esta clasificación. El Activo Integral Abkatún-Pol-
Chuc contiene 571.8 mmb, que representan 55.1% de las
reservas de este tipo contenidas en la región; mientras
que el Activo Integral Litoral de Tabasco aporta 44.9%
restante al contar con reservas por 466.2 mmb.
Las reservas probables de aceite en la Región Marina
Suroeste equivalen a 6.7% del total nacional; elevando
su participación hasta 11.4% para el caso de las reservas
posibles. El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc aporta 35.9%
de las reservas probables y 23.8% de las posibles; mientras
que el Activo Integral Litoral de Tabasco contribuye
con 64.1% y 76.2%, respectivamente.
1 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción, pp.73 y 74.
47

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Fuente: Sener con base en Pemex.
Mapa 2
Localización de la Región Marina Suroeste
Gráfica 23
Reservas de aceite en la Región Marina Suroeste al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
1,038.0
Reservas 1P
o probadas
744.2 1,782.2
Reservas
probables
Reservas 2P
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
65
1,118.8 2,900.9
Reservas
posibles
Reservas 3P
o totales
48

En lo que respecta al volumen de las reservas de
aceite de acuerdo a su calidad, en esta región predomina
el crudo ligero para cualquiera de las clasificaciones de
reservas. Dentro de las probadas, el crudo ligero participa
con 72.3% del total, el superligero con 17.1% y el pesado
con 10.6%.
En las reservas probables la participación de los crudos
ligero y superligero se reduce, ubicándose en 55.1%
en el caso del crudo ligero y en 16.0% para el superligero;
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Figura 4
Región Marina Suroeste
Reservas de crudo al 1 de enero de 2007
Pesado Ligero Superligero
Reservas 3P 650.2 1622.2 628.6
Reservas probadas 110.0 750.4 177.6
Reservas probables 215.2 409.9 119.1
Reservas posibles 325.0 461.9 331.9
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
66
Secretaría de Energía
mientras que el crudo pesado aumenta su participación
porcentual a 28.9%.
En las reservas posibles la contribución del crudo ligero
disminuye hasta ubicarse en niveles de 41.3%, mientras
que el pesado aumenta a 29.0% y el superligero a 29.7%.
Con base en lo anterior, dentro de las reservas totales
de esta región, la mayor participación la tiene el crudo
ligero con 55.9%, mientras los crudos pesado y superligero
aportan 22.4% y 21.7%, respectivamente.
Porcentaje de participación
por tipo de crudo en las reservas totales
Superligero
21.7%
Ligero
55.9%
Pesado
22.4%
La contribución de reservas 3P de la región de acuerdo
a la calidad de crudo se concentra principalmente en
el Activo Integral Litoral de Tabasco, que aporta 60.6%
del total de reservas de crudo pesado en la región, 52.5%
del crudo ligero y 87.6% del superligero. El Activo Integral
Abkatún-Pol-Chuc contribuyó con el volumen restante.
49

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Gráfica 24
Composición de las reservas totales por Activo en
la Región Marina Suroeste al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
Litoral
de Tabasco
Abkatún-
Pol-Chuc
77.7
256.4
393.8
550.9
Pesado Ligero
3.1.5.2.2 Relación reserva-producción
770.9
851.3
Superligero
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción.
La Región Marina Suroeste tiene la menor relación
reserva probada-producción del país, considerando una
producción de 244.7 mmbpce al año, la relación sería
siete años. Para el caso de las reservas 2P esta relación
aumenta hasta 11 años y para las reservas 3P la relación
asciende hasta 19 años.
La menor relación reserva-producción de la región
se presenta en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc
para todas las categorías de reserva. Para el caso de las
reservas probadas esta relación se ubica en cinco años,
para reservas 2P en siete años y para reservas 3P es de
nueve años. El Activo Integral Litoral de Tabasco tiene
una relación de 10 años empleando las reservas probadas,
de 19 años para el caso de las reservas 2P y de 38 años
usando las reservas 3P 2 .
2 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción, pp.86.
67
3.1.5.3 Región Norte
Con una extensión superior a los dos millones de
kilómetros cuadrados, esta región es la más extensa del
territorio nacional. Se localiza en la parte norte del país
y se encuentra delimitada al norte por los Estados Unidos
de América, al este con la isobata de 500 metros del
Golfo de México, al sur con el Río Tesechoacán y al oeste
con el Océano Pacífico. Administra tres Activos Integrales
en dónde se realizan actividades de desarrollo y explotación
de los campos descubiertos, Burgos, Poza Rica-Altamira
y Veracruz; también administra el Activo Regional de
Exploración que concentra la actividad de incorporación
de reservas y evaluación de potencial.
3.1.5.3.1 Reservas
Esta región posee el mayor volumen de reservas totales
de aceite en todo el territorio nacional al contener 40.0%
del total nacional.
Las reservas probadas representan 7.0% de las reservas
3P de la región y aportan 8.0% del total del volumen
de reservas probadas en el país. El Activo Integral
Poza Rica-Altamira concentra 99.0% las reservas de aceite
en esta categoría.
Esta región concentra 55.3% de las reservas probables
que contiene el país, lo que la convierte en la región con
la mayor aportación a este tipo de reservas. Al igual que
en el caso de las reservas probadas, el Activo Integral
Poza Rica-Altamira es el de mayor aportación concentrando
99.9% de las reservas de la región.
El volumen de las reservas posibles existentes en la
región representa 58.8% del total nacional de estas
reservas y la mantiene como la región que más aporta
a esta clasificación. El Activo Integral Poza Rica-Altamira
aporta 99.4%, mientras que el volumen restante proviene
de los Activos Integrales Veracruz y Burgos.
50

Fuente: Sener con base en Pemex.
888.9
Reservas 1P
o probadas
Mapa 3
Localización de la Región Norte
Activo Integral Burgos
Activo Integral
Altamira-Poza Rica
Gráfica 25
Reservas de aceite en la Región Norte al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
6,099.7
Reservas
probables
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
Activo Integral Veracruz
6,988.6
Reservas 2P
6
5,780.8 12,769.4
Reservas
posibles
Reservas 3P
o totales
Secretaría de Energía
51

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Con respecto a la aportación en las reservas, de
acuerdo a la calidad de aceite, se observa que, en el
caso de las reservas probadas, el crudo ligero posee la
mayor participación con 57.8%. El crudo pesado se sitúa
en el segundo lugar con 41.2%, mientras que el superligero
contribuye con 1.0%.
En las reservas probables, el orden de contribución por
tipo de crudo se mantiene, aún cuando la participación
de los crudos ligero y pesado disminuye. El crudo ligero
contribuye con 49.6%; el pesado con 38.3%, y el superligero
aumenta su participación porcentual a 12.1%.
Para el caso de las reservas posibles, el crudo ligero
se mantiene como el de mayor aportación con 59.1%,
el crudo pesado con 27.7% y 13.2% de reservas de crudo
superligero.
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Figura 5
Región Norte
Reservas de crudo al 1 de enero de 2007
Pesado Ligero Superligero
Reservas 3P 4,303.4 6,954.6 1,511.4
Reservas probadas 366.1 513.6 9.1
Reservas probables 2,337.8 3,023.7 738.2
Reservas posibles 1,599.5 3,417.2 764.0
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
6
El orden de participación por tipo de crudo permanece
en las reservas totales, no así su magnitud. Tanto el crudo
ligero como el pesado reducen su contribución a 54.5%
para el caso del crudo ligero y a 33.7% para el crudo pesado.
El crudo superligero aumenta su volumen de reservas,
lo que a su vez incrementa su participación a 11.8%.
Prácticamente la totalidad de las reservas de aceite
se ubican en el Activo Integral Poza Rica-Altamira.
En las reservas de crudo pesado, la participación de este
Activo alcanza 98.9% y el volumen restante lo aporta
el Activo Integral Veracruz. En el caso del crudo ligero,
el Activo Poza Rica-Altamira contribuye con 99.9% y,
al igual que en el caso del pesado, el resto lo aporta el
Activo Integral Veracruz. Las reservas totales del crudo
superligero se distribuyen en dos activos, el Integral
Poza Rica-Altamira cuya aportación es de casi la totalidad
del volumen de estas reservas con 99.8%, y el Activo
Integral Burgos que aporta el volumen restante.
Porcentaje de participación
por tipo de crudo en las reservas totales
Superligero
11.8%
Ligero
54.5%
Pesado
33.7%
52

Gráfica 26
Composición de las reservas totales por Activo
al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
Veracruz
Poza Rica-
Altamira
Burgos
0.0
0.7
46.2
2.2
0.0
0.0
1,509.1
3.1.5.3.2 Relación reserva-producción
Como consecuencia de la baja producción de aceite,
esta región posee la segunda mayor relación reserva
probada-producción a nivel nacional con 10 años
considerando una producción de 192.7 mmbpce por
año. Para el caso de la reserva 2P y debido a los altos
volúmenes de reservas probables, esta relación se eleva
a 57 años. En el caso de las reservas totales o 3P esta
relación alcanza 106 años, lo que sitúa a esta región
con la más alta relación reserva total–producción en
territorio nacional 3 .
3.1.5.4 Región Sur
4,257.2
Pesado Ligero Superligero
6,953.9
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción.
La Región Sur se integra por los Estados de Chiapas,
Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, así como
3 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción, pp.96-97.
70
Secretaría de Energía
porciones de los Estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz.
Se compone por cinco Activos Integrales: Bellota-Jujo,
Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna,
además de un Activo Regional de Exploración.
3.1.5.4.1 Reservas
Las reservas totales de aceite de esta región
concentran 11.7% de este tipo de reservas a nivel
nacional, lo que la ubica en el tercer sitio en cuanto
a su aportación.
Las reservas probadas en la Región Sur corresponden
a 23.4% del total nacional y la posicionan como la
segunda región con mayor volumen de estas reservas en
el país. Dos activos concentran el mayor volumen de esta
clasificación de reservas de aceite en la región, el Activo
Integral Samaria–Luna con 50.7% y el Activo integral
Bellota-Jujo que participa con 37.6%.
El volumen de reservas probables de aceite contenidas
en la región representa 6.8% del total nacional de estas
reservas. Al igual que en el caso de las probadas, los
activos que concentran estas reservas son Samaria–Luna
y Bellota-Jujo que en conjunto aportan 76.7% total de
reservas probables en la región.
Las reservas posibles registradas en la Región Sur,
al 1 de enero de 2007, aportan 4.0% al total nacional
en esta clasificación de reservas. Los activos que
más contribuyen a estas reservas son Samaria-Luna
cuya participación alcanza 42.3% y Cinco Presidentes
que aporta 25.4% del volumen de esta región.
El crudo ligero es el que presenta el mayor volumen
de reservas de la Región Sur para todas las categorías
de reservas. En el caso de reservas probadas, las de este
tipo de crudo representan 81.1% del total en la región;
las reservas de crudo superligero aportan 17.3%; y por
último el crudo pesado con 1.5%.
53

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Fuente: Sener con base en Pemex.
2,588.7
Reservas 1P
o probadas
Mapa 4
Localización de la Región Sur
Gráfica 27
Reservas de aceite en la Región Sur al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
745.3 3,334.0
Reservas
probables
Reservas 2P
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
71
393.9 3,727.9
Reservas
posibles
Reservas 3P
o totales
54

Las reservas probables se componen de 51.3%
de crudo ligero; 31.3% de crudo superligero y 17.4% de
crudo pesado.
Para las reservas posibles, el crudo ligero aporta 48.7%
del volumen de estas reservas. El crudo pesado aumenta
su participación a 36.3%; mientras que las reservas
del crudo superligero representan un 14.9%.
El Activo Integral Samaria-Luna es el que aporta la
mayor cantidad de reservas para las diferentes calidades
de crudo en la región. En el caso del crudo pesado, este
activo concentra 85.0% de las reservas totales. El resto
de estas reservas se encuentran en los Activos Integrales
Bellota-Jujo, Muspac y Cinco Presidentes con una
aportación de 9.5%, 4.6% y 0.9%, respectivamente.
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Figura 6
Región Sur
Reservas de crudo al 1 de enero de 2007
Pesado Ligero Superligero
Reservas 3P 312.7 2,674.4 740.6
Reservas probadas 39.8 2,100.3 448.5
Reservas probables 129.8 382.2 233.3
Reservas posibles 143.1 191.9 58.8
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.
72
Secretaría de Energía
En el caso de reservas totales de crudo ligero,
el Activo Integral Samaria-Luna contribuye con 48.4%
de la región, mientras que el restante se encuentra
distribuido en los Activos Integrales Bellota-Jujo
con 32.8%, Cinco Presidentes que concentra 11.3%,
Muspac con 6.7% y por el Activo Macuspana con 0.8%.
Por último, el Activo Integral Samaria-Luna concentra
46% de las reservas totales de crudo superligero en
la región, complementando el volumen total con la
aportación de Bellota-Jujo, Muspac, Macuspana y Cinco
Presidentes, que contribuyen con 31.3%, 10.7%, 8.5%
y 3.6%, respectivamente del volumen total de las reservas
de aceite de esta calidad.
Porcentaje de participación
por tipo de crudo en las reservas totales
Superligero
19.9%
Ligero
71.7%
Pesado
8.4%
55

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Gráfica 28
Composición de las reservas totales por Activo
al primero de enero de 2007
(millones de barriles)
Samaria-Luna
Muspac
Macuspana
0.0
Cinco
Presidentes
2.7
Bellota-Jujo
340.3
266.0
78.9
179.2
14.4
63.1
20.7
26.3
301.5
29.7
232.0
878.2
Pesado Ligero Superligero
1,294.9
Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción.
Con relación a la producción de petróleo crudo
equivalente, extraida en 2006, la tasa de restitución
de reservas 3P fue de 59.7%, representando un incremento
respecto a 2005, cuando se ubicó en 59.2%.
En términos de la restitución de la reserva probada
por adiciones, revisiones y desarrollo, se logró una tasa
de restitución de 41%, como consecuencia de inversiones
en desarrollo de campos que permitieron reclasificar
la reserva probable en probada, y también por los nuevos
descubrimientos.
4 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración
y Producción, pp.107.
73
3.1.5.4.2 Relación reserva-producción
Considerando una plataforma de producción de
297.3 mmbpce por año, la Región Sur posee la relación
reserva probada-producción más alta de entre las cuatro
regiones, alcanzando 15 años. Las reservas 2P elevan
esta relación hasta 19 años y para el caso de las reservas
totales alcanza 21 años. De los activos que integran la
región destacan los Activos Samaria-Luna que posee una
relación reserva probada-producción de 18 años y Bellota-
Jujo que alcanza 15 años para la misma relación 4 .
3.2 Producción nacional de petróleo crudo,
1996-2006
El promedio de producción obtenido a lo largo del
periodo 1996–2006 fue de 3,137.8 mbd, con el máximo
de producción en 2004 cuando llegó a 3,382.9 mbd.
Por otro lado, la producción de petróleo crudo del país
durante 2006 registró una disminución de 2.3% respecto
a la obtenida en el año inmediato anterior, lo que
equivale a una reducción de 77.7 mbd en la plataforma
de producción. El volumen de producción alcanzado
durante 2006 ubica a México en el cuarto lugar entre
los países productores de crudo a nivel mundial.
El crudo pesado es el de mayor aportación a la
producción nacional, situación vinculada al desarrollo
del Activo Cantarell, cuya extracción principal es este tipo
de crudo. La participación del crudo pesado representó
el 68.9% de la producción total a nivel nacional
en 2006.
El crudo pesado ha incrementado su participación a lo
largo del periodo 1996-2006, de un 48.0% en 1996 a 72.7%
en 2004, año en que alcanzó su mayor participación en el
periodo. La producción promedio de este crudo se ubicó
en 1,965.4 mbd para este periodo.
El crudo ligero contribuyó con 25.5% de la producción
nacional durante 2006, comparado con 31.8% en 1996,
56

año en el que tuvo su mayor aportación. Cabe señalar
que el aumento de 187.9 mbd en su volumen de
producción entre 2001 y 2002, se debe principalmente
a una reclasificación por parte de PEP originada por
la medición de las características de los crudos a boca
de pozo.
La producción del crudo superligero ha venido
a la baja, a la vez que su participación en el total de
la producción ha disminuido de 20.2% en 1996 a 5.5%
Cuadro 13
Producción de petróleo crudo por tipo 1996-2006
(miles de barriles diarios)
74
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 2, 5 .3 3,022.2 3,070.5 2, 06.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370. 3,3 2. 3,333.3 3,255.6 1.3
Pesado 1,370.6 1,567.1 1,658.9 1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 5.1
Ligero 910.1 881.5 848.5 806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 -0.9
Superligero 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 -11.0
Nota: Los incrementos y decrementos en 2002, se deben a la recla sificación de los crudos ligero y superligero.
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex y SIE, Sener.
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
Gráfica 29
Producción de petróleo crudo por región, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
en 2006. Esta disminución es atribuible, en gran medida,
a la reclasificación antes mencionada, que impactó de manera
sustancial los volúmenes de producción de este crudo.
Este hecho se traduce en que la tasa media de crecimiento
anual (tmca) para este crudo de 1996 a 2006 se sitúe
en –11.0%; sin embargo, si se considerara únicamente los
años posteriores a esta reclasificación, es decir, el periodo
entre 2002 a 2006, la tmca sería positiva y se ubicaría
en 3.5%. La producción promedio de este crudo a lo largo
del periodo se ubicó en 361.7 mbd.
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Región Marina Noreste
Región Sur
Región Marina Suroeste
Región Norte
57

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
3.2.1 Evolución de la producción de petróleo crudo
por región
A nivel regional, la Región Marina Noreste es la que
posee la mayor producción de petróleo crudo, situación
que se explica al considerar la producción de crudo
pesado en la región, ya que esta representó 96.9%
de la producción nacional de este tipo de crudo durante
2006. La siguiente región en importancia de acuerdo
a su nivel de producción es la Región Sur cuya producción
de crudos ligeros es la más alta del país con 47.2%
del total de la producción de crudos ligeros y superligeros.
En tercer sitio se encuentra la Región Marina Suroeste
cuya producción se compone principalmente de crudos
ligeros. La Región Norte ocupa el cuarto lugar en cuanto
a producción, misma que se compone de crudo ligero
y crudo pesado, aportando 3.4% y 2.5% de la producción
total nacional de dichos crudos.
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
Gráfica 30
Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Ligero 38.0 29.2 36.1 38.0 32.7 32.1 24.4 35.4 28.8 26.4 31.2 -1.9
Pesado 1314.6 1511.0 1605.4 1516.3 1730.5 1953.7 2127.1 2380.9 2412.0 2330.6 2173.5 5.2
Total 1352.6 1540.2 1641.5 1554.3 1763.2 1985.8 2151.6 2416.3 2440.8 2357.0 2204.7 5.0
75
3.2.1.1 Producción de la Región Marina Noreste
El volumen de producción que promedió esta región la
ubica como la principal región productora de crudo a nivel
nacional con 67.7% del total en el país. La producción
de la región se compone de 98.6% de crudo pesado y el
resto de crudo ligero. Cabe señalar que en esta región se
encuentra el Activo más importante del país, Cantarell,
que en 2006 reportó una producción promedio de 1,800.9
mbd.
El pico de producción en el periodo, se alcanzó en
2004. A partir de ese año ha venido a la baja debido
a una disminución gradual en la producción de Cantarell,
por lo que actualmente se estudian métodos para
incrementar los niveles de producción en este yacimiento.
El promedio de producción en la región de 1996-2006
fue de 1,946.2 mbd.
58

3.2.1.2 Producción de la Región Marina Suroeste
El volumen de producción registrado en esta región,
en 2006, la sitúa en el tercer lugar nacional, al contribuir
con 14.6% de la plataforma de producción del país en ese
año. Esta región es la segunda productora de crudos ligeros
a nivel nacional. Durante 2006, el volumen de producción
de estos crudos en la región representó 47.2% del total
de crudo ligero producido en el país y 45.7% de
la producción de crudo superligero. Por su parte,
la producción de crudo pesado en la región, en ese año,
fue marginal.
La producción en la región tuvo un comportamiento
a la baja durante los primeros ocho años del periodo
de estudio, registrando su mínimo en 2004. En ese año,
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Gráfica 31
Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
76
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Superligero - - - - - - - 0.4 23.8 52.2 82.5 -
Ligero 779.5 758.9 715.7 683.5 621.7 554 452.2 397.2 364.2 343.9 392.4 -6.6
Pesado - - - - - - - - 0.3 0.2 0.1 -
Total 779.5 758.9 715.7 683.5 621.7 554 452.2 397.6 388.2 396.3 475.1 -4.8
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
el nivel representó 49.8% de la producción obtenida
en 1996. A pesar de la recuperación mostrada en años
recientes, la tasa media de crecimiento para los años
1996-2006 es negativa. Sin embargo, aún con esto,
la región presenta la segunda mayor producción promedio,
en el periodo, con 565.9 mbd.
3.2.1.3 Producción de la Región Norte
Durante 2006, el promedio de producción registrado
en esta región la convierte en la de menor participación
en la plataforma de producción nacional, aportando 2.6%
de la misma. La mayor producción de la región corresponde
a crudo pesado, que representó 66.2% del total de aceite
producido en la región en ese año, mientras que el crudo
ligero contribuyó con la producción complementaria.
59

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
120
100
80
60
40
20
0
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
Gráfica 32
Producción por tipo de crudo en la Región Norte, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Ligero 41.3 40.8 39.1 33.9 33.7 35.2 34.6 35.6 42.6 48.1 28.6 -3.6
Pesado 55.0 55.5 53.3 47.2 43.7 43.3 40.3 38.0 38.6 35.4 55.9 0.2
Total 96.3 96.3 92.4 81.0 77.5 78.5 74.9 73.6 81.2 83.5 84.5 -1.3
La Región Norte registró una disminución de 22.7 mbd
en la producción de aceite entre 1996 y 2003. En ese año
la región alcanzó su mínimo en el periodo y su volumen
representó 76.4% de la producción máxima alcanzada
al inicio del periodo. A partir de 2004 ha presentado un
aumento gradual sin llegar a los niveles del principio del
periodo. La región presenta una producción promedio
a lo largo del periodo de 83.6 mbd.
3.2.1.4 Producción de la Región Sur
La producción de aceite en la Región Sur aportó 15.1%
del total nacional, este volumen la ubica como la segunda
región en importancia por nivel de petróleo producido en
el país. De esta, la mayor contribución es por parte de los
crudos ligeros mientras que el crudo pesado contribuye
de manera marginal.
77
La variación en la producción de crudo superligero
y ligero que se da en el 2002 es consecuencia de la
reclasificación de los crudos por parte de Pemex. Antes
de esta reclasificación el crudo superligero aportaba
más de 90% de la producción total de la región. Una
vez reclasificados los crudos, la participación del crudo
superligero disminuyó a niveles menores al 30%.
Posterior a la reclasificación y hasta 2005, la
participación del crudo superligero fue a la baja, al
pasar de 31.5% del total de producción en 2002 a 18.5%
en 2005. En 2006 hubo un incremento tanto en el
volumen de producción como en la participación de este
crudo alcanzando 19.9%.
60

700
600
500
400
300
200
100
0
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
La aportación del crudo pesado ha sido marginal
y muy variable, llegando incluso a ser nula por tres años
(de 1999 a 2001). La contribución del crudo ligero a la
producción total de la región aumentó de manera notable
debido principalmente a la reclasificación del crudo en
el 2002. Mientras que en 2001 este crudo contribuyó
con 7.3% de la producción total de la región, en 2002
su participación se elevó hasta 67.3% y ha aumentando
su nivel de participación porcentual desde entonces.
En 2006 el volumen de producción del aceite de esta
calidad representó 77.2% del total obtenido en la región.
Gráfica 33
Producción por tipo de crudo en la Región Sur, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
7
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Superligero 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.5 111.5 92.0 97.9 -16.3
Ligero 51.2 52.6 57.5 50.8 44.9 37.3 335.3 342.4 354.1 383.8 379.3 22.2
Pesado 1.0 0.6 0.2 - - - 6.2 6.4 7.1 20.8 14.2 30.4
Total 629.9 626.9 620.8 587.2 549.6 508.7 498.4 483.3 472.7 496.6 491.3 -2.5
3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración
y Producción, 1996-2006
Históricamente, las inversiones en PEP han representado
un alto porcentaje de las inversiones totales devengadas
por Pemex. Durante 2006, las inversiones destinadas
a PEP representaron 86.5% de la inversión en capital total
de Pemex para ese año, mientras que el máximo de esta
relación se presentó en 2004, cuando PEP captó 92.2%
del total del monto destinado por Pemex para inversiones
(véase cuadro 14).
61

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
160,000
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
Gráfica 34
Gastos de inversión en pesos corrientes, 1996-2006
(millones de pesos)
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Total inversiones Pemex Total inversiones PEP
En lo que respecta al origen de los recursos destinados
a inversión por parte de Pemex y sus subsidiarias, ésta se
encuentra clasificada en dos rubros, inversión Pidiregas
(Proyectos de infraestructura diferidos en el registro
del gasto, actualmente conocidos como Proyectos de
infraestructura productiva de largo plazo) e inversión no-
Pidiregas. Anterior a 1997 el gasto en inversión dependía
en exclusiva del gasto programable, lo que restringía
la inversión a los montos que se autorizaran por parte
de la Federación.
A partir de 1997, se registró la primera inversión
por concepto Pidiregas, misma que ha permitido captar
una mayor cantidad de recursos que se han empleado
para mantener los niveles de producción, proyectos de
restitución de reservas, así como desarrollar proyectos
en exploración, tales como Noxal-1 y Lakach-1, que
7
marcan el inicio de la incursión de Pemex en la exploración
y producción en aguas profundas. Estos desarrollos se
encuentran en aguas territoriales del Golfo de México,
Lakach se localiza a 131 kilómetros del puerto de
Coatzacoalcos y tiene un tirante de agua de 988 metros;
el pozo Lakach-1 descubrió el primer yacimiento de gas no
asociado en aguas profundas. Por su parte Noxal se ubica
a 102 km de ese mismo puerto en un tirante de agua de
935 metros; el pozo Noxal-1 incorporó un yacimiento de
gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México.
A medida que los montos de inversión Pidiregas han
crecido, los no Pidiregas han disminuido su participación.
En 1997 las inversiones por concepto Pidiregas
representaban 20.0% del total captado por PEP, mientras
en 2006 dicha inversión representó 93.7% de la inversión
destinada a esta subsidiaria.
62

100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Gráfica 35
Porcentaje de participación de la inversión Pidiregas en la inversión total, 1996-2006
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
El monto de inversión destinado a PEP se ha
incrementado en 90,678 millones de pesos 5 entre 1996
y 2006, lo que significa un crecimiento promedio anual
Cuadro 14
Inversión en capital por empresa 1
(millones de pesos de 2006)
0
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total Pemex 55,3 0 65,670 4,117 75,573 3, 07 7 ,416 5,251 12 ,256 132,400 131,5 7 150,3 10.5
Inversión no-Pidiregas* 55,380 56,250 51,337 36,217 37,993 33,041 27,060 21,449 13,193 22,214 20,131 -9.6
Inversión Pidiregas 0 9,420 32,781 39,356 55,914 45,375 68,191 106,806 119,207 109,383 130,267 -
Pemex Exploración
y Producción
3 ,3 3 47,21 63,350 5 ,267 5 , 3 66,20 74,305 ,706 122,12 116, 5 130,071 12.7
Inversión no-Pidiregas 39,393 37,799 32,066 20,853 22,951 21,680 15,855 10,091 3,981 11,441 8,142 -14.6
Inversión Pidiregas 0 9,420 31,284 38,414 35,888 44,528 58,450 89,614 118,148 105,519 121,929 -
1 Flujo de efectivo.
*La inversión no-Pidiregas solamente considera inversión física.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
5 Cifras en pesos constantes, de 2006.
de 12.7%. Esta tasa de crecimiento es superior al
crecimiento que han tenido las inversiones de Pemex
en su conjunto.
63

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Incluso con el incremento en los montos de inversión,
estos no han sido suficientes para incursionar en campos
cada vez más costosos, por ejemplo aguas profundas,
ya que estos desarrollos suponen el destinar inversiones
mucho mayores que en yacimientos costa adentro
o aguas someras.
3.4 Consumo nacional de petróleo crudo,
1996-2006
El crudo destinado a consumo nacional se emplea para
la producción de petrolíferos o para elaborar materia prima
de las industrias químicas y petroquímica. El porcentaje
de crudo que no se destina a exportación se ha mantenido
en niveles entre 42 y 46% del crudo producido en el país
a lo largo del periodo. Esta estabilidad en la demanda
se debe a que los requerimientos de crudo por parte
del Sistema Nacional de Refinación (SNR) han variado
muy poco debido, principalmente, a que la capacidad
de refinación no ha registrado grandes cambios.
El SNR es el mayor demandante del crudo destinado
a proceso en territorio nacional absorbiendo 86.0%
de la oferta interna de crudo en 2006. Este comportamiento
se mantiene a lo largo del periodo 1996-2006; ubicando
su demanda en 1,171.7 mbd en promedio.
El crudo ligero es el de mayor demanda por parte del
SNR a lo largo del periodo, alcanzando, en 2001, su máximo
de participación con 70.4% del total del crudo empleado
por este sistema. La demanda promedio que presentó
el SNR para esta calidad de aceite durante el periodo
1996-2006 fue de 736.0 mbd.
Esta demanda de crudo ligero se debe a que la
mayor parte de las refinerías que forman parte del SNR
carecen de una configuración que incluya procesos de
conversión profunda, es decir, procesos que generan una
mayor proporción de destilados a partir de las corrientes
de fondo de barril (corrientes de destilados pesados).
Esto se traduce en que las refinerías que poseen unidades
de conversión profunda pueden procesar niveles superiores
1
a 50% de crudo pesado en la carga que se introduce;
mientras aquellas que no poseen estas unidades requieren
de niveles que llegan a ser superiores a 85% de crudo
ligero para obtener rendimientos similares. Actualmente
en México operan dos refinerías con unidades de
conversión profunda, Cadereyta y Madero.
El crudo pesado es el que presenta el segundo mayor
volumen demandado por parte del SNR, y se espera que
su participación se incremente al concluir las obras de
reconfiguración de la refinería de Minatitlán y una vez
que se lleven a cabo las reconfiguraciones planeadas en
las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz, así como
la posible nueva demanda por parte del nuevo tren de
refinación. Durante el periodo 1996-2006, el volumen
de crudo pesado requerido para proceso en el SNR se ha
incrementado en 69.5 mbd, aún cuando su participación
porcentual dentro de la demanda del SNR se ha mantenido
prácticamente constante en niveles de 40% a lo largo del
periodo. La demanda promedio que presentó este crudo
a lo largo del periodo fue de 423.1 mbd.
El crudo superligero es el de menor demanda por
parte del SNR y ha mantenido una aportación marginal
a lo largo del periodo de estudio. Durante 2006, este
crudo representó 1.5% de la demanda de crudos por parte
del sistema, y su volumen registró una disminución de
apenas 0.7 mbd respecto al volumen demandado en 1996.
La demanda promedio que presentó el SNR para esta calidad
de crudo se ubicó en 12.6 mbd a lo largo del periodo.
El complejo petroquímico Cangrejera es el segundo
destino del crudo mexicano en cuanto a volumen de
demanda en territorio nacional. Durante 2006 este
complejo captó 8.5% de la oferta de crudo en el país.
El comportamiento de la demanda ha venido a la
baja durante el periodo disminuyendo en 84.9 mbd
su demanda respecto a 1996. Este comportamiento
muestra una disminución de las actividades relacionadas
con esta industria en nuestro país.
64

1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
Gráfica 36
Demanda del SNR por tipo de crudo
(miles de barriles diarios)
2
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4
Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6
Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5
Total 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5
La demanda de crudo por parte de este complejo
petroquímico se conforma principalmente de crudo
pesado, que aportó 62.4% de su demanda de crudo a lo
largo del periodo; el crudo ligero contribuyó con 37.5%,
en promedio, y el superligero participó de manera marginal.
3.5 Comercio exterior, 1996-2006
El volumen de exportaciones de crudo mexicano
durante 2006 se contrajo 1.4% respecto al año inmediato
anterior. Esta reducción se encuentra vinculada a la
disminución en la producción de crudo en el país.
En 1999, se registró la menor producción de petróleo
crudo del periodo con 2,906 mbd, lo que derivó
en la reducción de las exportaciones que, para ese
año, registraron el mínimo del periodo. El volumen
promedio de exportaciones para los años 1996-2006 fue
de 1,722.0 mbd.
Durante 1996-2006, la mayor proporción de crudo
mexicano que se destinó a exportación fue de tipo Maya,
además de que a lo largo del periodo su contribución
ha incrementado. Durante 2006, las exportaciones
de este tipo de crudo representaron 83.3% del total
de crudo exportado en el país; mientras que, para
1996, este mismo crudo, participaba con 55.9%.
Este incremento responde a la mayor producción
de este tipo de crudo en territorio nacional de acuerdo
a las características de los yacimientos explotados.
El promedio de las exportaciones de este crudo para
el periodo se ubicó en 1,270.2 mbd.
65

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
El crudo Istmo, aún siendo el segundo con mayor
producción en México, siempre ha mantenido una
participación menor respecto al crudo Olmeca dentro
del total de exportaciones. Esta situación se explica
por la alta demanda de crudo ligero por parte del SNR
cuyos procesos, en la mayor parte de las refinerías,
están diseñados para trabajar con una alta proporción
de crudo de esta calidad para obtener los mejores
rendimientos. La participación porcentual del crudo Istmo
dentro del total de exportaciones muestra una tendencia
a la baja; mientras en 1996 su participación dentro de
la oferta de crudo para exportación se situaba en 12.3%,
en 2006 ésta representó el 3.8%. El volumen promedio
de exportaciones de este crudo para los años 1996-2006
se ubicó en 113.3 mbd.
Cuadro 15
Distribución de crudo a proceso, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Entrega de crudo
a plantas y maquila
1,276.3 1,266. 1,317. 1,33 .7 1,366.6 1,34 .0 1,446. 1,50 .3 1,4 .1 1,4 7.3 1,444.6 0.1
A refinerías 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5
Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6
Ligero marino +
terciario
Ligero Región
Norte
571.3 558.1 692.9 724.8 711.5 767.5 781.9 771.6 717.2 693.4 686.4 1.9
45.1 44.3 41.2 34.8 34.2 35.7 35.9 37.9 40.9 35.1 34.4 -2.7
Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5
Pesado marino 380.6 396.9 356.8 319.8 348.3 313.0 322.2 405.0 470.1 499.7 465.8 2.0
Pesado Región
Norte
52.1 52.1 44.1 36.7 31.2 21.4 20.1 22.8 26.1 32.7 36.3 -3.5
Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4
A Maquila 0.0 0.0 0.0 56.7 103.7 62.3 130.4 112.5 97.4 81.4 80.2 n.a.
Superligero 0.0 0.0 0.0 3.4 22.4 8.9 22.2 4.7 6.5 6.5 5.0 n.a.
Pesado 0.0 0.0 0.0 53.2 81.3 53.5 108.2 107.8 90.9 74.9 75.2 n.a.
A La Cangrejera 207.2 194.0 163.2 149.6 136.0 146.2 144.5 150.4 133.8 131.0 122.3 -5.1
Ligero 207.2 193.6 63.9 0.0 39.7 26.8 0.0 0.0 0.0 0.0 98.7 -7.2
Pesado 0.0 0.0 99.2 149.6 96.4 119.4 144.5 150.4 133.8 130.1 23.7 n.a.
Superligero 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 n.a.
A U.P. La Venta 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.
Ligero 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.
n.a.: no aplica.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
3
El crudo Olmeca, superligero, ocupa el segundo lugar
en cuanto a volumen de exportación. Esta situación
se presenta debido a la baja demanda de este crudo
por parte del SNR que libera mucha de la producción para
destinarla a exportaciones a pesar de que los niveles de
producción de este tipo de crudo son bajos en comparación
con los del crudo pesado y ligero. Asimismo, la participación
de este crudo dentro de las exportaciones ha ido a la baja;
en 1996 este crudo contribuía con 31.8% de las
exportaciones del país, mientras que para 2006 participó
con 12.9%. El volumen de las exportaciones del crudo
Olmeca registró un promedio de 338.5 mbd para
el periodo de estudio.
66

2,000
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.
Gráfica 37
Exportaciones nacionales por tipo de crudo, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
4
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Olmeca 491.5 485.2 468.8 434.4 397.6 317.4 244.8 215.6 221.4 215.8 230.6 -7.3
Istmo 189.1 215.8 207.6 190.1 109.8 86.8 45.8 24.9 27.4 81.0 68.3 -9.7
Maya 863.2 1,019.7 1,058.7 929.1 1,096.4 1,351.4 1,414.5 1,603.4 1,621.6 1,520.4 1,493.8 5.6
Total 1,543.8 1,720.7 1,735.1 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1.5
3.5.1 Destino de exportaciones por región y país
La región de América es la mayor consumidora de
crudo mexicano a nivel mundial, captando 88.7% del total
de exportaciones durante el 2006. Esta alta demanda
es impulsada por la cercanía geográfica, además de que
Estados Unidos de América (EUA), es el mayor importador
de crudo mexicano en el mundo.
El crudo de mayor demanda en la región es el tipo Maya
que, durante el 2006, tuvo un volumen de exportación
promedio de 1,296.6 mbd, cifra que representó 81.6%
de las exportaciones a esta región. Las exportaciones
de crudo Istmo en ese año fueron de 62.7 mbd, que
corresponde a 3.9% del volumen de las exportaciones
a la región. Sin embargo, este volumen representó 91.8%
de la oferta total de exportación que posee México
de este tipo crudo.
Durante 2006, esta región captó 100% de la oferta
nacional de exportación de crudo Olmeca. Cabe señalar
que, a lo largo del periodo de estudio, únicamente en
1997 y 1998 se exportaron pequeños volúmenes de
crudo Olmeca al Lejano Oriente y África. Durante el
resto del periodo, la demanda del crudo Olmeca de la
región de América captó el 100% de las exportaciones.
Por último, la demanda total de crudo en la región a lo largo
del periodo de estudio, se ha mantenido en niveles que
oscilan entre 85% y 88% del total de la oferta mexicana
para exportación.
La caida de las exportaciones de 2004 a 2006
obedeció a una disminución en la producción durante
este mismo periodo.
67

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
A lo largo de 2006 Europa captó 9.5% de las
exportaciones mexicanas de crudo. Este volumen de crudo
representó una disminución de 11.9% respecto al año
anterior. En términos de volumen captado, la región pasó
de 193.9 mbd en 2005 a 170.8 mbd en 2006. A lo largo
de los 10 años de estudio considerados en la presente
prospectiva, la demanda de crudo por parte de Europa
se ha mantenido en niveles que van de 7 a 11% de la
demanda del total de exportaciones mexicanas. La mayor
demanda de crudo la presenta el Maya, que en 2006
participó con 96.7% del total de exportaciones a esta
región, seguido del crudo tipo Istmo. Las exportaciones
del crudo tipo Olmeca hacia esa región han sido marginales
o nulas para algunos años.
La demanda que presenta la región de Lejano Oriente
y África ha ido a la baja; mientras que en 1996 la región
captó 5.6% de las exportaciones, en 2006 se redujo
a 1.8% de la oferta de exportación de crudo mexicano.
Esta baja se encuentra estrechamente vinculada con la
menor demanda de crudo mexicano por parte de Japón que,
en 1996, captaba 100% de las exportaciones realizadas
a esta región, sin embargo, desde 2004, las exportaciones
de crudo mexicano a ese país han sido nulas.
5
En 2006, EUA se mantiene como el principal
destino de las exportaciones de crudo, absorbiendo
80.4% del total de las exportaciones mexicanas.
Este volumen representa un incremento de 1.2% respecto
a la demanda que este país tenía en 2005. El crudo
Maya exportado a EUA durante 2006 representó 80.1%
del total del crudo de esta calidad destinado a exportación.
Esta situación se explica por la configuración de las
refinerías de la región del Golfo de México en Estados
Unidos, en donde una buena parte de éstas poseen unidades
de conversión profunda que permiten el procesamiento
de crudos pesados. Por otro lado, EUA absorbió 92.6%
del crudo Olmeca y 46.3% del crudo Istmo. A lo largo
del periodo de análisis 1996-2006, EUA siempre se situó
como el principal destino geográfico de las exportaciones
mexicanas de crudo, demandando niveles superiores
a 75% de la oferta total de exportación.
Dentro de América, el crudo que se destina a los países
con los que se suscribió el Programa de Cooperación
Energética para Países de Centroamérica y el Caribe,
también conocido como Acuerdo de San José 6 ha
demandado alrededor de 2% del total de las exportaciones
de crudo mexicano en los últimos 10 años. En 2006,
la demanda de crudo por parte de estos países representó
2.1% de las exportaciones en ese año y, a lo largo del
periodo, su demanda ha mantenido un crecimiento
promedio por año de 1.8%.
Cuadro 16
Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 1,543. 1,720.7 1,735.1 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1, 43. 1, 70.3 1, 17.1 1,7 2.7 1.5
América 1,335.2 1,469.5 1,500.5 1,330.0 1,378.7 1,527.9 1,477.5 1,603.8 1,655.6 1,589.1 1,589.9 1.8
Estados Unidos 1,209.6 1,334.9 1,335.3 1,172.8 1,203.4 1,321.7 1,338.6 1,437.5 1,482.0 1,424.6 1,441.9 1.8
Otros 125.6 134.6 165.2 157.2 175.3 206.1 138.9 166.3 173.6 164.4 148.0 1.7
Europa 121.7 175.9 190.3 176.5 185.5 183.9 181.0 175.7 178.4 193.9 170.8 3.4
Lejano Oriente
y África
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
86.9 75.3 44.3 47.0 39.5 43.9 46.7 64.4 36.3 34.2 32.0 -9.5
6 El Acuerdo de San José se firma por México y Venezuela, siendo los países
beneficiarios: Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití,
Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana.
68

Gráfica 38
Distribución porcentual de las exportaciones
de crudo en América, 2006
Pacto
de San José
2.3%
Otros
7.0%
Estados Unidos
90.7%
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
España es el segundo receptor de las exportaciones
mexicanas de crudo, captando entre 6.2% y 8.9% del crudo
nacional destinado a exportación a lo largo del periodo.
Durante 2006 las importaciones de crudo mexicano
a este país bajaron 10.3% con respecto al año inmediato
anterior, lo que representó disminuir el volumen
de 160.8 mbd en 2005 a 144.3 mbd en 2006.
Durante 2006, las Antillas Holandesas siguieron
a España como receptor de las exportaciones de crudo
mexicano; la demanda que presentó este país absorbió
4.2% de las exportaciones en ese año. Las Antillas
Holandesas han captado niveles de entre 3.4% y 7.6%
del crudo mexicano destinado a exportación a lo largo
del periodo de estudio.
3.6 Balance nacional de petróleo crudo,
1996-2006
México ha sido un productor de crudo importante a
nivel internacional a lo largo del periodo de 1996-2006 7 .
7 Cabe señalar que México ha caído de la quinta posición a la sexta
en dicho periodo.
6
Secretaría de Energía
Gráfica 39
Destino de exportaciones mexicanas de crudo en 2006
(miles de barriles diarios)
Estados Unidos
España
Antillas Holandesa
Acuerdo de San José
Canadá
India
Portugal
Gran Bretaña
Israel
Holanda
Otros
75.0
36.7
36.3
32.0
12.5
7.8
3.6
1.9
0.7
144.3
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
1,441.9
Los niveles de producción que el país presentó durante el
periodo, aunado a que la demanda de crudo por parte del
SNR permaneció casi constante; permitió destinar una
parte importante de la producción para su exportación.
La venta de petróleo al exterior es una importante fuente
de ingresos para el país.
La mayor proporción en la producción nacional de
crudo del país es de crudo pesado, que ha aumentado
su participación dentro del total nacional. Este mismo
crudo es también el que aporta el mayor volumen en
el crudo destinado a exportaciones. El crudo ligero le
sigue en cuanto a nivel de producción sin embargo, al
ser el crudo de mayor demanda por parte del SNR, el
volumen que se destina a exportación lo relega al tercer
sitio. Por último el crudo superligero es el de menor
producción en territorio nacional, a pesar de esto y dada
su poca participación en la demanda de crudo del país,
ocupa el segundo lugar en cuanto a volumen de crudo
a exportación.
69

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016
Cuadro 17
Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Disponibilidad 2, 33.5 3,00 .4 3,063.3 2, 3.7 2, 4. 3,113.2 3,170.6 3,363.1 3,365.4 3,324. 3,241.0 1.4
Ligero 1,013.9 1,016.9 1,001.8 947.1 900.2 915.5 864.1 835.1 790.5 832.0 914.5 -1.0
Pesado 1,299.1 1,479.1 1,568.7 1,487.4 1,667.8 1,864.5 2,024.0 2,293.9 2,346.5 2,257.8 2,077.6 4.8
Superligero 520.5 512.5 492.8 459.3 426.9 333.2 282.6 234.1 228.3 235.1 248.9 -7.1
Producción 2,858.3 3,022.2 3,070.5 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 1.3
Ligero* 910.1 881.5 848.5 806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 -0.9
Pesado* 1,370.6 1,567.1 1,658.9 1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 5.1
Superligero* 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 -11.0
Condensados
incorporados al crudo
Gasolinas y naftas
incorporadas al crudo
0.3 0.4 0.4 0.2 0.1 0.3 1.1 1.3 0.3 0.7 1.4 14.8
2.3 2.2 2.1 2.4 2.9 2.9 1.8 2.4 1.9 0.9 1.4 -4.7
Inyección y traspaso 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 14.8
Mermas por evaporación 17.3 17.7 17.0 15.2 14.6 14.0 13.8 13.6 13.4 13.9 13.8 -2.2
Derrame y otros
conceptos
Empaque neto
de productos
Variación de inventarios
(en domos)
Variación de inventarios
(en campos)
-0.5 0.0 -0.2 0.0 0.0 0.0 -1.3 0.0 0.0 0.1 0.1 -
1.0 0.5 0.4 0.5 0.0 0.4 0.1 0.1 0.3 -0.6 0.6 -4.6
9.2 -1.5 -8.2 -0.4 4.4 3.9 -5.2 -3.3 6.4 -3.7 2.7 -11.7
-0.5 -0.4 0.3 -0.3 1.1 -1.3 -0.6 0.9 -0.5 0.3 0.3 -
Distribución 2, 2 .6 2, 7.3 3,055. 2, . 2, 6.4 3,105.6 3,163.1 3,357.6 3,362.7 3,31 . 3,233.7 1.3
Ligero 1,015.3 1,013.8 1,002.8 948.1 898.0 914.2 864.0 834.9 786.1 812.5 884.9 -1.4
Pesado 1,298.6 1,475.7 1,564.1 1,487.0 1,664.9 1,861.5 2,020.4 2,291.4 2,345.7 2,267.7 2,094.8 4.9
Superligero 514.7 507.8 488.9 454.8 423.5 330.0 278.8 231.2 230.8 239.6 254.0 -6.8
Entrega de crudo
a plantas y maquila
1,276.3 1,266.8 1,317.9 1,338.7 1,366.6 1,349.0 1,446.9 1,509.3 1,489.1 1,487.3 1,444.6 1.2
A refinerías 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5
Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6
Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5
Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4
A Maquila 0.0 0.0 0.0 56.7 103.7 62.3 130.4 112.5 97.4 81.4 80.2 -
Superligero 0.0 0.0 0.0 3.4 22.4 8.9 22.2 4.7 6.5 6.5 5.0 -
Pesado 0.0 0.0 0.0 53.2 81.3 53.5 108.2 107.8 90.9 74.9 75.2 -
7
70

Cuadro 17 (continuación)
Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Secretaría de Energía
Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
A La Cangrejera 207.2 194.0 163.2 149.6 136.0 146.2 144.5 150.4 133.8 131.0 122.3 -5.1
Ligero 207.2 193.6 63.9 0.0 39.7 26.8 0.0 0.0 0.0 0.0 98.7 -7.2
Pesado 0.0 0.0 99.2 149.6 96.4 119.4 144.5 150.4 133.8 130.1 23.7 -
Superligero 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 -
A U.P. La Venta 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -
A terminales
de exportación 1 1,552.3 1,730.5 1,738.0 1,551.2 1,619.8 1,756.6 1,716.2 1,848.3 1,873.6 1,832.6 1,789.1 1.4
Recibo
Istmo 191.6 217.5 204.5 188.6 112.6 84.1 46.1 25.4 27.9 84.1 65.5 -10.2
Maya y otros 866.0 1,026.7 1,064.0 927.6 1,107.7 1,354.3 1,425.3 1,605.5 1,624.8 1,530.3 1,493.8 5.6
Olmeca 494.8 486.3 469.4 435.0 399.4 318.2 244.8 217.4 220.8 218.1 229.8 -7.4
Carga
a exportación
1,547.5 1,729.7 1,741.0 1,557.3 1,612.6 1,762.6 1,714.0 1,847.2 1,877.0 1,826.4 1,796.9 1.5
Istmo 189.8 216.6 208.8 190.4 110.2 87.2 46.0 25.0 27.5 81.3 68.5 -9.7
Maya 865.6 1,026.0 1,061.1 931.3 1,102.9 1,357.4 1,422.3 1,605.7 1,626.6 1,527.1 1,498.6 5.6
Olmeca 492.1 487.1 471.1 435.6 399.6 318.1 245.8 216.5 223.0 218.0 229.7 -7.3
Movimiento
de inventarios
4.8 0.8 -3.2 -6.1 7.3 -6.0 2.2 1.0 -3.5 6.2 -7.8 -
Istmo 1.8 0.9 -4.3 -1.8 2.5 -3.0 0.2 0.4 0.5 2.8 -3.1 -
Maya 0.4 0.7 2.9 -3.7 5.0 -3.1 3.1 -0.4 -1.8 3.2 -4.8 -
Olmeca 2.7 -0.9 -1.7 -0.6 -0.2 0.1 -1.1 0.9 -2.2 0.2 0.1 -
Diferencias (calculada) 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18.3 0.0 -
Diferencias total 4.8 11.1 7.5 3.8 8.5 7.6 7.5 5.5 2.7 -13.7 7.3 -
Diferencia suma -4.8 -11.1 -7.5 -3.8 -8.5 -7.6 -7.5 -5.5 -2.7 32.0 -7.3 -
Ligero -1.4 3.1 -1.0 -1.1 2.2 1.3 0.1 0.2 4.4 12.8 29.6 -
Pesado 0.4 3.3 4.6 0.4 2.9 3.0 3.6 2.5 0.8 -16.8 -17.2 -
Superligero 5.8 4.7 3.9 4.4 3.4 3.3 3.8 2.9 -2.5 -9.3 -5.1 -
1 Para obtener el volumen a 60 °F, multiplicar por 0.9966.
* Volúmenes medidos a 20°C.
** A partir de 2004, el tipo de crudo se clasifica desde el pozo.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
71

Prospectiva de Petrolíferos
2007-2016
73

Resumen ejecutivo
En 2006 la capacidad mundial de refinación se
ubicó en 87,238 mil barriles diarios (mbd), 1,309 mbd
adicionales en comparación con 2005. Del total de la
capacidad adicional registrada en el mundo el año pasado,
76.1% se ubicó en Asia-Pacífico. En ese año la demanda
mundial de productos petrolíferos tuvo un incremento
de 0.8% respecto a 2005, ubicándose en 83,719 mbd.
Junto con el aumento en la demanda de petrolíferos,
se encuentra un cambio en la tendencia en el consumo
hacia los derivados ligeros mientras que para el
combustóleo disminuye.
Durante 2005 y 2006 se observó una mejora
en los márgenes mundiales de refinación que derivó en la
recuperación de la rentabilidad de la industria. Aún bajo
estas condiciones favorables, las inversiones en el sector
durante 2005 sólo fueron marginalmente superiores a las
de los años anteriores y para 2006 el comportamiento
permaneció sin cambios considerables. La poca inversión
se traduce en una creciente restricción entre la capacidad
existente y la demanda por productos, de tal manera
que la capacidad de utilización de las refinerías a nivel
mundial en 2006 se ubicó en 85.8%. Esta tendencia de
poca inversión y alta utilización se traduce en que el
mercado permanezca expuesto a riesgos como escasez
de productos derivados en caso de una caída inesperada
en la capacidad de refinación.
Dentro de los próximos 25 años se espera que la
demanda por petróleo y otros combustibles líquidos
se incremente más rápidamente en el sector transporte
que en cualquier otro sector. Los países pertenecientes
a la OCDE permanecerán siendo los mayores consumidores
de combustibles líquidos, mientras que en los países no
OCDE se espera que el sector transporte sea el responsable
del aumento en la demanda de combustibles líquidos.
74

Una de las características más importantes del marco
jurídico del sector petrolero en México es el del dominio
directo de la nación, por conducto de los órganos federales,
del petróleo y sus derivados, otorgado en los Artículos 25,
27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos. Otro punto a destacar es la normatividad
de protección al ambiente, que es un aspecto fundamental
al que la industria de refinación debe apegarse para la
preservación y mejoramiento de la misma.
Durante el periodo 1996-2006 la capacidad instalada
por tipo de proceso en el Sistema Nacional de Refinación
(SNR) ha tenido diversos incrementos, entre los que
sobresalen los aumentos en la capacidad del proceso de
hidrodesulfuración y la incorporación de coquizadoras
en dos refinerías (Madero y Cadereyta), para incrementar
la obtención de destilados provenientes de los residuos
de vacío, así como el procesamiento de una mayor
proporción de crudo pesado. Se continuó con la realización
de trabajos para la incorporación de estas plantas
en todo el SNR de modo que éstas aumenten su eficiencia
y privilegien la producción de los petrolíferos de mayor
demanda en el país.
Como resultado de las mejoras operativas realizadas
y las estrategias implementadas en la modernización
del SNR, los rendimientos obtenidos en la producción
de petrolíferos han logrado incrementar la oferta interna.
El aumento de rendimientos en la elaboración de gasolinas
durante el periodo analizado permitió que los volúmenes
obtenidos en 2006 se ubicaran en 442.4 mbd, es decir,
26.5 mbd superior a 1996.
La oferta de los destilados intermedios estuvo
orientada principalmente hacia el diesel que mostró una
tasa media de crecimiento anual (tmca) de 2.0% en el
periodo, para alcanzar una producción de 328.1 mbd
en 2006, un aumento de 58.5 mbd respecto a 1996.
En el caso de la turbosina su tmca fue de 0.4%, lo que
representó un volumen adicional de 2.5 mbd, ubicándose
al final del periodo en 64.8 mbd.
14
Por otra parte, el coque de petróleo incrementó
su producción en 1550.4 miles de toneladas anuales
(mta) respecto a 1996 para ubicarse en 1632.5 mta
en 2006. En lo referente al combustóleo, sus rendimientos
de producción pasaron de 34.1% a 25.4% en el periodo
de estudio, por lo que su oferta se redujo a lo largo
del mismo en 325.2 mbd.
Durante el periodo 1996-2006, las importaciones
de petrolíferos crecieron a una tmca de 10.8%, al pasar
de 118.2 miles de barriles diarios de petróleo crudo
equivalente (mbdpce) a 329.6 mbdpce, siendo las gasolinas
el energético de mayor adquisición. Su participación
en 2006 fue de 68.8% respecto al total demandado.
En dicho periodo, este combustible registró un crecimiento
anual de 14.1%.
Hacia 2016 se observará un incremento medio anual
de 4.6% en el procesamiento de crudo total en el SNR, tanto
de ligero como de pesado; se espera alcanzar rendimientos
en la producción de gasolinas del orden de 43.0%
en 2016 contra 35.6% de 2006; así como incrementos
en la producción de gasolinas a partir de 2008.
En la producción de destilados intermedios se estima
un incremento medio anual de 5.0% predominando
la elaboración de diesel. Por su parte, la oferta interna
de combustóleo disminuirá –9.9% en promedio anual,
mientras que el coque de petróleo aumentará a una tmca
de 20.6%.
Para lo anterior, Pemex Refinación (PR) requiere
realizar inversiones y esquemas de financiamiento
que permitan cumplir con los compromisos y metas
planteadas. Los principales proyectos a desarrollarse,
por parte de la subsidiaria, contemplan: la reconfiguración
de Minatitlán, el proyecto de conversión de residuales
en Salamanca; conversión de residuales en Tula,
la reconfiguración de Salina Cruz y, de contar con la
suficiencia de recursos de inversión para su realización,
una capacidad adicional de refinación.
75

Las estrategias adoptadas por el SNR tendrán
como resultado que, en 2016, se logren aumentar
los rendimientos de la producción de combustibles respecto
a 2006, optimizando la separación de productos ligeros
y logrando con ello una mayor obtención de productos
de mayor valor.
La prospectiva en la oferta interna de petrolíferos
prevé una tmca de 3.4%, lo que resulta en un aumento
de 443.4 mbdpce entre 2006 y 2016. Bajo este contexto,
las gasolinas seguirán manteniendo la mayor participación
en la oferta y su producción aumentará a una tmca
de 6.0%, que equivale a un incremento de 352.1 mbd
durante el periodo 2006-2016. En lo que se refiere
a los destilados intermedios, el diesel tendrá un aumento
de 214.4 mbd y la turbosina presentará un incremento
de 32.3 mbd. El combustóleo verá una disminución
de 209.9 mbd, como resultado de una estrategia de
producción de combustibles de mayor valor agregado
y al desplazamiento de este energético por gas natural.
Mientras que la oferta de coque de petróleo tendrá
un incremento de 9,217.6 mta, como resultado de una
mayor infraestructura de plantas coquizadoras que hará
posible un mayor procesamiento de residuos de vacío.
La importancia del ahorro y uso eficiente de los
petrolíferos radica en que puede emplearse como variable
de control en la demanda. La aplicación de un conjunto
de acciones y la utilización de las mejores opciones
tecnológicas disponibles para el ahorro y uso eficiente
de los petrolíferos, principalmente de gasolina y diesel,
se traduce en ahorros monetarios y menor contaminación.
15
76

Marco regulatorio
y normativo del mercado
de petrolíferos
Capítulo
dos
Una de las características más importantes del marco
jurídico del sector petrolero en México es el del dominio
directo de la Nación, por conducto de los órganos
federales, del petróleo y sus derivados. Asimismo, el
control sobre la explotación y aprovechamiento de este
recurso natural es de gran injerencia en el desarrollo de la
legislación petrolera.
En una realidad de mercados globalizados de
alta competencia y especialización, el Estado está
comprometido a aprovechar sus recursos de la mejor
manera posible para el bien de la Nación.
2.1 Marco legal
De acuerdo al artículo 1° de la Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo:
“Corresponde a la nación el dominio directo, inalienable
e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno
que se encuentren en el territorio nacional –incluida
la plataforma continental– en mantos o yacimientos,
cualquiera que sea su estado físico.”
De acuerdo al Artículo 27, cuarto párrafo, de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos:
“Corresponde a la nación el dominio directo de los recursos
naturales de la plataforma continental y los zócalos
submarinos de las isla; así como el petróleo y todos los
carburos de hidrógeno, líquidos o gaseosos.” Esto último
se ve reforzado por el Artículo 3° de la Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,
el cual precisa que las actividades que abarca la industria
petrolera, incluyendo las de refinación, son:
•
Fracción I: La exploración, la explotación,
la refinación, el transporte, el almacenamiento,
la distribución y las ventas de primera mano de
77

derivados del petróleo y los productos que se
obtengan de la refinación del mismo.
Asimismo, el Gobierno Federal llevará a cabo la
exploración y explotación del petróleo y las demás
actividades a que se refiere el Artículo 3°, por conducto
de Pemex, institución pública descentralizada cuya
estructura, funciones y régimen interno determinan las
leyes, reglamentos y demás disposiciones correspondientes o
por cualquier otro organismo que en el futuro establezcan
las leyes.
Otro componente del marco jurídico, bajo el cual
se rige la industria de la refinación en nuestro país,
son los tratados internacionales, entre los que se puede
mencionar los siguientes:
•
Tratado de Libre Comercio de América del Norte.-
este tratado menciona que México podrá restringir
el otorgamiento de permisos de importación
y exportación con el propósito de reservarse para sí
mismo el comercio exterior de:
• Gasolina para aviones;
• Gasolina y componentes para la elaboración
de gasolinas para motores (excepto la gasolina
para aviones) y reformados, cuando sean utilizados
como componentes para la elaboración de gasolinas
para motores;
• Keroseno;
• Gasóleo y aceite diesel;
• Éter de petróleo;
• Fuel-oil o combustóleo;
• Aceites parafínicos que no sean los que se utilizan
para la elaboración de lubricantes;
• Pentanos;
• Materia prima para negro de humo;
• Hexanos; heptanos; y naftas;
• Entre otros.
40
•
•
Secretaría de Energía
Decreto Promulgatorio del Protocolo de Kyoto
de la Convención Marco de las Naciones Unidas.-
su objetivo es reducir los gases efecto invernadero
emitidos por las actividades industriales. México,
al ser un país no anexo 1, no está obligado a reducir
sus emisiones, sin embargo puede colaborar
por medio de los denominados Mecanismos
de Desarrollo Limpio.
Convenio Internacional para la Prevención de la
Polución de las Aguas del Mar por Hidrocarburos,
en el cual se limitan las zonas de prohibición
para los barcos-cisterna
2.1.1 Normatividad ecológica
La energía es una variable clave para alcanzar el
desarrollo y su suministro debe garantizarse a través
de una política de desarrollo sustentable. La política
energética ambiental debe considerar la sustentabilidad
social, económica y ambiental, respetando el entorno
en el que opera.
La normatividad de protección al ambiente es un
aspecto fundamental al que la industria de refinación
debe apegarse para la preservación y mejoramiento
del mismo. Impulsar el mejoramiento de los niveles
de cumplimiento de la normatividad ambiental
y desarrollar, mantener y fortalecer la política de
combustibles más limpios es uno de los objetivos rectores
del sector energético.
La normatividad ambiental en México está constituida
por los siguientes instrumentos reglamentarios, presentados
de acuerdo a su jerarquía:
•
•
•
Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos;
Tratados Internacionales;
Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección
al Ambiente;
78

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
•
•
•
•
•
Leyes Federales Sectoriales aplicables en materia
ambiental;
Reglamentos de la Ley General Ambiental y de las
Leyes Sectoriales;
Normas Oficiales Mexicanas Ambientales;
Acuerdos Administrativos;
Acuerdos o Convenios de Coordinación o
Concertación.
A diciembre de 2006 se cuenta con 106 normas
vigentes orientadas a disminuir los impactos negativos
al ambiente, que incluyen las normas de reciente creación
y aquellas de elaboración conjunta con otras secretarías,
normas de las Comisión Nacional del Agua y normas
emergentes. De este conjunto, en los siguientes apartados
se describen aquellas relacionadas con la industria de la
refinación y sus productos, dividiéndolas en el impacto
de emisiones a la atmósfera y normas emergentes.
2.1.2 Emisiones a la atmósfera
De acuerdo con la Semarnat estas emisiones se dividen
en cuatro rubros:
•
•
•
•
Emisiones de fuentes fijas;
Emisiones de fuentes móviles;
Calidad de combustibles; y,
Medición de concentraciones.
2.1.2.1 De fuentes fijas
Existen tres tipos de fuentes fijas generadoras
de emisiones:
41
Fuentes puntuales. Derivadas de la generación de
energía eléctrica y de actividades industriales como: la
química, textil, alimentaria, maderera, metalúrgica,
metálica, manufacturera y procesadora de productos
vegetales y animales, entre otras. Las emisiones derivadas
de la combustión utilizada para la generación de energía
o vapor, dependen de la calidad de los combustibles
y de la eficiencia de los quemadores, mantenimiento
del equipo y de la presencia de equipo de control
al final del proceso (filtros, precipitadores y lavadores,
entre otros). Los principales contaminantes asociados
a la combustión son partículas (dióxido de azufre (SO2),
óxidos de nitrógeno (NOx), bióxido de carbono (CO2),
monóxido de carbono (CO) e hidrocarburos).
Fuentes de área. Incluyen la generación de aquellas
emisiones inherentes a actividades y procesos, tales como
el consumo de solventes, limpieza de superficies y equipos,
recubrimiento de superficies arquitectónicas, industriales,
lavado en seco, artes gráficas, panaderías, distribución y
almacenamiento de gas LP, principalmente. Esta fuente
también incluye las emisiones de actividades como:
tratamiento de aguas residuales, plantas de composteo,
rellenos sanitarios, entre otros. En este tipo de emisión
se encuentra un gran número de contaminantes de muy
variado nivel de impacto en la salud.
Fuentes naturales. Se refiere a la generación de emisiones
producidas por volcanes, océanos, plantas, suspensión
de suelos, emisiones por digestión anaerobia y aerobia
de sistemas naturales. En particular a todo aquello emitido
por la vegetación y la actividad microbiana en suelos
y océanos, que se les denomina emisiones biogénicas,
cuyo papel es importante en la química de la tropósfera
al participar directamente en la formación de ozono.
Las emisiones biogénicas incluyen óxido de nitrógeno,
hidrocarburos no metanogénicos, metano, dióxido
y monóxido de carbono y compuestos nitrogenados
y azufrados 1 .
1 Instituto Nacional de Ecología.
79

2.1.2.2 De fuentes móviles
Ejemplos de fuentes móviles son los aviones,
helicópteros, ferrocarriles, tranvías, tractocamiones,
autobuses, camiones, automóviles, motocicletas,
embarcaciones, equipo y maquinarias no fijas con
motores de combustión y similares que, por su operación,
generen o puedan generar emisiones contaminantes
a la atmósfera. Si bien la definición de fuente móvil
incluye prácticamente a todos los vehículos automotores,
la NOM para fuentes móviles se refiere, básicamente,
a las emisiones de automóviles y camiones. Los motores
de los vehículos son los responsables de las emisiones
de CO, de compuestos orgánicos volátiles, SO2 y NOx,
producidos durante la combustión 2 .
2.1.2.3 Calidad de los combustibles
La norma NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005
(NOM-086) es la única referida a la calidad de los
combustibles. Esta norma ha evolucionado y fue derivada
de la NOM-086-ECOL-1994, publicada el 2 de diciembre
de 1994 en el Diario Oficial de la Federación (DOF),
aunado al Acuerdo del 23 de abril de 2003, por el cual
se reformó la nomenclatura de las normas oficiales
mexicanas expedidas por la Semarnat, que estaban
identificadas con las Siglas “ECOL” y “RECNAT” y que,
en lo sucesivo, aparecen con las siglas “SEMARNAT”, lo
que propició la NOM-086-SEMARNAT-1994.
Desde que se publicó dicha norma, en 1994, Pemex
ha incorporado avances en la mejora de sus combustibles
desde el punto de vista ambiental de tal manera que,
entre otros, se eliminó la producción de gasolina
Nova y ahora se produce la denominada Premium.
Como resultado, ha sido necesario modificar dicha norma
para eliminar conceptos relativos a la gasolina Nova,
incluir especificaciones a la gasolina Premium e incluir
los cambios que se han dado en las especificaciones.
De esta manera, en enero de 2006 la Semarnat publicó
la norma 086.
2 Ídem.
42
Secretaría de Energía
Las especificaciones de los combustibles fósiles,
citados en dicha norma, tienen por objeto disminuir
significativamente las emisiones a la atmósfera y debe
ser acorde con las características de los equipos y
sistemas de combustión que los utilizan en fuentes fijas
y en el transporte. Los combustibles considerados dentro
de la norma son el gas natural, gasolinas, turbosina,
diesel, combustóleo, gasóleo y gas LP. Bajo el acuerdo
de modificación de la norma NOM-086, publicado
el 3 de octubre de 2006, se modificaron las tablas
de especificaciones 5, 6 y 7 de la norma.
En cuanto a las gasolinas comercializadas por Pemex
Refinación, la norma establece que a partir del 1 de octubre
de 2006 en todo el país, la gasolina Premium debe tener
un contenido de azufre de 30 partes por millón (ppm)
en promedio y 80 ppm como máximo. Este contenido de
azufre en la especificación aplicará para la gasolina Magna
a partir de octubre de 2008 en las Zonas Metropolitanas
del Valle de México, Guadalajara y Monterrey, en tanto
que para el resto del país a partir de enero de 2009.
En el caso del diesel, se establece un contenido
de azufre de 15 ppm, como máximo, en la Zona Fronteriza
Norte a partir de enero de 2007; en enero de 2009, en las
Zonas Metropolitanas del Valle de México, Guadalajara
y Monterrey y en el resto del país a partir de septiembre
de 2009.
En la NOM-086 se incluyeron los niveles máximos
permisibles en peso de azufre en el gasóleo industrial
que se consume por fuentes fijas en la Zona Metropolitana
del Valle de México. Además, el contenido máximo
de azufre permisible para el combustóleo se mantuvo
en 4% en peso.
Para el caso del combustible de aviación turbosina,
existe una norma mexicana 3 que especifica los estándares
de calidad de este combustible y define los tipos
de combustible para turbinas de aviación para uso civil
o militar.
3 NMX-L-004-1994.
80

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
En esta Norma Mexicana se especifican los contenidos
de acidez total; porcentaje en volumen y peso de
aromáticos y azufre mercaptánico, respectivamente;
además de características como volatilidad, fluidez,
combustión, corrosión y nivel de contaminantes.
2.1.2.4 Mediciones de concentraciones (atmósfera)
Mientras que el plomo y el CO son contaminantes
de origen primario (es decir, emitidos directamente
desde fuentes tales como los vehículos), el ozono
es un contaminante de tipo secundario, lo cual significa
que se forma en la atmósfera mediante procesos químicos
en los que intervienen compuestos orgánicos volátiles
(COV), NOx y radiación solar. Por lo tanto, en principio,
las concentraciones de ozono pueden ser reducidas
si se controlan las emisiones de COV, NOx, o ambos.
En general, las medidas para reducir COV son menos
costosas que aquellas dirigidas a abatir las emisiones
de NOx 4 .
2.1.3 Normas emergentes
Las normas emergentes poseen las características
de ser temporales y de estar dirigidas a problemas
puntuales de impacto ambiental, cuyos resultados
deben ser mejorados en el corto plazo. La NOM-EM-148-
SEMARNAT-2006, fue expedida en abril de 2006, con una
vigencia de seis meses originalmente, prorrogándose ésta
por seis meses más en septiembre de 2006, para reducir
las emisiones de SO2 mitigando su impacto sobre la
calidad del aire, la salud de las personas y los ecosistemas
alrededor de las refinerías de Tula y Salamanca. Además,
la norma establece un método que debe seguirse para
verificar su cumplimiento con base en un balance de azufre
en la refinería. Actualmente esta norma se encuentra
en proceso de convertirse en una norma oficial mexicana;
el único punto que queda pendiente, a la fecha, es el
referente a la valuación económica.
4 Ídem.
43
2.2 Organización del sector petrolero
La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional
en el Ramo del Petróleo y su reglamento, dispone que la Nación
llevará a cabo la exploración y explotación del petróleo
y las demás actividades relacionadas con la industria
petrolera por conducto de Petróleos Mexicanos y sus
organismos subsidiarios. En 1992, mediante la Ley Orgánica
de Petróleos Mexicanos, se dispuso una distribución lógica
de las actividades que abarca la industria petrolera.
En este sentido, se establece en el Artículo 3° de la misma,
la creación de los siguientes organismos descentralizados
de carácter técnico, industrial y comercial, con
personalidad jurídica y patrimonio propios:
Pemex Exploración y Producción.- exploración y
explotación del petróleo y el gas natural; su transporte,
almacenamiento en terminales y comercialización;
Pemex Refinación.- procesos industriales de la refinación;
elaboración de productos petrolíferos y de derivados del
petróleo que sean susceptibles de servir como materias
primas industriales básicas; almacenamiento, transporte,
distribución y comercialización de los productos y
derivados mencionados;
Pemex Gas y Petroquímica Básica.- procesamiento
del gas natural, líquidos del gas natural y el gas
artificial; almacenamiento, transporte, distribución
y comercialización de estos hidrocarburos, así como de
derivados que sean susceptibles de servir como materias
primas industriales básicas; y
Pemex Petroquímica.- procesos industriales petroquímicos
cuyos productos no forman parte de la industria
petroquímica básica, así como su almacenamiento,
distribución y comercialización.
Dado que Pemex Refinación es el responsable de la
refinación del petróleo, se debe definir el marco jurídico
al cual se apega, que consta de las siguientes leyes y sus
respectivos reglamentos aplicables en la materia:
81

•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal;
Ley Federal de Entidades Paraestatales;
Ley Federal de Responsabilidades Administrativas
del Sector Público;
Ley General de Bienes Nacionales;
Ley de Adquisiciones, Arrendamiento y Servicios
del Sector Público;
Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados
con las mismas;
Ley Federal de Procedimiento Administrativo;
Ley Federal de Transparencia y Acceso a la
Información Pública Gubernamental;
Ley Federal sobre Metrología y Normalización;
Ley Federal de Derechos;
Ley General para la Prevención y Gestión Integral
de Residuos;
Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio
Fiscal de 2007;
Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad
Hacendaria;
Ley Federal de Procedimiento Administrativo;
Ley Minera.
Otro punto a resaltar es que, dentro de Pemex y sus
organismos subsidiarios, existe una normatividad interna
compuesta por políticas, bases y lineamientos que
estipulan y sientan las bases sobre temas como seguridad
industrial, manejo de información, administración de
riesgos, adquisiciones, entre otros.
44
Secretaría de Energía
Por último, tanto Pemex como sus organismos
subsidiarios, poseen normas de referencia para aquellos
casos en que las normas mexicanas o internacionales
no cubran sus requerimientos o bien las especificaciones
que se contengan se consideren inaplicables u obsoletas,
cuando dichas entidades requieran adquirir, arrendar o
contratar bienes o servicios.
2.3. Marco legal de la política de precios
La política de precios a los que se sujetan los productos
derivados de la actividad de refinación en el país se adhiere
a las siguientes leyes:
•
•
•
Ley Orgánica de la Administración Pública
Federal.- en su artículo 31°, esta ley establece
que a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
corresponde 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.
Ley de Planeación.- el artículo 15° de esta Ley
establece que a la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público le corresponde considerar los efectos
de la política de precios y tarifas de los bienes y
servicios de la Administración Pública Federal,
en el logro de los objetivos y prioridades del Plan
Nacional de Desarrollo y los programas. Para esto,
la SHCP se apoya en el Comité de Precios, integrado
por la misma Secretaría de Hacienda, la Secretaría
de Economía, Secretaría de Energía, Pemex y sus
organismos subsidiarios, además de contar con la
participación de la Secretaría de la Función Pública
y la CRE.
Reglamento de la Ley Federal de Entidades
Paraestatales.- en su artículo 26, este reglamento
señala que los precios y tarifas de las entidades
se fijarán conforme a los criterios de eficiencia
económica y saneamiento financiero, de tal manera
que:
82

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
•
• Los precios y tarifas de los bienes y servicios,
susceptibles de comercializarse internacionalmente,
se fijarán considerando los prevalecientes en el
mercado internacional de estos productos;
• Para aquellos bienes o servicios que no sean
susceptibles de comercializarse en el mercado
internacional, los precios y tarifas se fijarán
considerando el costo de producción que se derive
de una valuación de los insumos a su costo real
de oportunidad. El costo real de oportunidad será
el precio en el mercado internacional, cuando
los insumos sean susceptibles de comercializarse
en el mismo y el precio en el mercado nacional,
para los que no lo sean.
• Se podrán establecer precios diferenciales en la
venta de los bienes o servicios, sólo cuando dichos
precios respondan a estrategias de comercialización
y se otorguen de manera general.
Ley Federal de Competencia Económica.-
esta ley establece, en su artículo 7, lo siguiente:
“Para la imposición, en los términos del Artículo
28 Constitucional, de precios a los productos
y servicios que sean necesarios para la economía
nacional o el consumo popular, se estará a lo
siguiente:
I. Corresponde exclusivamente al Ejecutivo Federal
determinar, mediante decreto, los bienes y servicios
que podrán sujetarse a precios, siempre y cuando
no haya condiciones de competencia efectiva
en el mercado relevante de que se trate.
La Comisión determinará, mediante declaratoria,
si no hay condiciones de competencia efectiva.
II. La SHCP, sin perjuicio de las atribuciones
que correspondan a otras dependencias y previa
opinión de la Comisión, fijará los precios que
correspondan a los bienes y servicios determinados
conforme a la fracción anterior, con base
en criterios que eviten la insuficiencia en el abasto.
45
La SHCP podrá concertar y coordinar, con los
productores o distribuidores, las acciones o modalidades
que sean necesarias en esta materia, procurando minimizar
los efectos sobre la competencia y la libre concurrencia”.
2.3.1 Política de precios
La política de precios de petrolíferos existente en
el país, tiene como objetivo 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 con mecanismos de fijación de precios
que brinden una respuesta rápida a las condiciones
de oferta y demanda y lograr transparencia en la
integración de los precios.
De acuerdo con la legislación aplicable, existen
diferentes modalidades para fijar los precios de venta de
los petrolíferos.
Para la mayor parte de los petrolíferos -gasolina,
tanto la Pemex Premium como la Pemex Magna, diesel,
turbosina y combustóleo-, los precios del productor
buscan reflejar el costo de oportunidad, es decir, el precio
de un determinado producto en el mercado internacional.
Este valor es acorde a sus usos alternativos y es aquel
que tendría en el mercado internacional ajustado,
en caso de ser necesario, por diferencias en calidad y
por la logística de transporte. El empleo de precios del
mercado internacional busca, entre otras cosas, que Pemex
no actúe como monopolio; ayuda a realizar una medición
de su desempeño económico y maximizar las utilidades
en un entorno competitivo. Para fijar los precios
del productor se consideran las siguientes referencias:
83

Todas las referencias empleadas son de la Costa
Norteamericana del Golfo de México y se publican
en distintas fuentes.
En el caso de los precios al público a los que venden
distribuidores y franquiciatarios de Pemex, estos se
determinan de manera distinta. Para los dos tipos
de gasolinas comercializadas y el diesel, el precio público
es un precio administrado bajo criterios de eficiencia
económica y saneamiento financiero, mientras que para
el combustóleo y turbosina, el precio al público tiene
como base el costo de oportunidad.
Precio Productor
Producto Referencia utilizada
Gasolina Pemex Magna Unleaded Regular-87
Gasolina Pemex Premium Unleaded Regular-87/Unleaded Premium 93
Pemex Diesel Fuel Oil # 2 Low Sulphur
Turbosina Jet Fuel 54
Combustóleo Fuel Oil # 6
Fuente: Sener.
46
Secretaría de Energía
Pemex Magna Pemex Premium Diesel Turbosina Combustóleo
Referencia • • • • •
Ajuste por calidad/Netback • • • •
Transporte • • • • •
Manejo • • • • •
Precio Público
Precio Productor • • • • •
Flete/Transporte • • • • •
Margen Comercial/Servicio • • • • •
IEPS • • •
IVA • • • • •
Fuente: SENER
84

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
2.3.2 Base Tributaria
La base tributaria a la que se sujetan los combustibles
en territorio nacional se encuentra compuesta por
impuestos como:
•
•
Impuesto Especial sobre Producción y Servicios
(IEPS).- se aplica Pemex Magna, Pemex Premium,
Pemex Diesel, Diesel Industrial Bajo Azufre, Diesel
Marino Especial. El único causante es Pemex y sus
organismos subsidiarios. Es ajustado de manera
automática en relación a la variación entre el precio
productor y público. Se determina de manera
mensual por la SHCP.
Impuesto al Valor Agregado (IVA).- se refiere
a la tasa pagadera por la enajenación de bienes,
prestación de servicios, importación y el uso
o goce temporal de bienes y servicios; para el caso
de los combustibles, la tasa general es de 15% en el
interior del país y de 10% en las zonas fronterizas.
2.4. Lineamientos generales de política
energética
El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 reconoce
que las importaciones de gasolina han crecido
significativamente, de tal manera que en 2006 casi cuatro
de cada 10 litros consumidos en el país fueron suministrados
por el exterior.
En este sentido, una de las estrategias establecidas
en el PND es la modernización y ampliación de la capacidad
de refinación, en especial de crudos pesados. Lo anterior
hace patente que el desarrollo de la infraestructura
energética nacional es uno de los principales objetivos
de la presente administración.
47
85

Mercado nacional
de petrolíferos 1996-2006
Capítulo
tres
El presente capítulo tiene como objetivo analizar
el comportamiento y la evolución histórica del mercado
nacional de petrolíferos (gasolina, diesel, turbosina
y coque de petróleo), considerando los distintos factores
que influyen tanto en la oferta como en la demanda.
En él se muestran las tendencias históricas de consumo
por los diferentes sectores así como distintos datos
de interés tales como inversiones, capacidad instalada
de refinación, comercio exterior, entre otros.
Al final del capítulo se muestran los balances para
cada petrolífero, en donde se indica la producción
por refinería y volúmenes de importaciones, mientras
que, por el lado de la demanda, se incluye el consumo
por sector y el volumen de las exportaciones. Asimismo,
se presentan los balances regionales con el fin de brindar
la mayor información detallada.
3.1 Capacidad instalada en el SNR
En los 10 últimos años Pemex Refinación ha
desarrollado diversos proyectos estratégicos a fin de
generar una infraestructura que le permita adecuar
la oferta de petrolíferos acorde con las características
establecidas por la normatividad ambiental y las nuevas
tecnologías vehiculares. En este contexto, la ampliación
y modernización de los procesos de refinación han
permitido fortalecer la estructura productiva y mejorar
su desempeño operativo.
Durante el periodo 1996-2006 la capacidad instalada
por tipo de proceso en el SNR ha tenido diversos
incrementos, entre los que sobresalen los aumentos
en la capacidad del proceso de hidrodesulfuración, como
resultado de la política de elaboración de combustibles
86

con menor contenido de azufre. Por otro lado, la
incorporación de coquizadoras, como parte de los
proyectos de reconfiguración, ha permitido integrar
nueva infraestructura de este proceso en dos refinerías
(Madero y Cadereyta), para incrementar la obtención
de destilados provenientes de los residuos de vacío así
como el procesamiento de una mayor proporción de
crudo pesado. Se continúa con la realización de trabajos
para la incorporación de estas plantas en todo el SNR,
de modo que éstas aumenten su eficiencia y privilegien
la producción de los petrolíferos de mayor demanda
en el país.
La capacidad de refinación ha mostrado un crecimiento
moderado en comparación con los otros procesos.
En el periodo de estudio la destilación atmosférica pasó
de 1,520 a 1,540 miles de barriles diarios (mbd) en todo
el sistema de refinación.
Debido a que las naftas obtenidas de la destilación
primaria presentan bajos octanajes, se requiere de
procesos que incrementen el número de octanos
en las mismas; uno de los que sirve a este fin es la
reformación. Mediante este proceso, es posible modificar
Destilación atmosférica
Hidrodesulfuración
Desintegración catalítica
Reformación de naftas
Reducción de Viscosidad
Coquización
Alquilación e Isomerización
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
141.0
91.0
-
100.0
30.4
127.5
373.0
380.5
228.0
279.3
50
Secretaría de Energía
la estructura química de los compuestos que conforman
las gasolinas, produciendo reacciones que generen
aromáticos e isoparafinas de mayor número de octanos.
Para tal propósito, se ha incrementado en 51.3 mbd
la capacidad instalada de este proceso en el SNR durante
el periodo analizado.
Otro de los procesos que permite la elaboración
de gasolinas, distinto a la reformación de naftas y
la desintegración catalítica, es el de isomerización,
a través del cual se transforman hidrocarburos lineales
en ramificados, obteniendo así gasolinas de alto octano.
Adicionalmente, mediante el proceso de alquilación,
se puede insertar una cadena parafínica en una molécula
olefínica obteniendo también gasolina de elevado octanaje.
La capacidad de estos dos procesos se incrementó
de 30.4 mbd en 1996 a 127.5 mbd en 2006 en forma
conjunta (véase gráfica 15).
En lo que se refiere a la capacidad de destilación
primaria por centro de trabajo, la refinería de Salina Cruz
registró la mayor capacidad de dicho proceso en 2006 con
21.4% del total del sistema, mientras que Minatitlán, con
12.0%, fue la de menor capacidad (véase gráfica 16).
Gráfica 15
Evolución de la capacidad instalada por tipo de proceso, 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
698.0
2006 1996
926.1
1,520.0
1,540.0
87

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
330 330
320 315
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 16
Capacidad de procesamiento de crudo por refinería, 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
235
275
En el caso de la refinería de Madero, la disminución
en la capacidad instalada en el proceso de destilación
primaria durante el periodo 1996-2006, se explica
por la sustitución de una torre de destilación por una
nueva de menor capacidad pero con mayor eficiencia,
lo que ha permitido a este centro de trabajo incrementar
su procesamiento de crudo y elaboración de petrolíferos.
Para Minatitlán se observa una situación similar a
la de Madero, debido al retiro de equipos obsoletos
y actualización de unidades.
Por otra parte, en el proceso de hidrodesulfuración,
la refinería de Tula posee la mayor capacidad debido
a su ubicación estratégica y su influencia de suministro
de combustibles con bajo contenido de azufre a la Ciudad
de México, lo que conlleva a que este centro de trabajo
disponga de una amplia capacidad en instalaciones
para la remoción de azufre. Asimismo, sus compromisos
de suministro de gasolinas requieren de gran infraestructura
en los procesos de desintegración y reformación catalítica
(véase cuadro 4).
51
240 245
195 190
200
185
Salina Cruz Tula Cadereyta Salamanca Madero Minatitlán
1996 2006
Total SNR: 1,540 mbd
Sólo las refinerías de Cadereyta y Madero poseen
actualmente un esquema de conversión de residuales
por medio del proceso de coquización, lo que ha permitido
a estos centros minimizar la producción de residuales
y aumentar la de gasolinas. Con esta infraestructura los
dos centros de trabajo procesaron una carga de crudo
pesado de 95.8 mbd y 126.2 mbd, respectivamente.
La refinería de Minatitlán prácticamente no mostró
incrementos en las capacidades instaladas de sus diversos
procesos. No obstante, en 2006 se iniciaron los trabajos
de construcción de 12 plantas de proceso como parte
del proyecto de reconfiguración.
El cuadro 5 presenta los coeficientes de complejidad
del SNR. La evolución de dichos coeficientes permite
conocer la relación que guarda la capacidad de los
procesos secundarios con respecto a las plantas de
destilación primaria, lo que a su vez refleja el esfuerzo
orientado hacia la elaboración de combustibles
con menor contenido de azufre. La desintegración
catalítica ha permanecido prácticamente constante
y la reductora de viscosidad no ha mostrado variaciones
debido a la reducción en la oferta de combustóleo.
88

Cuadro 4
Capacidad instalada por refinería y por proceso, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
52
Secretaría de Energía
Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula
Proceso 1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006
Destilación atmosférica 235 275 195 190 200 185 240 245 330 330 320 315
Desintegración catalítica 70 90 43 60.5 40 30 60 40 80 80 80 80
Reductora de viscosidad 50 50 50 41 41
Reformación catalítica 20 46 20 30 48 49 25 39.3 50 50 65 65
Alquilación
e isomerización
12 23 3.4 22.1 15 15 17.4 27.7 22.2
Hidrodesulfuración 86 186.5 58.0 141.7 100 97 96 116.5 161 165 197 219.4
Coquización 50 50
Azufre (Ton/día) 120 600 110 600 80 80 240 240 160 240 320 1,000
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Cuadro 5
Coeficientes de complejidad en el Sistema Nacional de Refinación, 1996-2006
Proceso 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Desintegración catalítica 0.25 0.24 0.24 0.24 0.24 0.24 0.26 0.26 0.24 0.24 0.25
Reformadora de naftas 0.15 0.15 0.15 0.15 0.17 0.17 0.20 0.20 0.20 0.20 0.18
Hidrodesulfuración 0.46 0.46 0.49 0.49 0.52 0.54 0.64 0.64 0.64 0.64 0.60
Reductora de viscosidad 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.09 0.06
Fuente: IMP, con base en anuario estadístico 2003 y Pemex Refinación.
3.2 Proceso de crudo en el SNR
En 2006, el volumen total de crudo procesado
en el SNR resultó ligeramente menor a 2005. Lo anterior
fue consecuencia, entre otras cosas, del mantenimiento
efectuado en la estación de bombeo de Mazumiapan,
lo que ocasionó un menor recibo en dicha estación
afectando el suministro de crudo.
De acuerdo al tipo de carga de crudos, la mayor
proporción correspondió al ligero, cuya participación
promedio en todo el periodo representó 58.4%,
su crecimiento medio anual fue el de mayor magnitud
(1.5%) respecto a las otras corrientes alimentadas.
Por su parte, el crudo pesado representó 33.4%
en promedio (véase gráfica 17).
Las refinerías de Salamanca, Salina Cruz y Tula
procesaron un menor volumen en 2006, respecto
a 2005, siendo la última la que presentó la reducción
más significativa debido, fundamentalmente, a trabajos
de mantenimiento en la Combinada 1 y la planta H-Oil.
Cadereyta y Madero lograron incrementar su suministro
en 12.6 y 7.5 mbd, respectivamente.
Las reconfiguraciones que se llevaron a cabo a lo
largo del periodo también tuvieron como resultado el
incremento en el procesamiento de crudos pesados en las
refinerías de Cadereyta y Madero. En Cadereyta se procesó
una mezcla con 46.2% en volumen de crudo pesado
en 2006, mientras que en Madero la participación
del crudo de esta calidad se elevó hasta 84.5%, lo que
la posiciona como la refinería que procesa la mayor
proporción de crudo pesado.
89

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
Gráfica 17
Evolución del proceso de crudo ligero y pesado en el Sistema Nacional de Refinación,
1996-2006
(miles de barriles diarios)
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
Fuente: IMP, con base en Pemex Refinación y Sener.
Cadereyta
Madero
Tula
Salamanca
Minatitlán
Salina Cruz
72.6
32.2 104.6
53.9
73.6
85.2
117.6
0
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
26.6
25.0
62.6
44.0
122.7
Ligero Pesado Superligero y otros insumos Total Procesado
152.3
22.0
20.4 179.2
1996
161.8
142.6
176.6
192.3
59.4
296.8
309.8
1 Incluye el despuntado, pentanos, nafta ligera de Cangrejera, nafta ligera
de Cactus, gasolina de Poza Rica y gasolina de Madero.
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación y Sener.
Gráfica 18
Proceso de crudo por tipo y por refinería 1 , 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
53
Cadereyta
Madero
Tula
Salamanca
Minatitlán
Salina Cruz
46.0
83.7
56.2
95.8
126.2
91.1
Pesado Ligero Superligero Otros insumos*
5.0
106.4 207.2
4.7
18.4 149.3
130.1
112.5
188.4
1.1
19.2 196.4
2006
168.6
167.1
0.5
272.7
31.8
290.0
90

3.3 Producción de petrolíferos
Los rendimientos obtenidos en la producción de
petrolíferos han logrado incrementar la oferta interna,
como consecuencia de las mejoras operativas realizadas
y las estrategias implementadas en la modernización
del SNR. El aumento de rendimientos en la elaboración
de gasolinas durante el periodo analizado permitió
que los volúmenes obtenidos en 2006 se ubicaran
en 366.6 miles de barriles de petróleo crudo equivalente
(mbdpce), es decir, 21.9 mbdpce superior a 1996.
La oferta de los destilados intermedios estuvo orientada
principalmente hacia el diesel, el cual mostró una tmca
de 2.0% en el periodo, para alcanzar una producción
de 327.8 mbdpce en 2006, un aumento de 58.5 mbdpce
respecto a 1996. En el caso de la turbosina, su tasa media
de crecimiento anual (tmca) fue de 0.4%, lo que representó
un volumen adicional de 2.4 mbdpce, ubicándose al final
del periodo en 62.7 mbdpce.
60.3 54.8
269.3 275.2
1.2 0.9
456.1 464.6
Gráfica 19
Producción de petrolíferos en el SNR, 2006
(miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
55.9
289.7
1.4
56.5 53.9 55.2 54.9
486.9 465.6 458.4 470.1 484.8 427.6 396.9
54
Secretaría de Energía
Por otra parte, el coque de petróleo incrementó su
producción en 22.4 mbdpce respecto a 1996 para ubicarse
en 23.6 mbdpce en 2006. En lo referente al combustóleo,
sus rendimientos de producción pasaron de 34.1% a 25.4%
en el periodo de estudio, por lo que su oferta se redujo
a lo largo del mismo en 105.4 mbdpce (véase gráfica 19).
Cabe señalar que el coque de petróleo de origen nacional
proviene de las refinerías Madero y Cadereyta, que ya
fueron reconfiguradas, debido a que poseen unidades
de conversión profunda (coquizadoras) que permiten
una mayor producción de destilados intermedios y ligeros,
generando como subproducto el coque de petróleo.
Tanto Cadereyta como Madero son las refinerías que
proporcionalmente obtienen los mejores rendimientos
de productos ligeros e intermedios por barril procesado
(véase gráfica 20).
La refinería de Salina Cruz mostró la mayor elaboración
de combustibles, ubicando su participación en 23.1%
del total de la oferta interna durante 2006. Mientras que
la refinería de Tula se ubicó en segundo lugar con 21.3 %
de la producción (véase gráfica 21).
271.6 265.2 281.4 266.7 307.5 324.4
1.1 1.6 0.2 0.6 12.2 20.9
317.9 327.8
22.0 23.6
378.3 350.7
344.6 321.2 340.8 335.8 325.3 323.0 329.8 368.6 386.2 364.2 366.6
57.9
60.3
61.3 62.7
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gasolinas Combustóleo Coque de petróleo Diesel Turbosina
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
91

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
Cadereyta
Madero
Minatitlan
Salamanca
Salina Cruz
Tula
24.9%
39.8%
40.8%
33.9%
33.4%
34.6%
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
14.8
102.5
Gráfica 20
Rendimientos del crudo en la producción de petrolíferos, 2006
(unidades porcentuales)
25.0%
22.8%
22.0%
20.8%
55
0.7%
36.5%
30.8%
6.8%
5.3%
8.4%
39.5%
4.9%
21.5%
2.3%
32.8%
28.4%
9.5%
16.5%
11.9%
7.1%
9.9%
15.1%
6.6%
7.7%
Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Otros petrolíferos
22.2
83.6
11.7
4.7
21.1
63.6 56.6 75.1
80.3 78.3 67.9
45.3
44.5
54.9
1.2
11.8
7.0
71.8 26.5
Salina Cruz Tula Cadereyta Salamanca Minatitlán Madero
Gasolinas Diesel Combustóleo Turbosina Coque de petróleo
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 21
Producción de petrolíferos en el SNR, 2006
(miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
12.8
42.1
34.8
45.9
50.4
92

La oferta interna de gasolinas estuvo conformada
principalmente por gasolina Magna, con una participación
de 90.3% en 2006, gasolina Premium con 7.9%
y el porcentaje restante correspondió a gasolina base
y otras gasolinas. Las refinerías de Salina Cruz y Madero
son los centros de mayor producción de este petrolifero
con la mayor elaboración de gasolina Magna en Tula
y Salina Cruz, respectivamente. En el caso de la gasolina
Premium de ultrabajo azufre, su oferta nacional provino
de importaciones (véase cuadro 6).
Las refinerías de Salina Cruz y Tula han sido las de
mayor producción de gasolinas en el periodo de estudio,
aportando 43.3% de la producción interna en 2006
(véase gráfica 22).
Cuadro 6
Producción de gasolinas por tipo, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
56
Secretaría de Energía
En 2006 el diesel alcanzó una participación de 83.5%
en la producción de destilados intermedios, siendo
la refinería de Cadereyta donde se elabora la mayor parte.
Cabe mencionar que, con el proyecto de reconfiguración,
se incrementó la oferta de diesel en 46.5 mbd entre
2001 y 2006. El total de destilados intermedios reflejó
un aumento de 61.1 mbd en todo el periodo de estudio
(véase gráfica 23).
La oferta interna de combustóleo decreció a una tmca
de 2.6% en el periodo de estudio. De una producción
de 422.9 mbd en 1996 se pasó a un volumen de 325.2
mbd en 2006. Esta reducción es resultado de las
reconfiguraciones y ha permitido alcanzar una mayor
producción tanto de gasolinas como de diesel en el país,
que son productos de mayor valor.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 415.9 387.7 411.3 405.3 392.6 389.8 398.1 444.9 466.0 439.5 442.4 0.6
Base 1 22.3 12.4 48.4 45.9 27.9 22.4 25.9 10.5 3.9 4.8 7.5 -10.4
Nova 177.1 90.4 4.1 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.
Otras 2 1.4 1.3 1.2 1.0 0.8 0.8 0.5 0.3 0.2 0.8 0.6 -7.6
Pemex Magna 214.7 282.5 347.9 346.6 346.0 349.4 349.9 396.5 418.0 395.7 399.3 6.4
Pemex Premium 0.43 1.1 9.7 11.2 17.9 17.3 21.8 37.6 43.8 38.2 35.0 55.3
1 Comprende gasolinas de líquidos más trasferencias de Cangrejera
2 Incluye gasolvente, gasnafta y gasolina incolora, no incluye gasavión.
Fuente: IMP, con base en información de Pemex y Sener.
Salina Cruz
Tula
Minatitlán
Salamanca
Cadereyta
Madero
1996
Total: 415.9
37.4
46.5
63.8
60.9
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 22
Producción de gasolinas por centro de trabajo, 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
100.0
107.3
Salina Cruz
Tula
Minatitlán
Salamanca
Cadereyta
Madero
2006
Total: 442.4
42.0
60.9
66.3
81.9
96.9
94.4
93

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
41.8
3.4
38.4
80.0
4.8
75.2
32.8
3.3
29.4
53.2
45.9
63.5
56.7
La mayor aportación a la oferta interna de este
petrolifero proviene de la refinería de Salina Cruz,
que en 2006 respresentó 29.2% de la producción total
(véase gráfica 24). Cabe mencionar que mientras la
producción de combustóleo se redujo en 20.4 mbd
en este centro de trabajo entre 2001 y 2006, la elaboración
de gasolinas y diesel se incrementó en 7.1 mbd pese
a la contracción de crudo procesado en este centro
en dichos años.
7.2
83.7
20.1
79.6
22.9
57
8.9
39.2
13.3
44.5
44.6 43.4
7.3
1.2
1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006 1996 2006
Cadereyta Madero Tula Salamanca Minatitlán Salina Cruz
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 23
Producción de destilados intermedios, 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
48.1
Diesel Turbosina
57.8
37.3
42.2
80.4
18.7
61.8
79.0
15.3
63.7
La producción de petrolíferos estuvo supeditada a la
disponibilidad real de los equipos, así como a la estabilización
y optimización de los procesos, mantenimientos no
programados y desempeño operativo, lo que influyó
en gran medida en los rendimientos obtenidos.
94

55.2 49.8
19.6 24.6
3.4 Inversiones en el SNR
103.8
77.5
En 2006 la inversión realizada por Pemex Refinación,
en proyectos estratégicos, fue de 13,170.5 millones
de pesos (mmp), de los cuales 33.1% correspondió
a inversión programada, 59.4% financiada y 7.5%
a otras inversiones.
De este total de recursos, 67.5% se destinó al
proyecto de reconfiguración de Minatitlán, 26.0% a la
conclusión de diversos trabajos en las refinerías restantes,
2.9% al combate del mercado ilícito y 3.6% al mejoramiento
del pool de gasolinas 1 e incremento de la calidad
de combustibles. La proporción financiada se destinó
en su totalidad al proyecto de reconfiguración
de la refinería de Minatitlán (véase cuadro 7).
1 Las gasolinas primaria, catalítica y reformada son los principales
componentes de la mezcla (denominada en ingles “pool”) de hidrocarburos
que constituyen la gasolina.
42.6
5
42.0
61.8 66.6
109.7
95.0
422.9
Cadereyta Madero Tula Salamanca Minatitlán* Salina Cruz SNR
* Incluye transferencias del despuntado de La Cangrejera a combustóleo.
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 24
Producción nacional de combustóleo por refinería, 1996 y 2006
(miles de barriles diarios)
1996 2006
325.2
Secretaría de Energía
Estas inversiones permitieron concluir diversos
proyectos y continuar con el desarrollo de otros.
Destacan la puesta en operación de una planta
isomerizadora de pentanos-hexanos en la refinería
de Madero, la conclusión de una planta recuperadora
y purificadora de hidrógeno, con una capacidad instalada
de 490 millones de pies cúbicos en Minatitlán, así como
el desarrollo de cinco paquetes de ingeniería, procura
y construcción (IPC) que forman parte del proyecto
de reconfiguración de este último centro de trabajo.
La inversión destinada a la refinería de Minatitlán
tiene como propósito incrementar la capacidad nominal
de procesamiento de crudo, mejorar la calidad de los
combustibles, reducir la producción de combustóleo
y posicionar a este centro de trabajo en un plano más
competitivo, eficiente y rentable utilizando un mayor
volumen de crudo maya.
95

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
Cuadro 7
Inversión directa devengada en proyectos estratégicos, 2006
(millones de pesos)
Inversión Minatitlán Cadereyta Madero Salamanca Tula Salina Cruz
59
Combate
mercado ilícito
Calidad
de combustibles
Mejoramiento
Pool de Gasolinas
Total requerido , 3.5 1,969.4 7 5.4 413.1 240.1 12. 3 .5 255.2 222.6
Inversión
programada
Inversión
financiada*
526.6 1,935.9 780.8 367.7 240.1 6.4 250.8 137.8 116.0
7,826.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
Otras inversiones 530.3 33.5 4.6 45.4 0 6.4 137.7 117.4 106.6
* Incluye 3,107 millones de intereses a una paridad de 10.881 pesos por dólar.
Fuente: IMP, con información de Pemex Refinación
Para dar cumplimiento a la Norma Oficial Mexicana,
en materia de especificaciones de los combustibles 2 , Pemex
Refinación inició, en 2006, el proyecto denominado
“Calidad de Combustibles” para lo cual se realizaron
inversiones por un monto de 255.2 mmp.
Por otra parte, el combate al mercado ilícito
contempla la adquisición de equipos e instrumentos
con tecnología de punta que reduzcan los impactos
negativos de esta actividad por lo que, en 2006, se destinó
2.9% de la inversión total a este concepto (véase cuadro 7).
Asimismo se realizaron diversas acciones (mediciones en
línea, supervisión aérea, rastreo de autotanques, así como
disuadir la venta de productos adulterados) tendientes
a reducir las extracciones ilegales de combustibles.
3.5 Demanda nacional de petrolíferos, 1996-2006
3.5.1 Sector transporte
Transporte terrestre
Estructura y estadística actual del parque vehicular
En México existen dos fuentes básicas de información
sobre el parque vehicular. Una es la que el Instituto
Nacional de Estadística Geografía e informática (INEGI)
2 NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005.
proporcionaba en el Sistema Municipal de Base de Datos
(SIMBAD) y que, actualmente, se encuentra actualizada
en el Banco de Información Económica (BIE) del mismo
INEGI. En estas bases se puede consultar el parque desde
1991, clasificado en automóviles y camiones de carga
para uso particular y público. Sin embargo, el parque
está agregado en cada año, haciendo imposible distinguir
el modelo y el tipo de vehículo.
Los datos sobre el parque vehicular en México
se elaboran con información proporcionada por los
diferentes estados, las ventas reportadas por las
asociaciones de armadoras en México y, en algunos casos,
con modelos estadísticos y matemáticos. Por lo cual,
pueden existir apreciaciones diferentes sobre el tamaño
y estructura del parque de acuerdo a la fuente que lo
estime. Sin embargo, los datos sólo serían confirmados
con la elaboración de un censo vehicular que aún no es
llevado a cabo en México.
En la actual edición de la Prospectiva del mercado
de petrolíferos se emplea una base del parque vehicular
con gran detalle que permite la aplicación de modelos
de bottom up 3 . Esta metodología requiere una gran
cantidad de información y detalle sobre el parque
vehicular. Por esta razón, fue necesario cambiar de fuente
3 Principio metodológico que asume el diseño de modelos por niveles,
creando subsistemas vinculados que se articulan por principios técnicos
para crear un sistema general.
96

de información y, consecuentemente, el lector no sólo
encontrará diferencias metodológicas en otras ediciones,
sino diferencias en los datos del parque vehicular.
Con la información detallada es factible conocer cual
es la participación de los vehículos compactos en el
parque total, la edad promedio (que en 2006 es de
9.33 años) y la estratificación del parque por edades
(véase cuadro 8).
Una de las limitaciones de esta nueva fuente
de información es el periodo histórico al que se refiere
(2002-2006). No obstante, dado que la metodología
empleada se fundamenta en procesos de optimización
para la distribución futura del parque, la limitación
en el periodo de estudio no es tal como lo sería en el uso
de métodos estadísticos de proyección.
Evolución de las ventas vehiculares
Durante el periodo 1996-2006 las ventas internas
de automóviles nuevos 4 mostraron una tmca de 11.7%,
mientras que la venta de camiones fue de 13.6%.
En el caso de los automóviles, en los dos últimos años
se ha registrado una disminución atribuida, principalmente,
Cuadro 8
Estructura del parque vehicular, 2002-2006
(millones de vehículos)
60
Secretaría de Energía
a una menor demanda de vehículos subcompactos y
compactos, como consecuencia de la adopción de nuevas
estrategias por parte de algunas empresas automotrices
que limitaron la importación de este tipo de unidades
en el país. Otro aspecto que influyó en la contracción
de la demanda fue una mayor preferencia de los
consumidores hacia la obtención de créditos a la vivienda 5
sobre otro tipo de créditos, incluyendo aquellos para
adquisición de vehículos automotores. Por otra parte,
los automóviles de lujo y deportivos incrementaron
de manera moderada su demanda (véase gráfica 25).
En el caso de los camiones 6 , las ventas registradas
en los últimos tres años se han incrementado
en 195.4 miles de unidades, siendo los de mayor demanda
los del tipo ligero 7 . En los camiones pesados con motor
a diesel se observó una tmca de 18.6% al pasar, de 8.4 miles
de unidades en 1996, a 46.5 miles de unidades vendidas
durante 2006. En este ultimo año la participación de las
ventas de vehículos a diesel respecto al total de camiones
fue de 9.3%, magnitud superior, en 1.9%, respecto
a 2005.
Categoría 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 14. 16.0 17.0 1 .0 19.4 7.1
Compacto 3.6 3.9 4.1 4.4 4.7 7.2
Subcompacto 3.8 4.1 4.4 4.4 4.7 5.5
Lujo y deportivo 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 7.0
Ligero 5.7 6.2 6.6 7.1 7.9 8.2
Pesado 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 4.6
Fuente: Estimación del IMP, con base en empresas privadas.
4 Compactos, subcompactos, de lujo y deportivos.
5 Fuente : AMIA. “Evolución de la industria automotriz en 2006“.
6 Carga, pasaje, segmento de la construcción, tractocamiones quinta rueda,
uso múltiple, clase 1, clase 2, clase 3.
7 Comprende a los de clase 1, 2, 3 y los de uso múltiple.
97

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
337.8
140.0
197.8
496.6
199.1
297.5
663.1
235.2
697.9
241.3
427.9 456.7
873.9
279.0
594.9
971.4
304.4
666.9 711.4 691.8
61
999.6
998.9
288.2 307.1
1,119.7
378.0 448.3
741.7
1,162.3
714.0
1,099.6
502.5
597.1
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: IMP, con base en información de AMIA, AMDA, ANPACT, INEGI.
La oferta de los automotores a diesel representan
una alternativa respecto al uso de los motores a gasolina.
La potencia y la capacidad de carga de los vehículos
que emplean este combustible permiten mayores escalas
en el transporte de carga y pasajeros a un menor costo;
aunado a esto, el mayor contenido energético del diesel,
respecto a la gasolina, hace que los motores a diesel
brinden un mayor kilometraje y menores emisiones.
Cabe mencionar que la tecnología de los nuevos
camiones y autobuses a diesel permiten tener un control
más estricto de las partículas metálicas (PM), NOx
e hidrocarburos no metánicos (NMHC). Actualmente,
ya se dispone de unidades con sistema de autodiagnóstico.
En México la demanda de los vehículos a diesel,
respecto a los de gasolina, resulta ser baja comparada
con otros países; cabe citar el caso de Europa, donde la
flota vehicular a diesel prácticamente se ha duplicado
en los últimos 10 años.
Gráfica 25
Evolución de las ventas vehiculares, 1996-2006
(miles de unidades)
Automóviles Camiones
Por otra parte, la elevada venta de vehículos a gasolina
implica a la vez una creciente demanda energética hacia
gasolinas ecológicas, derivada de las nuevas tecnologías
incorporadas en vehículos de modelos recientes.
Normas ambientales y su impacto en la calidad
de combustibles
En enero de 2006 se publicó la Norma Oficial
Mexicana, “Especificaciones de los combustibles fósiles
para la protección ambiental” 8 , la cual entró en vigencia
en abril del mismo año. Dicha norma considera cambios
significativos en la calidad de los combustibles y que
no eran considerados en la norma de 1994, tales como
la eliminación de aspectos relativos a la gasolina Nova
e incluir nuevas especificaciones para la Premium,
así como presentar cuadros mas simplificados aplicables
a todos los combustibles.
8 NOM-086-SEMARNAT-SENER-SCFI-2005.
98

Esta nueva norma establece las especificaciones,
en materia de protección ambiental, que deben cumplir
los combustibles fósiles líquidos y gaseosos 9 que se
comercializan en el país. En el caso de la gasolina
Premium, los parámetros de azufre establecidos para todo
el país (octubre de 2006) son de 30/80 ppm de contenido
de azufre 10 .
Para la gasolina Magna, las concentraciones
establecidas por la norma fueron 300/500 ppm
en la ZMVM, ZMG y ZMM 11 y 1000 ppm, como máximo,
en el resto de la República. Sin embargo, la norma estipula
que esta gasolina tendrá un máximo de 30 ppm de azufre
en las ZMVM, ZMG y ZMM a partir de octubre de 2008
y para el resto del país en enero de 2009.
La elaboración de gasolina de bajo contenido de
azufre, así como la reducción del contenido de olefinas
y la disminución de la presión de vapor ha permitido
la introducción del uso de convertidores catalíticos
en automóviles, reduciendo con ello las emisiones
de contaminantes y mejorando la calidad del aire.
No obstante, la cantidad de vehículos con convertidor
catalítico de tres vías también se refleja en la calidad
del aire, por lo que la ausencia de este dispositivo
en determinado número de unidades no refleja los
beneficios del combustible de Ultra Bajo Azufre (UBA).
En el caso del Pemex Diesel, la concentración
máxima de azufre pasó de 500 ppm a 15 ppm a partir
de enero de 2007 en la zona fronteriza. En las zonas
metropolitanas será a partir de enero de 2009 y para
el resto del país se encuentra programado a partir de
septiembre del mismo año.
9 En el caso del gas natural, éste se encuentra regulado por la
Comisión Reguladora de Energía, mediante la Norma Oficial Mexicana
NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural, la cual incluye las especificaciones
en materia de protección ambiental.
10 Las concentraciones citadas en este apartado se refieren, de acuerdo a la
norma, a valores promedio y concentración máxima, respectivamente.
11 ZMVM (Zona Metropolitana del Valle de México), ZMG (Zona Metropolitana
de Guadalajara), ZMM (Zona Metropolitana de Monterrey).
62
Secretaría de Energía
Para cumplir con estas políticas ambientales de
contenido de azufre, Pemex Refinación llevó a cabo
diversas acciones orientadas a incrementar la calidad
de los combustibles, por lo que en octubre de 2006
se introdujo en el país, de manera paulatina, la
distribución de la gasolina Premium de ultra bajo azufre
con una concentración de 30 ppm 12 . En el caso de la
gasolina Magna, su comercialización actual considera una
concentración de 500 ppm en las zonas metropolitanas
y 1,000 ppm en el resto del país.
Sistema de comercialización de combustibles
El sistema de comercialización de combustibles
automotrices abarca una infraestructura de distribución
compuesta por 77 terminales de almacenamiento y
distribución a lo largo del territorio nacional. En ellas
se programa el volumen a transportar de acuerdo con
la demanda en la zona de influencia. Por medio de la
flota marina y del transporte terrestre se abastece,
aproximadamente, a 7,554 estaciones de servicio,
las cuales surten directamente al parque vehicular.
El crecimiento promedio del número de estaciones
que expenden gasolina, para el periodo 1996-2006,
es de 7.1%, mientras que para el diesel es de 6.4%.
Al mismo tiempo, el crecimiento de la demanda
de gasolina y diesel en el autotransporte fue de 4.1%
y 3.4%, respectivamente. En consecuencia, las ventas
por estación de servicio disminuyeron en promedio 2.8%
y 2.4% en los casos de gasolina y diesel.
12 Anterior a la vigencia normativa, esta gasolina se expedía con un contenido
de azufre de 250 ppm.
99

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
La relación entre el volumen demandado y las estaciones
de servicio muestra que la caída del combustible promedio
vendido por estación de servicio se debe, principalmente,
al mayor crecimiento de las estaciones de servicio
en relación al crecimiento del consumo de combustibles
(véase gráfica 26).
En el caso de la relación parque vehicular y estaciones
de servicio, se proporciona un análisis del 2002 al 2006,
debido a que la información utilizada sobre el parque
vehicular por combustible se encuentra disponible
para los mismos años. Las gráficas 27 y 28 muestran
el comportamiento para cinco años de los vehículos
a gasolina y diesel por estación de servicio.
La demanda nacional de gasolinas del sector transporte
en 2006, fue de 718.3 mbd, que representa 59.7%
de la demanda total de combustibles en dicho sector
0.14
0.12
0.10
0.08
0.06
0.04
0.02
0.00
Fuente: IMP, con base en Pemex, Sener y empresas privadas.
Gráfica 26
Ventas promedio por estación de servicio
(miles de barriles diarios)
63
para el mismo año. El dinamismo de la demanda regional
se explica, básicamente, por el incremento del parque
vehicular a gasolina de 17.0 a 18.3 millones de vehículos
para 2005 y 2006. Las regiones que presentaron la mayor
participación en la demanda de gasolinas fueron la
región Centro con 29.3%, seguida de la Centro-Occidente
con 23.1% (véase cuadro 9).
En 2006 la demanda de diesel en el sector transporte
se incrementó 8.5% respecto a 2005, para ubicarse
en 312.7 mbd. Este incremento se asocia al aumento
de 4.6% 13 en el parque vehicular a diesel para un
total de 766,541 unidades en 2006. En este sentido,
el autotransporte consumió 91.2% de la demanda
total de este sector, mientras que el marítimo y
ferroviario representaron 4.7% y 4.1%, respectivamente.
A nivel regional, la Centro-Occidente sigue siendo la más
importante (véase cuadro 10).
Gasolina Diesel
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
13 Melgar de México.
100

2,520
2,500
2,480
2,460
2,440
2,420
2,400
2,380
2,360
2,340
2,320
2,300
Fuente: IMP, con base en Pemex, Sener y empresas privadas.
170
168
166
164
162
160
158
156
154
Fuente: IMP, con base en Pemex, Sener y empresas privadas.
Gráfica 27
Vehículos a gasolina por estación de servicio
(unidades)
2002 2003 2004 2005 2006
Gráfica 28
Vehículos a diesel por estación de servicio
(unidades)
2002 2003 2004 2005 2006
64
Secretaría de Energía
101

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
Cuadro 9
Demanda regional de gasolinas en el sector transporte, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 4 0.6 497. 511.7 511.0 531.4 550.6 565.3 600.5 636.1 671.5 71 .3 4.1
Noroeste 61.8 63.8 65.2 64.6 66.8 68.7 67.3 72.8 78.9 85.6 92.2 4.1
Noreste 88.3 92.3 96.0 93.5 98.2 101.9 103.8 115.4 121.8 129.0 139.4 4.7
Centro-Occidente 104.9 108.7 111.9 113.6 119.0 125.1 130.9 137.8 147.1 155.3 165.8 4.7
Centro 160.0 164.3 168.8 170.4 175.0 179.2 183.3 188.4 194.3 200.6 210.4 2.8
Sur-Sureste 65.6 68.7 69.7 69.0 72.4 75.7 79.9 86.1 94.0 101.0 110.5 5.3
Fuente: IMP, con información de CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.
Cuadro 10
Demanda regional de diesel en el sector transporte, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 21 .9 232.3 243.3 244.9 249.6 244.6 241.6 254. 269.0 2 .1 312.7 3.6
Noroeste 35.0 35.6 37.4 36.4 35.4 34.8 33.9 35.2 37.9 41.3 44.6 2.4
Noreste 48.1 52.4 55.2 53.7 54.4 51.1 50.1 55.2 59.4 65.1 73.5 4.3
Centro-
Occidente
55.2 59.3 61.3 63.6 65.7 64.2 63.5 65.3 67.9 72.3 76.7 3.3
Centro 43.1 45.7 48.0 49.1 49.9 50.6 52.2 54.4 57.0 59.7 63.4 3.9
Sur-Sureste 37.5 39.3 41.5 42.1 44.2 43.9 42.0 44.7 46.8 49.7 54.5 3.8
Fuente: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, Pemex y Sener.
Transporte aéreo
Las operaciones de las líneas aéreas con rutas
e itinerarios establecidos han crecido a un ritmo promedio
anual de 2.7% de 1996 a 2006, mientras que los taxis
aéreos lo han hecho en 1.7%. Durante 2006, las operaciones
comerciales regulares representaron 62.7% del total
de operaciones por tipo, seguidas de la aviación general
con 19.8%; comercial no regular 13.2%; carga 2.4% y charter
1.8%. Esta última ha disminuido considerablemente desde
2000, ya que a partir de dicha fecha han aumentado
las rutas concesionadas y disminuido las operaciones
esporádicas (véase cuadro 11).
65
Durante 2006 se transportaron 75.3 millones de
pasajeros, 63.1% de los cuales se realizaron en operaciones
nacionales y 36.9% en internacionales. Asimismo, 93.5%
de los pasajeros transportados emplearon líneas aéreas con
rutas e itinerarios establecidos y además se transportaron
1,828.9 miles de toneladas de carga-correo-equipaje.
El aumento en el movimiento de pasajeros, se debe a la
operación de nuevas rutas y el establecimiento de nuevas
aerolíneas (véase cuadro 12).
102

Cuadro 11
Operaciones por tipo de aviación, 1996-2006
(miles de operaciones)
66
Secretaría de Energía
Tipo 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 1,346.4 1,3 0.3 1,420.0 1,460.7 1,470.9 1,465.7 1,457.0 1,45 . 1,526.2 1,569.2 1,696.6 0.1
Comercial regular 1 814.4 846.4 892.2 914.8 934.0 946.2 933.2 922.1 961.7 975.6 1,064.5 0.1
Charter 2 54.7 51.4 59.7 62.5 75.8 36.9 32.1 34.7 33.8 31.4 30.7 -0.2
Comercial no regular 3 189.9 189.8 181.3 183.4 160.8 161.4 169.0 181.2 204.8 215.2 224.5 0.0
Aviación general 4 287.4 292.8 286.8 300.1 300.3 302.1 303.8 302.6 301.3 310.8 336.0 0.0
Carga n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 19.0 18.8 18.3 24.7 36.1 40.9 n.a.
1 Se refiere a aeronaves en líneas aéreas con rutas e itinerarios establecidos.
2 Se refiere a aeronaves comerciales con rutas no concesionadas y/o fuera de itinerario, que operan esporádicamente.
3 Se refiere a taxis aéreos.
4 Se refiere a aeronaves privadas, oficiales, militares y aviación general con matrícula extranjera.
n.d.: no disponible.
n.a.: no aplica.
Fuente: IMP, con base en ASA.
Cuadro 12
Pasajeros transportados por tipo de aviación, 1996-2006
(millones de pasajeros)
Tipo 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 45.7 50.0 54.4 5 .3 59.4 59.2 57.5 61.4 66.4 69.4 75.3 5.1
Comercial regular 1 40.9 44.9 49.0 52.4 53.0 53.5 52.6 55.9 60.9 64.4 70.4 5.6
Charter 2 4.2 4.4 4.7 5.4 5.9 4.8 4.0 4.5 4.4 3.9 3.7 -1.4
Comercial no regular 3 0.6 0.7 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.7 1.7
Aviación general 4 n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 n.a.
1 Se refiere a aeronaves en líneas aéreas con rutas e itinerarios establecidos.
2 Se refiere a aeronaves comerciales con rutas no concesionadas y/o fuera de itinerario, que operan esporádicamente.
3 Se refiere a taxis aéreos.
4 Se refiere a aeronaves privadas, oficiales, militares y aviación general con matrícula extranjera.
n.d.: no disponible.
n.a.: no aplica.
Fuente: IMP, con base en ASA.
Los aeropuertos que presentaron el mayor movimiento
de pasajeros durante 2006 fueron:
Aeropuerto
Cuadro 13
Principales aeropuertos de México
Número de pasajeros
(millones)
Número de operaciones
Ciudad de México 24.6 355,593
Cancún 9.7 97,228
Guadalajara 6.4 138,203
Monterrey 5.3 101,736
Tijuana 3.8 51,832
Fuente: IMP, con información de ASA.
103

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
En la actualidad se tienen 7,216 aeronaves
matriculadas 14 de las cuales 5,403 son de servicio privado,
1,489 comerciales (incluye aerolíneas y aerotaxis)
y 324 oficiales (al servicio del Estado); lo que significa
un incremento de 72 aeronaves para servicio privado,
83 de servicio comercial y una reducción de 111 de
servicio oficial, en comparación con las registradas en
2005. Asimismo, se tienen registrados 1,259 aeródromos 15
y 85 aeropuertos 16 (26 nacionales y 59 internacionales).
Cabe señalar que el precio de venta al público de
la turbosina aumentó 0.5 centavos por litro en 2006,
respecto al precio de 2005, para ubicarse en 6.3 $/lt 17 ,
lo que se traduce en un incremento de 8.4%, inducido
por el alza en el precio del petróleo, lo cual ha impactado
el gasto operativo de las líneas aéreas. Aún así,
la demanda de turbosina creció 3.0% en promedio anual.
Las regiones más dinámicas fueron la Centro, Sur-Sureste
y Centro-Occidente, como resultado de la ampliación
y descentralización de aeropuertos y el acondicionamiento
de aeropuertos alternos.
14 Aeronaves inscritas en el Registro Aeronáutico Mexicano, no incluye
aeronaves con matricula extranjera (arrendadas).
15 Área definida de tierra o agua adecuada para el despegue, aterrizaje,
acuatizaje o movimiento de aeronaves, con instalaciones o servicios mínimos
para garantizar la seguridad de su operación.
16 Aeropuerto: Aeródromo civil de servicio público que cuenta con las
instalaciones y servicios adecuados para la recepción y despacho de
aeronaves.
17 Indicadores Petroleros, Pemex.
Cuadro 14
Demanda nacional de turbosina 1 por región, 1996- 2006
(miles de barriles diarios)
Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 45. 47. 53.0 55. 56.0 55.7 53.7 54.7 5 .1 59.2 61.7 3.0
Noroeste 6.3 6.6 6.9 7.5 7.4 7.6 7.4 7.3 7.3 7.6 7.6 1.9
Noreste 3.8 4.0 4.1 4.0 3.8 4.3 4.0 5.1 4.8 4.7 5.0 2.8
Centro-Occidente 8.7 9.5 10.5 11.3 11.6 11.4 10.7 10.3 11.2 12.3 13.1 4.1
Centro 17.2 17.4 21.2 21.3 21.2 20.7 20.8 19.8 21.2 21.6 22.5 2.7
Sur-Sureste 9.7 10.2 10.2 11.7 12.0 11.7 10.8 12.2 13.6 13.1 13.5 3.4
1 Incluye gasavión.
Fuente: IMP, con información de ASA y Pemex.
67
Otras modalidades del transporte
El transporte marítimo permite trasladar un volumen
más grande de mercancías, a mayores distancias, que
cualquier otro medio de transporte. Actualmente, México
tiene conexión con 476 destinos en el mundo y se vincula
comercialmente con 139 países 18 .
De hecho, el intercambio comercial internacional
se realiza principalmente por este medio. En el litoral
del Pacífico, los puertos que manejan mayor volumen son:
Lázaro Cárdenas, Michoacán; Manzanillo, Colima y Salina
Cruz, Oaxaca. En el Golfo, los puertos más activos son:
Cayo Arcas, Campeche; Pajaritos, Veracruz y Dos Bocas,
Tabasco.
18 Secretaría de Comunicaciones y Transportes.
104

En lo que se refiere al turismo, los puertos que reciben
pasajeros en cruceros en forma más activa, son el de Isla
Cozumel y el de Majahual, ambos localizados en el estado
de Quintana Roo. Asimismo, los transbordadores que dan
servicio entre puertos del país son: Cozumel, destino
al que arriba el mayor número de personas en este
tipo de embarcación, seguido por Isla Mujeres y Playa
del Carmen, todos en Quintana Roo.
En este sentido, las operaciones marítimas determinan
las demandas de diesel para las actividades comerciales,
turísticas y pesqueras. Así, el consumo de este combustible
ha mantenido un crecimiento promedio anual de 2.8%
en el periodo de 1996 a 2006, a pesar de que desde 2001
ha bajado esta demanda en forma sustantiva.
Esta tendencia se explica por la actividad económica
del país, fusiones de las empresas marítimas,
redistribución de las rutas, abatimiento de costos
de operación, consolidación de cargas, globalización
en los servicios y la disminución de tráficos marítimos
a nivel internacional.
El transporte ferroviario consumió un volumen
en el orden de 12.7 mbd superando, por primera vez,
los 11.9 de 1997. El crecimiento de los últimos 10 años
fue de 0.9% en promedio; en 2006 la demanda creció
7.6%. Siete compañías ofrecen el servicio, principalmente,
de transporte de carga.
Consumo regional de petrolíferos en el transporte
Durante 2006 la región Centro fue la principal región
consumidora de gasolinas y turbosina, asociado al número
6
Secretaría de Energía
de automóviles en esta región y a que en ella se localiza
el aeropuerto con la mayor actividad en territorio nacional.
La Centro-Occidente es la principal región consumidora
de diesel y de combustóleo, debido a la importante
actividad empresarial en la zona y a que en esta región
se posee el consumo más elevado de combustóleo
para generación de electricidad (véase gráfica 29).
3.5.2 Sector eléctrico
Sector eléctrico público
El sector eléctrico público incluye CFE, LyFC
y productores independientes de energía que, en conjunto,
generan la electricidad del servicio público del sistema
eléctrico nacional. La demanda de combustibles fósiles
en este sector, expresada en mbdpce, creció en promedio
3.7% en el periodo 1996-2006, con una disminución
de 1.0% en 2006.
La demanda de combustóleo de CFE se redujo
67.2 mbdpce en 2006, mientras que el gas natural aumentó
15.5 en las mismas unidades. Esta sustitución obedece,
principalmente, a tres factores: precios, eficiencias
y capacidad disponible. El precio relativo de combustóleo
respecto a gas natural fue históricamente alto en 2006.
Este factor se reforzó por la mayor eficiencia de centrales
de ciclo combinado a gas natural y por la holgura en la
capacidad generadora disponible de estas centrales.
Como consecuencia, las centrales a combustóleo entraron
menos horas en el despacho del servicio de generación
y demandaron menores volúmenes de combustible
(véase cuadro 16).
Cuadro 15
Demanda de diesel en diferentes modalidades del transporte, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 21 .9 232.3 243.3 244.9 249.6 244.6 241.6 254. 269.0 2 .1 312.7 3.6
Autotransporte 196.0 207.9 214.8 214.5 217.8 216.2 217.3 230.0 243.9 261.6 285.2 3.8
Transporte ferroviario 11.7 11.9 11.0 10.4 10.9 10.2 10.6 10.7 11.5 11.8 12.7 0.9
Transporte marítimo 11.3 12.6 17.5 20.0 21.0 18.2 13.6 14.1 13.5 14.7 14.8 2.8
Fuente: IMP, con base en información de Pemex y Sener.
105

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
Centro
29.3%
Sur-Sureste
21.9%
Sur-Sureste
15.4%
Centro
36.4%
Gasolinas Diesel
Noroeste
12.8%
Noreste
19.4%
Centro-Occidente
23.1%
Turbosina Combustóleo
Noroeste
12.3%
Noreste
8.1%
Fuente: IMP, con información de ASA, Pemex y Sener.
Gráfica 29
Participación de petrolíferos seleccionados del sector transporte
en la demanda interna por región, 2006
Centro-Occidente
21.2%
Sólo en algunas plantas se incrementó la demanda
de combustóleo en 2006: San Carlos (BCS), Salamanca
(Gto.), Guaymas I y II (Son.) y, marginalmente, Salina
Cruz (Oax.). Las plantas que más redujeron su demanda
fueron: Manzanillo I y II (Col.), Túxpam (Ver.), Altamira
(Tamps.) y Tula (Hgo.).
Sector eléctrico privado
La demanda de combustibles en el sector
autogeneración, que incluye las modalidades de
autoabastecimiento, cogeneración y usos propios
69
Centro
20.3%
Sur-Sureste
31.9%
Centro
0.0%
Sur-Sureste
17.4%
Centro-Occidente
24.5%
Noroeste
4.0%
Noroeste
14.3%
Centro-Occidente
48.1%
Noreste
16.0%
Noreste
23.5%
continuos, creció a una tasa de 6.9% en los últimos
10 años. Al igual que en el sector público, la participación
de combustóleo ha disminuido y la de coque de petróleo,
gas natural y diesel ha incrementado. Sin embargo,
la expansión importante de este sector, en 2003 y 2004,
se detuvo. En aquellos años entraron en operación
cuatro grandes plantas, dos a gas y dos a coque de
petróleo, mientras que en los años posteriores sólo se
incorporaron pequeños equipos a diesel y a gas natural
(véase cuadro 17).
106

Cuadro 16
Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico público, 1996-2006
(miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
70
Secretaría de Energía
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Total 4 9.0 544.5 606.6 604.2 666.1 700.2 707.3 713.4 6 2.5 713.4 706.4 3.7
Comisión Federal
de Electricidad
Luz y Fuerza
del Centro
Producción independiente
de Energía
484.7 540.3 600.0 597.4 655.5 678.0 627.5 599.0 522.5 549.8 497.3 0.3
4.3 4.2 6.6 6.8 5.9 6.6 6.0 5.7 4.9 5.0 5.2 1.9
- - - - 4.7 15.6 73.8 108.7 155.0 158.6 203.9 n.a.
Carbón 77.5 76.6 0. 1.9 2.5 9 .6 105.3 120.0 99.2 129.0 127.1 5.1
Comisión Federal
de Electricidad
77.5 76.6 80.8 81.9 82.5 98.6 105.3 120.0 99.2 129.0 127.1 5.1
Combustóleo 323.5 36 .7 407.2 393.7 420.1 407.3 357.2 302.6 276.4 2 .5 221.3 -3.7
Comisión Federal
de Electricidad
323.5 368.7 407.2 393.7 420.1 407.3 357.2 302.6 276.4 288.5 221.3 -3.7
Diesel 4.2 5.9 .6 7. 11.3 .3 6. 16.3 6.7 6.0 6.9 4.9
Comisión Federal
de Electricidad
Luz y Fuerza
del Centro
Producción independiente
de Energía
4.2 5.9 8.6 7.8 11.2 8.1 6.3 15.5 6.5 5.7 6.8 4.9
0.0 - - - - - - - - - - n.a.
- - - - 0.1 0.2 0.5 0.8 0.2 0.3 0.0 n.a.
Gas natural 3. 93.4 110.0 120. 152.2 1 6.2 23 .0 274.4 300.2 2 9.9 351.1 15.4
Comisión Federal
de Electricidad
Luz y Fuerza
del Centro
Producción independiente
de Energía
79.5 89.2 103.4 113.9 141.8 164.1 158.7 160.9 140.5 126.6 142.1 6.0
4.3 4.2 6.6 6.8 5.9 6.6 6.0 5.7 4.9 5.0 5.2 1.9
- - - - 4.5 15.4 73.3 107.9 154.8 158.4 203.9 n.a.
n.a.: no aplica.
Fuente: IMP, con base en CFE, Pemex y empresas privadas.
Cuadro 17
Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 1996-2006
(miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Sector Producto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca
Autogeneración
de electricidad
Exportación
de electricidad
Total 29.9 35.6 36.5 3 .4 40.4 30.3 33.7 49.9 63.4 62.9 5 .2 6.9
Combustóleo 11.6 15.3 16.0 17.8 20.2 15.9 11.7 11.4 13.2 11.8 9.6 -1.9
Coque de
petróleo
- - - - - - - 3.6 12.0 12.9 14.8 n.a.
Diesel 0.3 0.4 0.4 0.6 0.4 0.6 0.9 1.7 0.4 0.9 1.0 12.8
Gas natural 18.0 19.9 20.0 20.1 19.8 13.8 21.0 33.2 37.7 37.4 32.8 6.2
Gas natural - - - - - - - 9.0 15.4 20.2 23.4 n.a.
n.a.: no aplica.
Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, Pemex y empresas privadas.
107

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
La generación de electricidad para exportación
en Baja California se ha afianzado en tres plantas en
la frontera con los Estados Unidos, con una demanda
de gas natural de importación que llegó, en 2006,
a 23.4 mbdpce.
3.5.3 Sector industrial
Evolución de la intensidad en el uso de combustibles
en el sector industrial
La intensidad en el uso de combustibles en el sector
industrial, mide la energía consumida 19 por cada unidad
monetaria producida. Aparentemente, el crecimiento
económico impone un consumo mayor de combustibles;
160
140
120
100
80
60
40
20
0
71
no obstante, deben considerarse los cambios tecnológicos
que hacen más eficiente al sector industrial y los cambios
en la estructura de la industria, disminuyendo con ello
la intensidad energética, 2.5% en promedio, en los últimos
10 años (véase gráfica 30).
En términos regionales se observa un cambio
importante en la región Noreste. A pesar de tener
uno de los crecimientos económicos más altos (4.3%),
su intensidad energética ha disminuido a un ritmo anual
de 5.4% en el periodo de estudio. Por otro lado, la región
Sur-Sureste muestra un crecimiento económico de 2.5%
con una tasa de decrecimiento en la intensidad energética
de 3.8% (véase gráfica 31).
Gráfica 30
Intensidad en el uso de combustibles en el sector industrial y crecimiento del PIB manufacturero,
1996-2006
(Índices)
Intensidad en el uso de combustibles
PIB manufacturero
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.
19 Se consideran combustóleo, coque de petróleo, diesel, gas LP
y gas natural.
108

1.20
1.00
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
Consumo de combustibles
Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste
Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.
La sustitución entre combustibles tiene varias
explicaciones que responden a las necesidades
competitivas en la industria, siendo los cambios
tecnológicos y restricciones ambientales los principales
motores que la impulsan.
El crecimiento económico está condicionado
por la combinación adecuada de insumos que maximicen
el beneficio económico. Por esta razón, el análisis
insumo–crecimiento se vuelve un estudio necesario
para entender las estrategias de desarrollo industrial
que los diferentes estados eligen.
Gráfica 31
Intensidad energética regional 1996 y 2006
(Gigacalorías por mil pesos de producto a precios de 1993)
1996 2006
72
Secretaría de Energía
La estructura porcentual del consumo de combustibles
en el sector industrial presenta cambios importantes.
La demanda de combustóleo en 1996 representaba
37.4% de los combustibles usados en el sector. En 2006,
su participación fue de 16.4% del total de combustibles
considerados (véase gráfica 32).
Por otro lado, el consumo de coque de petróleo
presenta un caso opuesto al anterior. En 1996 la demanda
de coque de petróleo representó 1.8% de la demanda
de combustibles, mientras que en 2006 su participación
llegó a 16.4% del total.
Las regiones Noreste y Centro-Occidente presentan
uno de los crecimientos económicos más altos;
sin embargo, muestran uno de los consumos más bajos
de combustibles fósiles (véase gráfica 34).
109

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Coque de petróleo Combustóleo Diesel Gas natural Gas LP
Fuente: IMP con base en CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.
50%
45%
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Fuente: IMP con base en INEGI.
Gráfica 32
Distribución de los combustibles en el sector industrial, 1996 y 2006
(porcentaje)
1996 2006
Gráfica 33
Participación regional en el Producto Interno Bruto del sector manufactureo
(porcentaje)
1996 2006
Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste
73
110

80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0%
Gráfica 34
Participación porcentual regional de los petrolíferos usados en el sector industrial
Gas natural
Noroeste Noreste Centro-
Occidente
Centro
Coque de petróleo
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
74
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
20%
18%
16%
14%
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
Gas LP
Combustóleo
1996 2006 1996 2006
Noroeste Noreste Centro-
Occidente
Centro
Fuente: IMP con base en Pemex, Sener y empresas privadas.
Sur-
Sureste
Sur-
Sureste
Diesel
1996 2006 1996 2006
Noroeste Noreste Centro-
Occidente
Centro
1996 2006
Noroeste Noreste Centro-
Occidente
Centro
Noroeste Noreste Centro-
Occidente
Centro
Sur-
Sureste
Secretaría de Energía
Sur-
Sureste
Sur-
Sureste
111

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
3.6 Comercio Exterior
Durante el periodo 1996-2006, las importaciones
de petrolíferos crecieron a una tmca de 10.8% 20 , al pasar
de 118.2 mbdpce a 329.6 mbdpce, siendo las gasolinas
el energético de mayor adquisición, por lo que en el
último año su participación fue de 68.8% respecto al total
demandado. En dicho periodo, este combustible registró
un crecimiento anual de 14.1%.
La conclusión de los proyectos de reconfiguración
y la entrada en operación de las plantas coquizadoras
de Madero y Cadereyta permitió lograr un aumento
en la producción de gasolinas, así como un incremento
en los rendimientos por barril de las corrientes intermedias,
lo cual se reflejó en 2003 en una mayor producción
y una consecuente disminución en las importaciones
de diesel y, de manera temporal, gasolinas. La reducción
250
200
150
100
50
0
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
75
de las importaciones de combustóleo se debe,
principalmente, a factores de demanda (véase gráfica 35).
Cabe mencionar que durante el periodo 2001-2006
la oferta interna de gasolinas creció en 52.5 mbd,
mientras que la demanda interna lo hizo en 167.2
mbd, incrementando las importaciones de 178.1 mbd
a 273.8 mbd. En el último año del periodo, del total
de estas importaciones, el 36.7% correspondió a gasolina
Premium y el 1.3% fue de Premium UBA; el porcentaje
restante correspondió a la gasolina regular y al metil
terbutil éter.
En el caso de las exportaciones, éstas han disminuido
a lo largo del periodo (1996-2006) ubicando su tmca
en -30.1%, por lo que el saldo de la balanza comercial,
a 2006, alcanzó un déficit de 273.6 mbd.
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
20 Considera combustóleo, coque de petróleo, diesel, gasolinas y turbosina
con volúmenes expresados en miles de barriles de crudo equivalente.
Gráfica 35
Importaciones de petrolíferos, 1996-2006
(miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustóleo Diesel Gasolinas
Coque de petróleo Turbosina
112

Las importaciones de diesel tuvieron una tmca
de 14.8%, lo que equivale a un incremento de 30.9 mbd
durante el periodo 1996-2006. El volumen registrado
de adquisiciones provenientes del exterior en 2006,
fue de 41.3 mbd, como consecuencia de un déficit
de 31.7 mbd entre la oferta y la demanda internas. En cuanto
a las exportaciones, se ha observado una disminución
promedio de 14.6% anual (véase gráfica 36).
En lo referente a la turbosina, su importación
es relativamente baja respecto a los otros combustibles.
En 2006 tuvo una participación, en las importaciones,
de 0.1%; durante el periodo 2001-2006 éstas pasaron
de 3.1 mbd a 0.5 mbd. Las exportaciones se incrementaron
3.8 mbd durante el mismo periodo, lo que significa
que la oferta interna permite satisfacer las necesidades
nacionales de este combustible.
50
40
30
20
10
0
-10
-20
-30
-40
-50
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación.
Gráfica 36
Importaciones y exportaciones de diesel, 1996-2006
(miles de barriles diarios)
76
Secretaría de Energía
El combustóleo también ha reducido su volumen
de importaciones a una tasa anual de 9.8% dada la
disminución de la demanda nacional de este energético.
De manera contraria, las exportaciones han crecido
a un ritmo de 89.1% al pasar de 0.1 mbd, en 1996,
a 35.6 mbd en 2006.
El coque de petróleo ha registrado un aumento
en las importaciones dada la intensidad de uso que
este energético tiene en el sector industrial. Su tasa
de crecimiento fue de 27.2% durante todo el periodo
y en 2006 alcanzaron 3,162.9 miles de toneladas
anuales (mta). En el caso de las exportaciones, las
principales ventas se registraron en 2005 y 2006,
en dichos años las ventas de este combustible
fueron de 146.9 mta y 117.5 mta, respectivamente
(véase gráfica 37).
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Importaciones Exportaciones Balanza comercial
113

Prospectiva de petrolíferos 2007-2016
4,000
3,000
2,000
1,000
0
-1,000
-2,000
-3,000
-4,000
Gráfica 37
Importaciones y exportaciones del coque de petróleo, 1996-2006
(miles de toneladas anuales)
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Importaciones Exportaciones Balanza comercial
Fuente: IMP, con base en información de Pemex Refinación, Sener y empresas privadas.
77
114

2. Situación actual del sector
petrolero a nivel mundial
115

2
116

INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
La industria de la energía ha construido una intrincada y tupida red global
que incluye pozos perforados en yacimientos terrestres y en plataformas
marítimas, supertanques petroleros y metaneros, oleoductos y
gasoductos, pantalanes y refinerías, transporte ferroviario y en camionescisterna,
minas en vetas carboníferas, centrales eléctricas y reactores
nucleares, líneas de transmisión, mercados financieros con contratos de
futuros energéticos, etc., con objeto de atender la demanda mundial de
bienestar bajo la forma de fuerza motriz para la movilidad por tierra, mar
y aire, de luz artificial y de calor, de plásticos y fertilizantes, de
detergentes y desodorantes, de fibras textiles y acetilsalicílico,
de pinturas y cosméticos, de lentes de contacto y DVD.
Prof. F. Xavier Mena
Departamento de Economía, ESADE
ABSTRACT
El desarrollo económico registrado durante los últimos 150 años está ligado a la historia
del petróleo y de las energías fósiles primarias, sustentado en el espíritu emprendedor
de los pioneros y en la exploración y comercialización de los recursos energéticos a través
de los complejos procesos logísticos de unas empresas que operan en el mercado
mundial. Adicionalmente, los intereses geopolíticos a escala global, regional y local, así
como las continuas disrupciones tecnológicas, han incidido en la configuración de un
modelo energético basado en el petróleo, el gas y el carbón. La energía hidroeléctrica, la
de origen nuclear, la biomasa y las energías renovables (eólica, solar) completan, a menor
escala, las fuentes de suministro energético a inicios del s. XXI.
La seguridad en el aprovisionamiento energético se ha situado entre las prioridades de la
agenda mundial. El atlas de la energía dibuja una asimetría creciente entre la localización
de las reservas probadas, la producción de los distintos países y el consumo presente y
proyectado de hidrocarburos. Así, el 61,9% de las reservas probadas de petróleo se encuentra
en Oriente Medio, mientras que los países desarrollados de la OCDE consumen
casi el 60% del crudo extraído en el mundo. En particular, Estados Unidos –con menos
del 5% de la población mundial– absorbe el 24,6% de los más de 80 millones de barriles
producidos cada día en el conjunto del planeta.
El modelo energético fósil primario, previsiblemente, se mantendrá durante las próximas
décadas. No obstante, la exploración, la extracción, el transporte, el refino, la comercialización
y la combustión de las energías primarias generan unos efectos medioambientales
–gases de efecto invernadero, residuos sólidos (plásticos, etc.) y líquidos (aceites,
etc.)– que deberán conducir a largo plazo hacia un nuevo modelo energético sostenible y
todavía más eficiente, que evite el calentamiento global y el cambio climático.
117
[04] NOVIEMBRE 2006
31

PETRÓLEO
HISTORIA DEL PETRÓLEO: AJUSTE OFERTA-DEMANDA
Orígenes: del boom de Pennsylvania a
John D. Rockefeller
Hacia el año 3.000 a.C., en la cuenca mesopotámica del río Éufrates,
sus pobladores ya utilizaron el bitumen como argamasa en la
construcción de las murallas de Babilonia y Jericó. Los zoroastrianos
reverenciaban los “pilares eternos de fuego” que afloraban en
Bakú y la península de Asperon, junto al Mar Caspio. De igual manera,
Plutarco relató la impresión de Alejandro Magno al observar
las llamas que quemaban el petróleo y el gas que surgían de las
entrañas de Nebuchadnezzar, en la babilónica Baba Gurgur. Por su
parte, en el s. VII, los bizantinos transformarían el oleum incendiarium
en un instrumento bélico. El petróleo se utilizaría también en
Persia como remedio medicinal para dolores de cabeza, sordera,
diarreas, reumatismo, dolores de muelas y heridas sufridas por
los animales de tiro. Con el discurrir del tiempo, los árabes transferirían
a Europa y Occidente estos conocimientos de los médicos
de Isfahán, así como el procedimiento del refino.
A mediados del s. XIX, el desarrollo urbanístico e industrial en Europa
y América del Norte se tradujo en la necesidad de una mejor
iluminación de las ciudades, los hogares y los establecimientos fabriles.
La iluminación de mayor calidad provenía de unas lámparas
que quemaban gas y aceites de grasas animales, especialmente
el aceite obtenido del esperma de las ballenas.
En dicha tesitura histórica, el abogado neoyorquino George Bissell
consideró que el procesamiento de derivados del “aceite de roca”
(rock oil) podría competir favorablemente –en costes y eficiencia
lumínica– con las grasas animales y el aceite de carbón. El informe
químico elaborado por el profesor Benjamin Silliman Jr. (Yale
University) en 1855 corroboró las propiedades lumínicas y lubricantes
de algunos componentes destilados del aceite de roca.
La financiación correría a cargo de James Townsend, banquero
de New Haven, que registraría la empresa como “Pennsylvania
Rock Oil Company”, debido a que las primeras exploraciones se
desarrollaron en las colinas boscosas próximas a Titusville, en el
noroeste de Pennsylvania. Posteriormente, la compañía pasaría
a denominarse “Seneca Oil Company”, en reconocimiento a la
tribu de los indios Seneca que habían vivido en aquella área. Las
operaciones iniciales correrían a cargo de Edwin L. Drake y su capataz
William A. Smith, que utilizarían una técnica ya desarrollada
en la antigua China para la extracción de sal. El 27 de agosto de
1859 la prospección resultó exitosa, multiplicando el precio de la
tierra y de los barriles de whiskey de 42 galones, que se vaciaban
32 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
para almacenar el aceite de roca o petróleo. El boom petrolero
de Pennsylvania provocó la excitación del enriquecimiento fácil y
atrajo a miles de buscadores de toda condición, particularmente
tras la finalización de la Guerra Civil americana (1861-65). El coste
del alquiler de la tierra, así como la convicción de que compartían
el mismo yacimiento que los pozos colindantes, impelía a los buscadores
a extraer el mayor volumen de petróleo y lo más rápido
que pudieran.
La incipiente industria del petróleo iría introduciendo sucesivas
disrupciones de eficiencia en su cadena de valor (exploración y
prospección, extracción, transporte, refino, comercialización y consumo).
Así, el transporte de tracción animal evolucionaría en favor
del ferrocarril y, más adelante, los oleoductos de madera –a pesar
de los sabotajes de los propietarios de carruajes– posibilitarían un
flujo continuo de suministro. Las refinerías de Pittsburgh (Pennsylvania)
transformaban el crudo en queroseno para la iluminación,
al tiempo que el componente destilado en gasolina se vertía a los
ríos durante la noche, debido a la falta de destino económico. El
“Titusville Oil Exchange” abrió en 1871 y fijaba precios spot y
futures. La necesidad de financiación de las nuevas exploraciones,
mediante la emisión primaria de acciones, impulsaría el
mercado bursátil de Wall Street, en el cercano distrito financiero
de Nueva York.
John D. Rockefeller fundó la Standard Oil Co. en
Cleveland (Ohio) en 1870 para refinar petróleo
destinado a la iluminación. La estrategia empresarial
basada en la integración vertical, un control
estricto de costes, una marca reconocida y la
internacionalización, le llevó a dominar el mercado
americano y mundial
118
En aquel tiempo, John D. Rockefeller era un comerciante de trigo,
sal y carne de cerdo. Pronto se convirtió en propietario de una
pequeña refinería en el estratégico nudo ferroviario de Cleveland
(Ohio), y gestionaría con éxito la integración vertical de las sucesivas
fases del negocio (construcción de barriles, transporte terrestre
y fluvial, almacenamiento, venta minorista). Además, concedió
extrema importancia al establecimiento d e acuerdos mutuamente
beneficiosos con las compañías ferroviarias. En 1870, la empresa
fue bautizada como “Standard Oil Co.”, expresando a través de su
marca que el proceso de refino estaba estandarizado, por lo que
se podía presumir que el queroseno no explosionaría, como sucedía
en numerosas ocasiones en hogares y fábricas. La gestión de
costes y de la tesorería de la empresa era muy estricta, llegando
a utilizar tres decimales en su contabilidad. En el ámbito estraté-

gico, las recurrentes crisis de sobreproducción en Pennsylvania,
que hundían los precios de mercado del queroseno y del valor
de los activos de las empresas, se interpretaban en la sede de
la Standard Oil Co. como una oportunidad para comprar y ganar
escala y volumen. Además, John D. Rockefeller y su socio Henry
Flager utilizaron compañías pantalla para desatar guerras de precios
predatorias como medio de penetración en otros mercados
locales. Esta estrategia empresarial proporcionó a la compañía de
Rockefeller una cuota del 90% del mercado de refino estadounidense
en 1879, así como el control de la logística del transporte
ferroviario y de los oleoductos, y una creciente presencia en la
exploración y extracción en los nuevos yacimientos de Ohio e Indiana.
Desde su inicio, el queroseno americano se exportó a Europa
e iluminaba San Petersburgo, capital del vasto Imperio ruso.
Más tarde, la Standard Oil Co. se planteó también el acceso a los
mercados asiáticos. Rockefeller y los cuatro socios fundadores
controlaban el capital y tomaban las decisiones ejecutivas. Algunos
de sus competidores más exitosos acabaron también siendo
socios de la compañía. En 1885, la Standard Oil Co. trasladó su
sede corporativa al histórico edificio de Broadway 26, en el co-
Sede corporativa de Standard Oil Co. (Broadway 26, Nueva York)
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
119
razón de Manhattan (Nueva York), impulsando su estrategia de
comercialización de productos derivados (nafta, fuel oil, lubricantes,
parafina). En 1886, se diversificó hacia el negocio del gas. En
fin, el taciturno John D. Rockefeller también fue visionario cuando
situó la investigación y la innovación en la base del desarrollo del
negocio petrolero. Aparte de sus donaciones a la iglesia baptista,
Rockefeller fue el impulsor de la Universidad de Chicago.
Espíritu de frontera: el petróleo del Cáucaso,
Sumatra y California
La familia Nobel, de origen sueco y destacado espíritu inventor y
emprendedor, había emigrado a San Petersburgo en 1837, donde
su empresa fabricaba armas para el ejército imperial del Zar. La
necesidad de proveerse de madera de castaño llevó a los Nobel
hasta el Cáucaso en 1873. Precisamente, la primera competencia
internacional de la Standard Oil Co. surgiría de la “Nobel Brothers
Petroleum Producing Company”, creada por los hermanos Nobel
en Bakú. La Nobel Petroleum empezó a suministrar petróleo a la
capital San Petersburgo desde Azerbaiyán, surcando el Mar Caspio
hasta Astracán y remontando el río Volga con barcazas y por
vía ferroviaria. No obstante, el largo invierno ruso obligaba a suspender
las operaciones de transporte a través del Volga, así como
la consiguiente construcción de almacenes en San Petersburgo.
Para evitar dichos inconvenientes logísticos, en 1885, la rama
francesa de los Rothschilds entraría en el negocio de extracción
petrolífera del Cáucaso financiando la línea ferroviaria Bakú (Mar
Caspio)-Batumi (Mar Negro) que, tras superar las estribaciones
montañosas, enlazaría con el transporte marítimo vía el Bósforo
y los Dardanelos. A su vez, los Nobel responderían en 1889 con
el oleoducto Bakú-Batumi, que competiría favorablemente con el
ferrocarril al permitir un flujo continuo de crudo. La construcción
de dicho oleoducto fue posible gracias a las 400 toneladas de
dinamita suministradas por su inventor, Alfred Nobel, a sus hermanos
Ludwig y Robert Nobel.
Sobre los ricos yacimientos de los Rothschilds en el Cáucaso se
creó una compañía comercializadora de petróleo, a instancias del
también judeo-londinense Marcus Samuel, que se beneficiaría de
su extensa red de contactos comerciales con los expatriados escoceses
en el área Asia-Pacífico (Hong Kong, Shanghai, Singapur,
Bangkok, Calcuta). La apertura del canal de Suez en 1869 –también
financiado en parte por los Rothschilds– y el establecimiento
del cable telegráfico entre Londres y Bombay en 1870, impulsaron
el comercio hacia un área con cientos de millones de potenciales
consumidores (Japón, China, Australia). En particular, su hermano
Samuel Samuel llegó a establecerse en Yokohama y Kobe, sumi-
[04] NOVIEMBRE 2006
33

nistrando los productos que demandaba el inicio del desarrollo de
Japón con la dinastía Meiji. La compañía –que años más tarde
se denominaría “Shell”– desarrolló una logística que incluyó
los primeros tanques petroleros que surcaron los mares y el
canal de Suez desde 1892, así como los grandes depósitos
de almacenamiento en tierra firme. La casa Lloyds de Londres
aseguraba los grandes riesgos inherentes en estas actividades
pioneras de la industria petrolera.
El petróleo del Cáucaso estimuló la entrada
en el negocio de los Nobel y los Rothschilds.
La compañía Shell también tiene su origen
en la comercialización de petróleo ruso, vía
el Canal de Suez, en los mercados asiáticos.
La Royal Dutch Co. se creó sobre los
yacimientos de Sumatra (Indias holandesas)
en 1890
El descubrimiento de los yacimientos de Telaga Said en Sumatra
(Indias holandesas) dio lugar a la creación de la “Royal
Dutch Co.” en 1890, que competiría con ventaja en los mercados
asiáticos frente al coste del transporte del petróleo embarcado
en Filadelfia (Pennsylvania) por su rival americana Standard Oil, o
frente al petróleo ruso de los Rothschilds procedente del pantalán
de Batumi (Mar Negro) que comercializaba el británico Marcus
Samuel y los expatriados escoceses.
Las épocas de crecimiento y las recesiones cíclicas, las guerras
de precios, el descubrimiento de nuevos yacimientos [Kutei (Borneo),
Ploesti (Rumania)], así como los conflictos (guerra de los
bóer en Sudáfrica, rebelión de los Boxer contra los extranjeros en
China), impactaban en el precio del petróleo y en las cuentas de
explotación de las compañías.
No obstante, en dichos años de consolidación de la industria, las
continuas ofertas de adquisición entre compañías multiplicaban
el valor de su capital y obligaban a los consejos de administración
a establecer mecanismos de control. Así, la integración de la disponibilidad
de reservas y refino de la Royal Dutch y la capacidad
de almacenamiento y comercialización de Shell daría lugar, con
el tiempo, a la fusión de ambas compañías petroleras en “Royal
Dutch/Shell”, aunque la nueva empresa mantendría dividida su
alma entre un 60% en La Haya holandesa y el restante 40% en el
Londres británico.
El incremento en la demanda de petróleo obligó a la búsqueda y
exploración de nuevos yacimientos en Estados Unidos, con resul-
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INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
tados exitosos en Los Ángeles y el Valle de San Joaquín (California),
así como en Colorado y en Kansas. Con el tiempo, California
se convertiría en el primer productor de petróleo de Estados Unidos,
alcanzando una cuarta parte de la extracción de crudo en
el mundo.
La bombilla incandescente de Thomas A. Edison
y el Modelo T de Henry Ford
A finales del s. XIX, la industria del petróleo se estaba asentando
a escala mundial para atender la creciente demanda de luz
artificial, pero una disrupción tecnológica iba a amenazar su
continuidad a partir de 1882. Dicho año, el inventor Thomas A.
Edison desarrolló la primera bombilla incandescente que –frente
al queroseno y al gas– proporcionaba una luz eléctrica de mayor
luminosidad, a menor coste y sin peligro de explosión.
La bombilla incandescente de Thomas A. Edison
amenazó con dejar bajo tierra el petróleo destinado
a queroseno para iluminación. En sentido inverso,
el vehículo con motor de combustión interna
de gasolina diseñado por Henry Ford en 1896
multiplicaría la demanda de petróleo
120
Sin solución de continuidad, un antiguo ingeniero de origen irlandés
de la empresa de Edison en Detroit, Henry Ford, diseñó
en 1896 un vehículo con tracción basada en un motor de combustión
interna de gasolina, que salvaría la industria del petróleo
como fuente de energía.
Del petróleo de Texas al de Persia:
los hermanos Wright y la Royal Navy
El 10 de enero de 1901, la perforación de Spindletop (Texas)
consolidaría a Houston como capital del petróleo y daría lugar a la
creación de compañías como “Texaco”, “Gulf” y “Sun”. Además,
señalaría el inicio de la era del petróleo y sus consecuencias en
la industria, el transporte y los modos de vida de las sociedades
desarrolladas durante el s. XX.
Los banqueros de Pittsburgh de ascendencia irlandesa, Andrew
y Richard Mellon, aportaban buena parte del capital y acabarían
implicándose directamente en el negocio petrolero con la
“Gulf Oil Co.”, que se convertiría en una de las grandes compañías
petroleras del mundo bajo la presidencia de William Mellon. Más
tarde, se añadirían los descubrimientos en Glenn Pool (Oklahoma)
y Lousiana. Estos yacimientos proporcionarían a Estados Unidos
la autosuficiencia energética y su condición de suministrador
mundial durante décadas.

F.D. Roosevelt e Ibn Saud en el USS Quincy John D. Rockefeller
En 1903, los hermanos Wright consiguieron hacer volar un aeroplano
en las playas de Kitty Hawk (Carolina del Norte), impulsado
por derivados del petróleo proporcionados por la Standard Oil Co.
Había nacido la aviación.
Precisamente en dicha época, la compañía de Rockefeller y su propia
persona –que tenían la animadversión política del presidente
Theodore Roosevelt– fueron sometidos al escrutinio periodístico de
la implacable Ida Tarbell en el magazine McClure y en The History of
Standard Oil Company. La compañía tuvo que destinar cuantiosos
fondos a publicidad, abogados, políticos y periodistas. Tras numerosos
procesos judiciales “anti-trust” que se remontaban a décadas
precedentes, la Corte Suprema ratificó en 1911 la sentencia
de la Corte Federal que ordenaba –en aplicación de la Sherman Act
de 1890–, la disolución de la Standard Oil Co., de la que surgirían
la “Standard Oil de Nueva Jersey” (Exxon), la “Standard Oil de Nueva
York” (Socony-Vacuum, Mobil), la “Standard Oil de California”
(Chevron), la “Standard Oil de Indiana” (Amoco), “Continental Oil”
(Conoco), etc. No obstante, Rockefeller siguió controlando –por la
vía accionarial– el holding de compañías desde su residencia de
las colinas de Pocantico (Nueva York).
El petróleo de Texas, California y Oklahoma
proporcionó a Estados Unidos la autosuficiencia
energética y su condición de suministrador
mundial hasta la década de los 70
En el transporte marítimo, la decisión de Winston Churchill –en
calidad de Primer Lord del Almirantazgo– relativa a que la Royal
Navy abandonara el carbón en favor del fuel oil, resultaría decisiva
para la marina de guerra y la marina mercante. Frente al carbón,
el fuel oil significaba una mayor versatilidad y velocidad en la navegación,
ahorro energético, menos tripulación y más espacio para
mercancías y material de artillería en las bodegas. No obstante,
la seguridad de aprovisionamiento del carbón de Gales se debería
sustituir por el lejano petróleo descubierto por William Knox D’Arcy,
George Reynolds y la compañía escocesa Burmah Oil en las áreas
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
121
de pasto del ganado de la tribu Bakhtiari (Masjid-i-Suleiman, Persia)
en 1908. La explotación del yacimiento de Masjid-i-Suleiman se
realizaría, por primera vez en la historia, bajo un régimen de
concesión que llevaría a cabo una nueva compañía, la “Anglo-
Persian Oil Company” (posterior “BP”). La riqueza de Majid-i-Suleiman
propiciaría la construcción de Abadán, la mayor refinería
del mundo, en el estuario del Tigris y el Éufrates (Shatt-al-Arab).
Desde 1914, el gobierno británico mantendría el control de la
compañía, que le proporcionaba la propiedad del 51% de las
acciones, y unos ingresos impositivos superiores a los royalties
pagados a Irán. Los trabajadores procedían inicialmente de la India
y de otras colonias asiáticas del Imperio británico. Después
de todo, la presencia de Gran Bretaña en Persia y Oriente Medio
servía a los intereses británicos para frenar el expansionismo
ruso hacia el sur, la creciente penetración germana de la mano
del Imperio turco-otomano, y la preservación geoestratégica de
la India británica, Lord Curzon dixit.
La I Guerra Mundial (1914-18)
y sus consecuencias en Oriente Medio
Aquella decisión de 1911 sobre la propulsión de los barcos y
los nuevos submarinos de la Royal Navy sería premonitoria para
el mantenimiento de la supremacía imperial de Gran Bretaña en
el mundo. El 28 de junio de 1914 fue asesinado en Sarajevo el
Archiduque Francisco Fernando de Austria y, el 1 de agosto, Alemania
declaraba la guerra a Rusia, abriendo las hostilidades de
la I Guerra Mundial (1914-1918). La mayor flexibilidad de la marina
británica, los primeros vehículos acorazados y aeroplanos, y
la movilidad en el traslado de tropas y suministros proporcionada
por la gasolina en la estrategia terrestre de las batallas del Marne
y Amiens –enfrentada a la rigidez del ferrocarril– fueron decisivas
para la victoria militar de Gran Bretaña y sus aliados. La entrada
en la guerra de Estados Unidos en 1917 resultó decisiva, aportando
miles de camiones, vehículos, motocicletas y los primeros
carros de combate y bombarderos propulsados con motores de
combustión interna. Las consecuencias para los contendientes
del armisticio, firmado en el vagón de tren del mariscal Foch en
1918, revelaron que el petróleo había tenido mayor trascendencia
estratégica bélica que el carbón y el acero germánicos.
Cuando estalló la I Guerra Mundial en 1914, Estados Unidos
producía el 65% del petróleo del mundo, del que exportaba una
cuarta parte. En concreto, los convoyes de buques-tanque con
petróleo americano proporcionaron –a través del Atlántico– el
80% de la gasolina y el fuel oil que consumieron los aliados durante
la I Guerra Mundial, suministrados principalmente a través
de la logística de la Standard Oil Co. y la Royal Dutch/Shell.
[04] NOVIEMBRE 2006
35

La weltpolitik de Alemania como nueva potencia emergente
–que había retado la supremacía de Gran Bretaña–, así como
los Imperios austro-húngaro y turco-otomano, debieron afrontar
las consecuencias de su derrota. La campaña de Mesopotamia
y la captura del puerto de Basora costaron 252.000
muertos, heridos y prisioneros entre las filas anglo-indias, pero
asegurarían la presencia británica en Oriente Medio. La Anglo-
Persian Oil Co. aprovisionaría de petróleo, de forma abundante
y segura, a la Royal Navy en su navegación –vía Canal de
Suez– entre la metrópoli y la joya de la Corona, la India.
La I Guerra Mundial (1914-18) dibujó una
nueva situación geopolítica en Oriente
Medio. La derrota turco-otomana posibilitó
una mayor presencia de Gran Bretaña y
la creación de Irak, Jordania, el Líbano y
Siria. La Conferencia de San Remo en 1920
reasignaría la propiedad de las reservas
petroleras de la Turkish (Irak) Petroleum
Company en el área mesopotámica
Además, la derrota del imperio turco-otomano en la I Guerra
Mundial iba a reordenar la geopolítica de Oriente Medio, desde
los Balcanes hasta el Golfo Pérsico. El acuerdo Sykes-Picot de
1916, entre el Reino Unido y Francia, dibujaría las nuevas fronteras
de Oriente Medio. Durante la guerra, los británicos proporcionaron
armas y asesores a los árabes en su estrategia
orientada a la expulsión de los turcos y sus aliados alemanes.
La península arábiga era un conglomerado heterogéneo de
tribus, oasis y beduinos nómadas con fidelidades disputadas
entre jeques enfrentados. Así, el militar británico T. E. Lawrence
(“Lawrence de Arabia”) asesoró al Sheriff Hussein de la
Meca (Hejaz) y el funcionario civil británico Harry St. John B.
Philby fue asignado a Abdul Aziz Ibn Saud de Riad (Nejd). Con
una astuta estrategia y la violencia de las tribus wahabbies de
los Ikhwan, Ibn Saud conquistó buena parte de la península
arábiga, incluidos el puerto de Jeddah (Mar Rojo) y los lugares
sagrados de la Meca y Medina en 1925. Los derrotados hijos
del Sheriff Hussein de la Meca, también aliados de los británicos,
fueron compensados con las coronas de los nuevos
estados creados con los territorios de las antiguas provincias
turcas (vilayets). Faisal fue coronado rey de Irak y a Abdullah
se le asignó Transjordania. Las tres provincias que conformaron
Irak eran una amalgama de una minoría suní gobernante,
una mayoría chií, los kurdos y yazidis, al tiempo que en la capital,
Bagdad, los grupos más numerosos eran los judíos, los
árabes y los turcos.
36 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
122
Tras la I Guerra Mundial, la Liga de Naciones (precedente de
las Naciones Unidas) asignó los mandatos sobre Palestina,
TransJordania e Irak en favor del Reino Unido y los del Líbano
y Siria bajo la tutela de Francia. Por su parte, la conferencia de
San Remo (Riviera italiana) de 1920 reasignó la propiedad de
la “Turkish Petroleum Company” (“Irak Petroleum Company” a
partir de entonces). Las participaciones de la Anglo-Persian Oil
Co., de la Royal Dutch/Shell, y del inversor armenio Calouste
Gulbenkian, se complementaron con la nueva empresa estatal
francesa, “Compagnie Française de Pétroles” (CFP, origen
de Total), que absorbió la anterior participación alemana del
23,75%.
De la Revolución bolchevique a
la nacionalización del petróleo en México
El gran imperio ruso había empezado a mostrar signos de
inestabilidad tras la derrota de su flota en la batalla de Tsushima
(1905), en la guerra contra Japón. En el mismo año, el
asalto al Palacio de Invierno de la capital San Petersburgo
acabó en una masacre. Finalmente, en 1917, los bolcheviques
derrocaron al zar y nacionalizaron la riqueza petrolera.
No en vano, algunos de los más significados revolucionarios
eran originarios del Cáucaso, tales como el georgiano Joseph
Djugashvili (“Koba”, después “Stalin”) o el presidente Mikhail
Kalinin. Los Nobel, la Royal Dutch/Shell –que había adquirido
los intereses de los Rothschilds– y la Standard Oil Co. tuvieron
que aceptar la nacionalización de sus activos en Rusia.
Las inmensas reservas del Cáucaso se sustrajeron, en parte,
de su comercialización mundial durante las décadas siguientes
a través de la terminal de Batumi (Georgia).
Mientras tanto, el incremento continuado de la demanda mundial
de petróleo impulsó un renovado espíritu de frontera en
la exploración en nuevas áreas, posibilitando así los descubrimientos
de los yacimientos Potrero del Llano 4 (México) en
1910. Tras la Revolución mexicana que derrocó al dictador
Porfirio Díaz en 1911, las prospecciones se trasladaron al
pozo Los Barroso del yacimiento La Rosa en el Lago Maracaibo
(Venezuela).
Los geólogos desarrollaron nuevos instrumentos en la exploración
del subsuelo y de la plataforma marítimo-terrestre, desde
la mera observación de la superficie hasta la geofísica, el balance
de torsión, el magnetómetro, el sismógrafo de reflexión
y de refracción y la micropaleontología, que se tradujeron en
nuevos descubrimientos [Greater Seminole (Oklahoma), Yates
(Texas y Nuevo México), Black Giant (East Texas), Illinois].

Además, la demanda creciente de gasolina había impulsado
una mayor eficiencia en su refino derivado del petróleo a través
del proceso de craqueo térmico (thermal cracking), señalando
la constante innovación tecnológica en momentos clave
de la historia del petróleo. El parque móvil estadounidense
había aumentado desde los 3,4 millones de coches en 1916
a 23,1 millones a finales de los felices años 20, que significaban
el 78% de los automóviles que circulaban en el mundo. La
primera estación de servicio moderna se abrió en Forth Worth
(Texas) en 1921.
La sobreproducción caótica de los yacimientos hundía los precios
de forma recurrente, y dañaba prematuramente la presión
que impulsaba el petróleo a la superficie. Las grandes compañías
fueron incapaces de estabilizar el mercado mundial del petróleo
mediante acuerdos colusivos, debido a su propio incumplimiento
de los acuerdos, a la producción de las compañías
independientes y al retorno progresivo a los mercados mundiales
de las exportaciones incontroladas procedentes de la Unión
Soviética.
En Persia, el derrocamiento de la dinastía Qajar había elevado a
la condición de Sha a Reza Khan, un militar de la Brigada cosaca
que fundaría la dinastía Pahlavi en 1925. El Sha Reza perseguía
la modernización de Persia sobre bases laicas, enfrentándose
a los ayatolás y mulás chiíes con medidas como la prohibición
del chador obligatorio de las mujeres. La histórica animadversión
de los persas y del nuevo Sha hacia sus ocupantes británicos
y rusos les hizo buscar asesoramiento en Estados Unidos.
Así, su consejero militar fue el coronel Norman H. Schwarzkopf,
padre del que sería jefe militar de la operación “Tormenta del
desierto” en la liberación de Kuwait durante la primera guerra
del Golfo en 1991. El nacionalismo del nuevo Sha obligó a la
renegociación de las condiciones de la concesión a la Anglo-Persian
Oil Company y a la “persianización” de sus empleados. El
nacionalismo petrolero hacía acto de presencia por primera vez
en Oriente Medio y marcaría el devenir de las relaciones entre
las compañías petroleras y los países concesionarios.
La Revolución bolchevique de Rusia en 1917
supuso la primera expropiación de activos de
las compañías petroleras. La nacionalización
del petróleo en México por el Presidente
Lázaro Cárdenas en 1938 anunciaba el
rechazo de los contratos de concesión y la
reivindicación de la soberanía de los recursos
naturales
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
123
Así, en México, el advenimiento del General Lázaro Cárdenas
a la Presidencia de la República en 1934 agitó el fervor nacionalista.
En 1938, Cárdenas pronunció una alocución por
radio desde el palacio presidencial en que proclamaba la expropiación
de los activos de las compañías petroleras. Posteriormente,
México creó su propia compañía estatal (“Petróleos
Mexicanos, PEMEX”). Las compañías intentaron boicotear, sin
mayor éxito, su actividad exportadora. En 1937, el gobierno
militar de Bolivia también había confiscado las propiedades de
la subsidiaria local de Standard Oil de Nueva Jersey, acusándola
de fraude fiscal.
La irrupción de Arabia Saudí y la II Guerra Mundial
En Oriente Medio, la nueva configuración geopolítica surgida
de la descomposición del imperio turco-otomano iba a tener
implicaciones históricas de primer orden en el ámbito del petróleo.
Gran Bretaña tenía acuerdos de protección en favor del
emir Al-Sabah de Kuwait –cuya familia gobernaba el emirato
desde 1756–, así como con distintos jeques de la costa del
Golfo Pérsico (Bahrein, Abu Dhabi, Dubai, Sharjah), cuya mayor
actividad económica consistía en la venta a comerciantes
persas de las perlas “naturales” extraídas del fondo marino.
A finales de la década de los años 20, el desarrollo de las
perlas “cultivadas” por el japonés Kokichi Mikimoto hundió el
mercado mundial de perlas naturales. No obstante, la exploración
de petróleo en Bahrein en 1932 parecía proporcionar una
alternativa como medio de supervivencia.
En el desierto arábigo, en 1926, Abdul Aziz Ibn Saud se acababa
de coronar Rey de Hejaz y del Nejd –territorios bautizados
en 1932 con su propio nombre, Arabia Saudí–, al tiempo que
el Consejo de los ulemas había avalado que renegara de la
fidelidad islámica al Califa de Estambul. Su bandera nacional
combinaba dos cimitarras cruzadas y una palmera con la proclamación
de que “No hay más dios que Dios y Mahoma es su
profeta”. Una de sus mayores preocupaciones era encontrar
agua en el trayecto de 70 km desde el puerto de Jedda (Mar
Rojo) hasta el lugar sagrado de la Meca, que recorrían los fieles
musulmanes en su peregrinación (haj). Debido al impacto
depresivo de la crisis de 1929 sobre los precios agrícolas de
las economías asiáticas de mayoría musulmana, el número de
peregrinos se había reducido desde los 100.000 en 1930 a
sólo 20.000 en 1933. La visita del multimillonario americano
Charles R. Crane en 1931 le había proporcionado los servicios
del ingeniero de minas Karl S. Twitchell, quien realizaría
prometedoras prospecciones de agua... y de petróleo. Apenas
unos años antes, la mayor parte de las compañías que ope-
[04] NOVIEMBRE 2006
37

aban en la región habían firmado el denominado “Red Line
Agreement”, relativo a la exploración conjunta de nuevos yacimientos
según el compromiso urdido a instancias del armenio
Calouste Gulbenkian (Mister 5%). La mayoría de las empresas
americanas no mostraba interés por la península arábiga en
una coyuntura tan adversa como la del crash de Wall Street
en 1929 y la Gran Depresión, y en una región tan remota que
no tendría presencia diplomática estable del Departamento de
Estado en Riad hasta 1942. Los nuevos descubrimientos en el
este de Texas habían hundido el precio del petróleo a 10 centavos
el galón. No obstante, la Standard Oil de California (“Socal”,
después Chevron) entró en negociaciones directas con el asesor
de Ibn Saud, el inglés John B. Philby, quien traicionaría a las compañías
británicas a las que asesoraba, poniendo las inmensas
reservas de Arabia Saudí bajo una concesión americana en 1933.
Cabe reseñar que el hijo de John B. Philby, el agente doble Kim
Philby, se pasaría también a la Unión Soviética siendo un alto oficial
del contraespionaje británico.
La II Guerra Mundial puso de nuevo en evidencia
la importancia estratégica del petróleo. De
los 7.000 millones de barriles consumidos
por los ejércitos aliados, casi el 90% fueron
suministrados por Estados Unidos
Algunos años después, el estallido de la II Guerra Mundial puso
de nuevo en evidencia la importancia estratégica del petróleo. En
el Océano Pacífico, la marina de guerra nipona se hizo en 1942
con la refinería de la Royal Dutch/Shell en Balikpapan (Borneo) y
los yacimientos de las filiales estadounidenses en Sumatra, todos
ellos inutilizados previamente por las propias compañías. Los
submarinos americanos en el Pacífico deberían emplearse a fondo
para torpedear los tanques-cisterna japoneses que zarparían
desde esa zona, una vez restaurada la capacidad productiva de
yacimientos y refinerías. Así, las dificultades para operar una flota
japonesa combinada bien aprovisionada de fuel oil concederían
una ventaja estratégica al almirante Nimitz en la campaña de las
Islas Marianas en 1944. Por su parte, la renuncia al pacto de
neutralidad con Japón en 1945 permitió a la Unión Soviética la
recuperación de las islas Sakhalin y la anexión de las islas Kuriles.
Unas décadas después de la rendición japonesa ante el general
MacArthur en la cubierta del Missouri, anclado en el puerto de
Yokohama, aquella recuperación territorial tendría implicaciones
en el ámbito del petróleo.
En Europa, desde el inicio de las hostilidades, Adolf Hitler lanzó
una operación de tenaza sobre Oriente Medio y el Cáucaso. En
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INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
124
el Norte de África, los panzers del Africa Korps de Rommel avanzaron
en Tobruk, pero fueron frenados por los carros de combate
Sherman del Octavo Ejército británico de Montgomery en El
Alamein en 1942. Las respectivas líneas de reabastecimiento,
particularmente de petróleo, jugaban a favor de los aliados. En
el frente europeo, las tropas nazis de montaña llegaron a plantar
la esvástica en la cima del Monte Elbrus, pero el ejército alemán
fue derrotado en Stalingrado en el invierno de 1942-1943. Simultáneamente,
los intentos de la Wehrmacht y la Luftwaffe para
producir fuel sintético y gasolina de aviación a partir del carbón
–en la planta química de Leuna y el campo de concentración de
Monowitz, de la empresa I. G. Farben–, resultarían insuficientes
para ganar la guerra. Alternativamente, los bombarderos aliados
destruyeron las instalaciones petroleras alemanas –incluida la
planta de Leuna en 1944– y el ejército ruso ocupó los yacimientos
rumanos de Ploesti, cortando la principal fuente de suministro
de petróleo a la maquinaria bélica nazi. Sólo en la Operación
Barbarosa para invadir Rusia en 1941, los alemanes necesitaron
de un total de 600.000 unidades motorizadas sedientas de
gasolina y gasoil. Contrariamente, los aliados dispusieron de la
producción excedente de los yacimientos de petróleo de Estados
Unidos, que en 1941 era de un millón de barriles/día sobre los
3,7 millones producidos diariamente (65% del total mundial). Y,
si bien es cierto que las manadas de lobos de U-submarinos alemanes
hundieron una cuarta parte del tonelaje de los tanques
petroleros estadounidenses en el Atlántico, la invención del radar
antisubmarino posibilitaría el tránsito marítimo a partir de 1943.
De los 7.000 millones de barriles de petróleo consumidos por los
ejércitos aliados, hasta un total de 6.000 millones –casi el 90%–
fueron suministrados por Estados Unidos. Casi la mitad del tonelaje
transportado a través del Atlántico Norte fue petróleo. En fin,
durante la Batalla de Inglaterra en 1940, el fuel de 100 octanos
que propulsaba los aviones Spitfires británicos se mostró tecnológicamente
superior al de 87 octanos de los Messerschmitt
alemanes. Y algunos historiadores consideran que el abundante
petróleo ruso permitió que las tropas soviéticas llegaran a Berlín
antes que el Tercer Ejército del General Patton, paralizado en la
línea Sigfrido del río Mosela por sus dificultades logísticas en el
aprovisionamiento de petróleo en agosto de 1944.
El encuentro entre Roosevelt e Ibn Saud
en la cubierta del USS Quincy
En febrero de 1945, la conferencia de Yalta (Crimea) reunió al
presidente norteamericano Franklin D. Roosevelt, al premier británico
Winston Churchill y al presidente soviético Joseph Stalin, con
objeto de establecer el nuevo orden internacional de la posguerra.
El presidente Roosevelt, siendo subsecretario de la Marina tras la

I Guerra Mundial, ya había constatado el interés del Reino Unido
y Francia en la región de Oriente Medio durante la conferencia
de San Remo de 1920. Ahora, como presidente de los Estados
Unidos durante la II Guerra Mundial había combatido para frenar
la estrategia nazi sobre la misma zona. Además, las prospecciones
petrolíferas realizadas durante los años de preguerra en
Damman (Arabia Saudí) y las fotografías aéreas tomadas desde
un Fairchild 71 por los geólogos americanos de la Standard Oil de
California eran promisorias. El primer embarque de petróleo saudí
en el pantalán de Ras Tanura ya se había realizado en 1939.
Por tanto, finalizada la Conferencia de Yalta, Roosevelt abordó su
avión presidencial Sacred Cow y se dirigió hacia el canal de Suez.
Allí, a bordo del destructor americano USS Quincy, celebraría una
reunión con el Rey Ibn Saud que sellaría un acuerdo implícito de
carácter histórico. Arabia Saudí y la dinastía Saud gozarían de la
protección de la nueva potencia económica y militar estadounidense
a cambio de la estabilidad de la concesión petrolera de
60 años –37 cláusulas en apenas 14 páginas–, que significaba
petróleo abundante y barato en un horizonte de largo plazo.
El encuentro entre el presidente Roosevelt y
el rey Ibn Saud en la cubierta del USS Quincy
en 1945 sellaría las relaciones entre Estados
Unidos y Arabia Saudí. Los grandes elefantes
saudíes quedaron bajo concesión de las
compañías americanas
En efecto, las inmensas reservas que albergaba Arabia Saudí
dieron lugar a que la concesionaria Standard Oil de California
(Chevron) invitara ya en 1936 a “Texas Oil Co.” (Texaco) y, posteriormente
en 1947, a la Standard Oil de Nueva Jersey (Exxon)
y la Standard Oil de Nueva York (Socony-Vacuum, Mobil), para
que aportaran capital, capacidad organizativa y mercados a la
“Arabian-American Oil Company” (Aramco), con sede en Dahran
(Arabia Saudí). Los años siguientes se sucederían los descubrimientos
de los grandes gigantes saudíes: Abqaiq (1940), Ain Dar
y Haradh en Ghawar (1948), Safaniya (1951), Abu Safah (1960),
Berri (1964), Zuluf (1965), Marjan (1967) y Shaybah (1975). De
igual manera, la también americana Gulf Oil Co. estaba presente
de origen en la región, con su participación en la mitad del capital
de la “Kuwait Oil Company”, que explotaba el prolífico yacimiento
Burgan desde 1938. Estos primeros expatriados (geólogos de la
talla de Fred A. Davies y Max Steinecke) tuvieron que adaptarse al
calor húmedo sofocante y a las tormentas de arena, a las creencias
religiosas, a la ley coránica de la sharia y al modo de vida
árabe, que incluía el vestido tradicional y la barba, los ojos de las
ovejas como un auténtico manjar y la aversión de los beduinos
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
125
ante artilugios como los aeroplanos, el automóvil, el teléfono, el
telégrafo o la radio.
Finalizada la II Guerra Mundial, los países desarrollados transitaron,
definitivamente, desde el carbón como principal fuente de
energía a un mundo movido por la capacidad propulsora del petróleo.
Además, el centro de gravedad geográfico de la producción
mundial de petróleo iba a bascular desde Texas y el Golfo de México
hacia Oriente Medio y el Golfo Pérsico. Y el centro de gravedad
político mundial, desde Gran Bretaña a Estados Unidos. La tutela
americana era preferida por persuasiva, diametralmente opuesta
a las procedentes de las metrópolis coloniales. Estados Unidos
aportaba el liderazgo militar y económico, con la nueva divisa internacional
(US dollar) acordada en la Conferencia Monetaria y
Financiera de Bretton Woods (New Hampshire, 1944). Además,
abundante capital, la mejor tecnología y los más avanzados conocimientos
geológicos. Y, en fin, los modernos métodos de gestión
empresarial aplicados a la industria del petróleo.
Este estado de cosas se mantendría durante décadas, con Arabia
Saudí exportando al mercado mundial tanto crudo como demandara,
a menos de 2 dólares el barril. Y la demanda de petróleo
avanzaría exponencialmente debido a la motorización, el transporte
aéreo y marítimo, la calefacción central doméstica y el desarrollo
de la petroquímica.
El golpe contra Mossadegh y la nacionalización iraní
Los acontecimientos históricos no dejarían de afectar la conformación
mundial de la industria del petróleo, aunque el papel compensador
de la producción de Arabia Saudí permitiría la estabilidad del
precio a lo largo del tiempo.
Así, en Irán los aliados habían depuesto al Sha Reza en 1941
por su apoyo a Hitler, basado en la tradicional aversión persa hacia
Rusia y el Reino Unido. Su hijo fue coronado como segundo
Sha de la dinastía Pahlavi. En 1951, el Majlis iraní votó mayoritariamente
al nacionalista Mossadegh como primer ministro, que
nacionalizó la “Anglo-Iranian Oil Co.” (El término persian, de connotación
colonial, había sido sustituido por el nacionalista iranian).
En consecuencia, el crucero británico Mauritius evacuó de forma
ignominiosa a todo el personal británico de la refinería de Abadán
hacia Basora (Irak). Y, ahora, la India era ya independiente y no se
podía recurrir al ejército británico como en ocasiones precedentes.
Así pues, el premier Winston Churchill, con Anthony Eden
en el Foreign Office, convencieron a la nueva administración
americana del Presidente Eisenhower y de los hermanos Foster
Dulles (Secretario de Estado y Director de la CIA) de la amenaza
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39

de que Irán cayera bajo la influencia de partido Tudeh prosoviético.
Y que el “efecto dominó” contagiara a todo Oriente Medio y sus
inmensas reservas de petróleo. Después de todo, la guerra de Corea
(1950-53) estaba en la primera línea de preocupaciones desde
1950. Así, la CIA planificó su primera operación (“Ajax”, dirigida por
el agente Kermit Roosevelt) para derrocar un gobierno extranjero.
El Sha, que se había refugiado en Roma, fue repuesto en el poder
en 1953.
La actitud colonialista de la Anglo-Iranian
Oil Company –suministradora del fuel oil de
la Royal Navy– generó la animadversión de
los iraníes contra el Imperio británico. La
nacionalización del petróleo por el primer
ministro Mossadegh en 1951 desembocó en el
primer golpe de estado organizado por la CIA y
la reposición del Sha en el poder
Irán retuvo la riqueza de su subsuelo bajo su soberanía, pero
sustituyó la antigua concesión por un acuerdo negociado con un
consorcio que agrupaba a la mayoría de compañías petroleras.
Entre ellas, las estadounidenses Standard Oil de Nueva Jersey y
de Nueva York, Standard Oil de California, Texaco, Gulf Oil, Phillips,
Richfield y Standard de Ohio. Definitivamente, Estados Unidos estaba
sustituyendo también a Gran Bretaña en Oriente Medio.
La crisis de Suez (1956-57) y la Libia de Gaddafi
El pan-arabismo sería otro reto a la estabilidad de Oriente Medio y
del mercado internacional del petróleo. En 1952, el derrocamiento
del Rey Faruk de Egipto acabó llevando al poder al coronel Nasser,
que había defendido un nuevo orden pan-árabe desde las ondas
de The Voice of Arabs. La propiedad anglo-francesa del Canal de
Suez fue expropiada, lo que significó la expulsión del destacamento
militar británico y de los técnicos ingleses y franceses. La
decisión afectaba al canal de tránsito de dos terceras partes del
petróleo consumido en Europa. Además, Nasser había reconocido
diplomáticamente a la China de Mao, los independentistas de la
Argelia francesa recibían apoyo y entrenamiento desde Egipto y
la salida israelí al Mar Rojo en Eliat también fue bloqueada por
Nasser. En una reunión celebrada en Sèvres en 1955, el Reino
Unido, Francia e Israel –representado por David Ben-Gurion, Moshe
Dayan y Shimon Peres– acordaron una operación para retomar
el control del Canal de Suez, pero la administración americana
de Eisenhower no les dio su apoyo. La influencia británica en
Oriente Medio recibía un nuevo revés. En fin, la crisis de Suez
orientó a Nasser hacia la Unión Soviética, para mayor temor de
las conservadoras dinastías de la península arábiga. En 1958, el
40 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Rey Faisal II de Irak fue decapitado y el príncipe de la Corona iraquí
descuartizado por nacionalistas suníes apoyados por Nasser.
Más tarde, en 1968, los baasistas se harían con el poder absoluto
y emergería progresivamente la figura de Saddam Hussein. En
otro orden de cosas relacionadas con la crisis de Suez, el tránsito
alternativo obligado del petróleo –bordeando el Cabo de Buena
Esperanza y remontando la costa occidental africana– impulsó la
construcción de los grandes superpetroleros que, a partir de entonces,
surcarían los océanos.
Mientras tanto, la exploración seguía rindiendo sus frutos en nuevos
lugares como Argelia, Gabón, el Delta del Níger (Nigeria), y
Zelten (Libia), que ampliaban la capacidad de las compañías para
poner petróleo en el mercado mundial.
La crisis de Suez (1956-57) obligó a que los
tanques petroleros –procedentes de Oriente
Medio en su ruta hacia el mercado europeo–
tuvieran que bordear el Cabo de Buena
Esperanza sudafricano. Esta circunstancia
impulsó la construcción de grandes
superpetroleros que, a partir de entonces, surcan
los océanos y mares
126
En Libia, el derrocamiento del Rey Idris por el coronel Muammar
Al-Gaddafi en 1969 supondría un nuevo golpe para la
industria del petróleo. Libia albergaba cuantiosas reservas de
crudo de alta calidad bajas en sulfuro (sweet), el más adecuado
para el refino en gasolina. Además, el petróleo libio no tenía
que atravesar el conflictivo Canal de Suez para alcanzar las
refinerías europeas y atender hasta el 30% de su consumo.
Las “siete hermanas” y los Estados concesionarios
En el ámbito empresarial, el dominio de las denominadas “siete
hermanas” [Standard Oil de Nueva Jersey (Exxon), Standard
Oil de Nueva York (Socony Vacuum, Mobil), Standard Oil de
California (Chevron), Texaco, Gulf Oil, Royal Dutch/Shell y Anglo-Iranian
Oil Co. (después “British Petroleum”, hoy BP)], fue
respondido en la vieja Europa con la creación de campeones
nacionales, tales como la Compagnie Française de Petróles
(CFP, hoy Total) en Francia en los años 20 o la “Azienda Generali
Italiana Petroli” (AGIP) en Italia en los años 30 (subsidiaria
del “Ente Nazionale Idrocarburi” –ENI– en 1953).
Las relaciones entre las compañías concesionarias y los Estados
soberanos consistieron, inicialmente, en una participación
en los beneficios. Originariamente, la Anglo-Iranian Oil

Company había pagado 16,5 centavos/barril en calidad de
royalties. Más tarde, Aramco aceptó transferir un pago de 33
centavos/barril a Arabia Saudí. El multimillonario americano
J. Paul Getty rompió ese statu quo cuando negoció una concesión
con los saudíes que elevó su participación a 55 centavos/barril.
En Venezuela, la legislación sobre hidrocarburos
de 1943 daría un salto cualitativo con el establecimiento del
principio de reparto de las rentas del petróleo a partes iguales
entre el Estado y las concesionarias (fifty-fifty). En los años 50,
estos términos contractuales se extenderían como reguero de
pólvora en Oriente Medio.
Las denominadas “siete hermanas” –que
dominaron el panorama del negocio petrolero
durante décadas– eran: Standard Oil de
Nueva Jersey (Exxon), Standard Oil de Nueva
York (Socony Vacuum, Mobil), Standard Oil
de California (Chevron), Texaco, Gulf Oil
Co., Royal Dutch/Shell y Anglo-Iranian Oil
Co. (después British Petroleum, hoy BP), a
las que se podría añadir la estatal francesa
Compagnie Française de Petróles (CFP,
después Total)
En 1955, el petróleo soviético empezó a retornar a los mercados
internacionales en grandes volúmenes y al margen de
los países productores tradicionales, provocando la caída de
los precios. El mítico italiano Enrico Mattei (ENI) era el principal
comprador de petróleo ruso. Además, anticipándose a la
historia, aprovechó el emergente nacionalismo anticolonial y
antiimperialista de los países exportadores de petróleo para celebrar
acuerdos de colaboración, tal como el que firmó en 1957
con la “National Iranian Oil Company” (NIOC). El 9 de agosto de
1960, ante el estrechamiento de los márgenes, las compañías
decidieron unilateralmente la reducción de los royalties pagados
a los gobiernos de los países petroleros. Ante ese estado
de cosas, el 14 de septiembre de 1960, los cinco países que
controlaban el 80% de las exportaciones mundiales de petróleo
(Arabia Saudí, Irán, Irak, Kuwait y Venezuela) crearon en Bagdad
la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), aunque
su constitución no tendría todavía mayores consecuencias
en los años inmediatos ya que, a excepción de Irán, el petróleo
estaba bajo concesión en favor de las compañías. Contrariamente,
durante la década de los 60, el precio real –descontada
la inflación– del petróleo cayó un 40%, impulsando un consumo
derrochador cuya máxima expresión fue protagonizada por los
diseños que salían de las cadenas de montaje de Detroit.
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
El american way of life y los felices años 60
El petróleo del s. XX había sustituido, definitivamente, al carbón
de la Revolución industrial del s. XIX. El petróleo era
más barato por abundante, más eficiente en términos energéticos
y más sostenible en su impacto medioambiental.
En consecuencia, entre 1955 y 1972, la cuota del carbón
en Europa cayó del 75% al 22%, al tiempo que el petróleo
ascendía desde un 23% al 60% sobre el total del consumo
energético. La demanda de petróleo en Europa entre 1949 y
1972 se había multiplicado por quince.
La calefacción central revolucionó los hogares en las sociedades
desarrolladas como Estados Unidos. El parque
automovilístico americano pasó, entre 1949 y 1972, de los
45 millones a los 119 millones de automóviles, de mayor
tamaño y cubicaje. En el resto del mundo, después de la
II Guerra Mundial circulaban sólo 18,9 millones de vehículos,
mientras que a inicios de la década de los 70 lo hacían
161 millones de automóviles. Los nuevos estilos de vida y
una planificación urbanística más esponjada, tanto en viviendas
unifamiliares como en la distribución comercial (malls),
se traducían en un aumento de la densidad automovilística.
La obtención del carné de conducir pasó a constituir un rito
simbólico que otorgaba el paso de la adolescencia a la madurez
y la independencia juvenil. Se estima que un 40% de
las proposiciones de matrimonio estadounidenses se habían
declarado en la intimidad de un automóvil.
A ello cabría añadir el desarrollo de la industria petroquímica,
debido a la sustitución de materiales tradicionales por
plásticos y nuevos productos elaborados a partir del petróleo
y del gas natural (fertilizantes, fibras sintéticas, detergentes,
etc.).
El petróleo del s. XX sustituyó al carbón de
la Revolución industrial del s. XIX, debido al
automóvil, al transporte aéreo y marítimo,
a la calefacción central y a la industria
petroquímica (plásticos, fertilizantes, etc.). La
obtención del carné de conducir constituye un
rito simbólico del paso de la adolescencia a la
independencia de la juventud
127
En 1970, la producción de petróleo de Estados Unidos alcanzó
los 11,3 millones de barriles/día, la mayor de su historia. A
partir de entonces, el declive de sus yacimientos y su consumo
creciente le convirtieron progresivamente en un país impor-
[04] NOVIEMBRE 2006
41

tador de petróleo. El fin de la autosuficiencia petrolera no impactó
en la percepción de los estadounidenses, debido al simultáneo
descubrimiento de crudo en 1967 en Prudhoe Bay (Alaska), el tercer
yacimiento más grande del mundo, así como las esperanzas
depositadas en el desarrollo alternativo de la energía nuclear.
En 1970, el precio del barril de petróleo (158,91 litros) se situaba
en 1,8 dólares.
La Guerra del Yom Kippur y el cártel de la OPEP
Desde la creación del estado de Israel en 1948, tras la renuncia
del mandato británico otorgado por la Liga de Naciones sobre Palestina,
los conflictos entre judíos y árabes-palestinos devinieron
una constante en la zona. Entre ellos, la guerra de los Seis Días
de 1967, en que Israel infringió una dolorosa derrota a Egipto y
ocupó el Sinaí y los altos del Golán.
El 6 de octubre de 1973, coincidiendo con el día más sagrado
(Yom Kippur) de los judíos, Anuar el-Sadat (Egipto) y Hafez al-Assad
(Siria) –con el apoyo del resto de los países árabes– ordenaron un
ataque por sorpresa contra Israel.
El Rey Faisal de Arabia Saudí antepuso su apoyo a los palestinos a
los tradicionales temores de la dinastía ante la posibilidad de que
la monarquía hachemita de Jordania recuperara el Hejaz, ante al
nacionalismo laico pan-árabe de Irak, ante los chiíes –pero persas,
no árabes– de Irán, o frente al comunismo soviético.
La Administración Nixon de Estados Unidos y otros países occidentales
(Países Bajos, Portugal, Sudáfrica y Rhodesia) reabastecieron
y mostraron su apoyo a Israel.
Los países miembros de la OPEP –que controlaban entonces el
65% de las exportaciones mundiales de petróleo– seguían los
acontecimientos desde su sede en Viena. El 16 de octubre de
42 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
© sxc.hu
1973, los países árabes de la OPEP e Irán se emplazaron para
una reunión en Kuwait. El ministro saudí del petróleo, Ahmad Zaki
Yamani, anunció sucesivos recortes mensuales del 5% en la producción
y que el nuevo precio del petróleo de referencia (Arabian
Light) sería de 5,11 dólares/barril, lo que significaba un incremento
del 70% sobre el precio vigente hasta entonces. La producción
de los países árabes de la OPEP e Irán en octubre de 1973 había
sido de 20,8 millones de barriles/día, reduciéndose hasta los
15,8 millones de barriles/día a finales de año.
En noviembre de 1973, la Comunidad Económica Europea (CEE)
aprobó una resolución de apoyo a la causa árabe. Francia reprochaba
a los Estados Unidos su exclusión de Oriente Medio, su
falta de apoyo durante la crisis de Suez y en Argelia. Los Países
Bajos recordaron que sus yacimientos de gas natural de Groningen
–descubiertos en 1959– suministraban el 40% del consumo
galo. Japón también expresó su comprensión por la posición árabe
en el conflicto, no en vano su dependencia de las importaciones
energéticas de Oriente Medio era la más alta del mundo
desarrollado.
A finales de diciembre de 1973, los ministros de petróleo de los
países miembros de la OPEP celebraron una nueva reunión en
Teherán. El precio del barril de petróleo se situó en 11,65 dólares,
calculado a partir del coste de oportunidad de sus sustitutivos
energéticos. El precio se había cuadruplicado entre septiembre
(2,59 dólares/barril) y diciembre (11,65 dólares/barril). En dicho
año 1973, Estados Unidos debía importar una media de 6,2 millones
de barriles/día. Bajo el impacto de los acontecimientos, el
Congreso aprobó la construcción del oleoducto de Alaska (Prudhoe
Bay-Port Valdez), a pesar del potencial deterioro medioambiental
de la tundra ártica y la bahía Prince William. El Consejero
de Seguridad Nacional y después Secretario de Estado, Henry
Kissinger, se apresuró a promover acuerdos de importación de
petróleo de la Unión Soviética –país no miembro de la OPEP– a
cambio de trigo americano.
El 16 de octubre de 1973, el ministro saudí del
petróleo, Ahmad Zaki Yamani, anunció que el
nuevo precio del petróleo de referencia (Arabian
Light) sería de 5,11 dólares/barril. A finales de
diciembre de 1973, la OPEP fijó el precio del barril
en 11,65 dólares. El precio del petróleo se había
cuadruplicado en apenas 2 meses
128
La economía mundial entró en recesión, con elevadas tasas de
desempleo e inflación y desequilibrios en las balanzas por cuenta

corriente (stagflation). El primer shock energético de oferta le había
dado el golpe de gracia. Pocos años antes, el 1 de agosto de
1971, el presidente Nixon había anunciado que la Reserva Federal
estadounidense dejaba de respaldar el dólar con el contravalor
en oro y divisas depositadas en Fort Knox (Kentucky), según lo
acordado en Bretton Woods en julio de 1944. El compromiso
de tipos de cambio fijos, pero ajustables, se abandonaba en
favor de la incertidumbre derivada de la volatilidad de los tipos
de cambio fluctuantes, provocando la dislocación del sistema
monetario y financiero mundial. Por otra parte, la financiación
monetaria y mediante endeudamiento público de los déficits
presupuestarios estructurales había provocado un entorno inflacionario
y de altos tipos de interés (crowding-out). Los países
con economías en desarrollo sufrieron, en términos relativos,
un impacto todavía mayor.
En febrero de 1974, a instancias de Henry Kissinger, los países
consumidores celebraron una Conferencia sobre Energía en Washington.
Como contrapeso a la OPEP, decidieron la constitución
de la Agencia Internacional de la Energía (IEA), con objeto de coordinar
sus políticas energéticas en el ámbito político-diplomático,
el establecimiento de reservas estratégicas y el fomento de las
PRECIO DEL PETRÓLEO, 1861-2005
Dólares/barril
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
129
medidas de ahorro y diversificación en el consumo de energía.
Francia no se sumó a la iniciativa, y optó por un extenso programa
de centrales y reactores nucleares.
Adicionalmente, tal como hiciera Mossadegh en Irán en 1951, los
países exportadores de petróleo habían empezado a denunciar las
concesiones de las compañías. Así, Venezuela anunció en 1971
una ley de reversión de las concesiones a la soberanía nacional
cuando finalizara su término, creando la compañía estatal “Petróleos
de Venezuela” (PdVSA). Irak nacionalizó las explotaciones de
la Irak Petroleum Co. en 1972. Dos años más tarde, Kuwait adquirió
el 60% del capital de la Kuwait Oil Co. y, en 1975, anunció la
nacionalización del resto. Arabia Saudí tomó bajo su control accionarial
el 60% de Aramco en 1974 y, en 1976, manifestó su interés
en la totalidad del capital. Las compañías estatales se habían convertido
en las propietarias soberanas de las reservas y empezaron
a moverse hacia las actividades de refino y comercialización. No
obstante, los antiguos concesionarios siguieron explorando, produciendo,
transportando, refinando y comercializando los hidrocarburos
y sus derivados, aunque ahora lo hacían bajo contratos de
servicios. Además, redireccionaron sus inversiones en exploración
hacia áreas ajenas a la OPEP (Alaska, Mar del Norte, México y
[04] NOVIEMBRE 2006
43

Canadá), aunque el coste y las dificultades tecnológicas en lugares
tan adversos como la tundra ártica o las aguas profundas
fueran superiores a las existentes en Oriente Medio. En 1975, el
yacimiento de Argyll (Mar del Norte) remitió petróleo por primera
vez a la terminal en tierra firme. A él se sumarían el Block 2/4 del
yacimiento noruego de Ekofisk y los yacimientos británicos de Forties
y Brent. En 1977, el crudo fluía también a través del oleoducto
de Trans-Alaska, cuya construcción en apenas 32 meses había
supuesto la pérdida de 31 vidas de trabajadores sometidos a las
duras condiciones del entorno natural.
La revolución islámica en Irán y
el segundo shock del petróleo (1979-80)
El derrocamiento del Sha de Irán el 16 de enero de 1979 y la
revolución islámica impulsada por el ayatolá Jhomeini, alimentó
el segundo shock petrolero. De inmediato, la tensión sobre las
reservas estratégicas catapultó el precio medio hasta 32 dólares/
barril, con puntas de hasta 42 dólares/barril. Poco más tarde, el
4 de noviembre de 1979, se inició la crisis de los rehenes de la
Embajada americana, que se alargó 444 días y acabó con la presidencia
de Jimmy Carter en favor de Ronald Reagan. En diciembre
de 1979, la Unión Soviética invadía Afganistán, que se constituiría
en el paso estratégico del petróleo del Mar Caspio hacia el Océano
Índico.
Los mayores países importadores del petróleo y el gas iraníes,
tales como la India y Japón, recibieron el primer impacto de la
Revolución jomeinista. Las refinerías debían adaptarse desde los
crudos ligeros iraníes a los más pesados de otras procedencias.
Los países exportadores se reubicaron desde los contratos a
largo plazo hacia los más lucrativos mercados spot, provocando
continuos arbitrajes por parte de los especuladores. Los superpetroleros
veían que el crudo que transportaban se revendía en alta
mar en sucesivos contratos. Para acabar de complicar las cosas,
los acontecimientos coincidieron en el tiempo con el accidente de
la planta nuclear de Three Mile Island (Harrisburg, Pennsylvania).
La demanda inelástica de los hidrocarburos, debido a la inexistencia
de sustitutivos directos a corto plazo, junto a la restricción de
la oferta controlada por la OPEP, había disparado las rentas por
exportación de petróleo. El reciclaje de los petrodólares generaría
una carrera entre los inversores y los receptores. Todo apuntaba
hacia una situación de dilema del prisionero con un equilibrio colusivo
estable a largo plazo.
No obstante, en septiembre de 1980, la predicción se vio alterada
por las hostilidades desatadas por el presidente suní
44 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
de Irak, Saddam Hussein, contra la revolución chií del ayatolá
Jhomeini en Irán. Los primeros objetivos fueron la refinería de
Abadán (estuario de Shatt-al-Arab), el pantalán off-shore de carga
de la isla de Kharg y la capital petrolera iraní Ahwaz. La guerra
entre Irak e Irán –ambos, miembros de la OPEP– perduraría hasta
1988, alimentada por el suministro de material militar y ayuda
de Occidente, la Unión Soviética, Arabia Saudí y Kuwait a Irak, y
por el acceso de Irán al mercado negro de armamento gracias a
lo que se conocería como el “caso Irán-Contra”, diseñado para
obtener fondos destinados a financiar la “contra” nicaragüense
frente a los sandinistas.
Además, el incentivo de los elevados precios estimuló la producción
de los países no miembros de la OPEP (Rusia, México, etc.),
que –ya en 1982– superaría el volumen de petróleo extraído por
la propia OPEP. Por su parte, el consumo se regía por principios
de ahorro energético y diversificación. Y, en fin, las cuotas asignadas
a los miembros del cártel no eran respetadas, por lo que Arabia
Saudí se veía obligada a actuar como productor compensador
(swing producer) para evitar las caídas bruscas del precio.
El segundo shock petrolero (1979-80) tuvo
su origen en el derrocamiento del Sha y la
revolución islámica del ayatolá Jhomeini
en Irán. No obstante, la guerra entre Irak e
Irán (1980-88), la producción de los países
no miembros de la OPEP (Rusia, México) y
el incumplimiento de las cuotas en el seno
del cártel, hundieron los precios en 1986 y
desarticularon la continuidad de un equilibrio
colusivo a largo plazo
130
El poder de mercado estaba pasando desde los productores a
los consumidores. Como una muestra más, el 30 de marzo de
1983, el “New York Mercantile Exchange” (Nymex) estableció un
contrato de futuros sobre el crudo de referencia West Texas Intermediate
(WTI). El petróleo pasaba de interesar no sólo a compañías
petroleras, geólogos y analistas de la industria, sino también
a inversores financieros institucionales y especuladores.
En 1986, Ahmed Zaki Yamani, que había sido ministro del petróleo
de Arabia Saudí desde 1962, consideró que su estrategia de
productor compensador no era sostenible a largo plazo. La decisión
de llevar la producción de los yacimientos saudíes a plena
capacidad hundió el precio del petróleo y desarticuló el cártel de
la OPEP. Yamani dejó Arabia Saudí para fundar el Centre for Global
Energy Studies (CGES) en Londres.

En marzo de 1989, el supertanque petrolero ExxonValdez derramaba
los 240.000 barriles de crudo que transportaba en
las prístinas aguas de la bahía Prince William (Alaska), sumándose
a los vertidos previos del TorreyCanyon, el Urquiola o el
AmocoCádiz. Después se sucederían los accidentes del Aegean
Sea, el Erika o el Prestige que –junto a las emisiones de
CO2 de las refinerías– situarían los efectos medioambientales
de la industria del petróleo en la agenda de preocupaciones de
los ciudadanos del planeta.
De la Guerra del Golfo (1990-91)
a la crisis asiática (1997-98)
El 2 de agosto de 1990, Irak invadió Kuwait, poniendo bajo amenaza
los prolíficos yacimientos saudíes y el conjunto de la región
de Oriente Medio. El emir Al-Sabah se exiló en Riad, acogido por
la familia Saud, que correspondía con la misma hospitalidad con
la que el Emirato había dado refugio a la dinastía Saud hacía casi
cien años. Desde Kuwait, en 1901, un joven Ibn Saud recuperaría
Riad de los Al-Rashid y, con el devenir del tiempo, constituiría el
nuevo estado de Arabia Saudí.
La invasión de Kuwait en 1991 puso el 20%
de las reservas mundiales de petróleo bajo el
control de Saddam Hussein de Irak. Los países
consumidores reaccionaron con una coalición
militar de 33 países, que desembocó en la
primera Guerra del Golfo
La amenaza que representaba el control del 20% de las reservas
mundiales de petróleo por parte de Saddam Hussein provocó la
reacción de los países consumidores, mediante una coalición militar
de 33 países. Los mercados de futuros dispararon el precio
a los 40 dólares/barril, ante el temor de una disrupción en el
suministro. Lloyds incrementó los costes del seguro marítimo en
el Golfo Pérsico. No obstante, Arabia Saudí y el resto de los países
productores suplieron en pocos meses los cuatro millones de
barriles diarios que dejaron de fluir desde Irak, Kuwait e Irán. Para
calmar el nerviosismo de los mercados de futuros, Estados Unidos
anunció que liberaba sus reservas estratégicas de petróleo.
El 17 de julio de 1991, la operación “Tormenta del desierto” –bajo
el mando del general Norman Schwarzkopf– convirtió la denominada
“madre de todas las batallas”, en una operación de apenas
un centenar de horas. La retirada iraquí dejó más de 600 pozos
petrolíferos en llamas en Kuwait, así como la rebelión interna de
los kurdos y los chiíes, asentados sobre los yacimientos más importantes
de Irak (Kirkuk en el norte y Rumalia en el sur).
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
A los pocos años, el progresivo regreso de Kuwait a la extracción
inundaría el mercado mundial de petróleo. Además, la
desintegración de la Unión Soviética significó la aparición de
grandes productores reacios a cualquier tipo de cuotas de producción,
tales como la propia Rusia, Kazajistán, Azerbaiyán y
Turkmenistán. En fin, en 1997, la especulación contra los regímenes
de tipos de cambio asiáticos hundió sus divisas (baht
en Tailandia, ringgit en Malasia, rupia en Indonesia, won en
Corea del Sur) y sus mercados de valores, provocando la crisis
asiática 1997-98. La caída de la actividad económica en el
área emergente de Asia-Pacífico redujo la demanda de hidrocarburos.
En diciembre de 1998, el barril de petróleo cotizaba
a menos de 10 dólares. Como afirmara un sarcástico Hugo
Chávez en Venezuela, el barril de petróleo se vendía a una décima
parte del agua mineral embotellada y casi a una milésima
del perfume francés.
Los atentados del 11 de septiembre de 2001
y la ocupación de Afganistán e Irak
Los atentados terroristas del 11 de septiembre de 2001 revelarían
el malestar de las bases demográficas de los países de
Oriente Medio. De los 19 terroristas que estrellaron los aviones
comerciales contra el World Trade Center de Nueva York, el Pentágono
en Washington y en un área rural de Pennsylvania, hasta
un total de 15 eran de nacionalidad saudí. En el interior de
Arabia Saudí, los atentados se han sucedido en condominios
de expatriados en Al-Khobar y contra instalaciones petroleras
(terminal de Yanbu, etc.). La ocupación de Afganistán y de Irak
ha abierto muchas incógnitas sobre el futuro de una región que
alberga las mayores reservas de hidrocarburos del mundo.
Los atentados del 11 de septiembre de 2001 y
la ocupación de Afganistán e Irak han abierto
muchas incógnitas sobre el futuro de Oriente
Medio, que alberga las mayores reservas de
hidrocarburos del mundo
131
Los atentados del 11 de septiembre de 2001, junto al estallido
de la burbuja tecnológica de los 90 en los mercados bursátiles
y los escándalos sobre la fiabilidad de la información económico-financiera
de las empresas (Enron, Arthur Andersen,
WorldCom), provocaron la pérdida de confianza de los inversores
y arrastraron hacia la recesión económica. La Reserva
Federal de Estados Unidos redujo su tipo de interés básico
hasta el 1% y el Banco Central Europeo lo situó en el 2%. Los
datos anunciaban una contracción de la actividad intensa y
temporalmente dilatada.
[04] NOVIEMBRE 2006
45

La demanda de China y el incremento
del precio del petróleo (2004-2006)
Contrariamente a lo esperado, la economía mundial se recuperó
con una velocidad inusitada, hasta el punto de que el ejercicio
2004 registró la mayor tasa del crecimiento mundial de los últimos
30 años. Esta recuperación se sustentó en el consumo y las
importaciones de Estados Unidos –financiados por el ahorro del
resto del mundo–, y en las balanzas por cuenta corriente superavitárias
de China y otros países asiáticos, Oriente Medio y, en
menor medida, América Latina.
Este ciclo económico mundial expansivo se ha traducido en una
presión de demanda de petróleo crudo, gas natural y carbón que
ha llevado los precios nominales hacia cotas históricas. Durante
el histórico ejercicio 2004, el consumo mundial de energía
primaria se encaramó hasta un incremento anual del 4,4%. En
concreto, el consumo de petróleo se incrementó un 3,6%. Durante
el año 2005, la demanda de energías primarias en el mundo
creció un 2,7%, mientras en la región Asia-Pacífico se aceleraba
un 5,8%. China representó más de la mitad del crecimiento del
consumo energético global en dicho ejercicio, alcanzando la posición
de segundo importador mundial de petróleo tras los Estados
Unidos.
Por el lado de la oferta, Arabia Saudí ha aumentado su producción
hasta los 11 millones de barriles/día. El proyecto del yacimiento
Khurais puede permitir el aumento adicional de su producción,
además de la procedente de Qatif y Abu Safah, Haradh 3 al sur de
Ghawar, Khursaniyah y Shaybah. La Rusia de Vladimir Putin está
siendo el salvavidas de la coyuntura energética con la producción
de Sibneft, Lukoil o TNK-BP. Azerbaiyán y Brasil también están
incrementando su suministro, así como los yacimientos en aguas
profundas de Angola. Contrariamente, la producción de Estados
Unidos y de los yacimientos del Mar del Norte del Reino Unido y
Noruega está descendiendo.
Las tensiones coyunturales registradas por el precio del petróleo
en estos últimos años se relacionan también con factores tales
como:
■ El conflicto permanente de Oriente Medio, con la creciente in-
fluencia chií en el Líbano y el Golfo Pérsico.
■ La escasa producción de los grandes yacimientos de Irak (Kirkuk,
Rumalia) y los riesgos geopolíticos en Irán, derivados del
programa nuclear de enriquecimiento de uranio.
■ Las tensiones en el Cáucaso, tales como la disputa de Nagorno-Karabaj
entre Armenia y Azerbaiyán, el secesionismo de
Abjasia en Georgia o el conflicto en Chechenia.
46 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
■ Los enfrentamientos civiles y religiosos en distintos países
petroleros (Delta del Níger, en Nigeria, o en Sudán).
■ La lucha política en torno a la compañía Yukos, con sus
interrogantes sobre la seguridad jurídica de las inversiones
en Rusia.
■ La insuficiente inversión en la cadena de valor del petróleo
–desde exploración a refino–, debido a los bajos precios del
pasado reciente y los escasos márgenes.
■ Los derechos anuales a pagar en los nuevos bloques de exploración
se han disparado. Las empresas chinas (Petrochina,
CNPC, Sinopec, CNOOC) e indias (OGNC) están ofreciendo mejores
condiciones de colaboración a los países productores.
■ Los costes operativos están creciendo a una tasa superior a
la tasa de nuevos descubrimientos.
■ La capacidad excedente de producción de la OPEP se ha situa-
do en sólo el 3%.
■ Los huracanes Katrina y Rita en el golfo de México obligaron
al cierre de refinerías y afectaron a las instalaciones de extracción
y logística, aumentando los márgenes de refino. Dicho
aumento incentivó una mayor demanda de crudo, que elevó
su precio.
■ La capacidad instalada de refino de crudos pesados (sour)
en destilados bajos en azufre (cracking capacity) ha presentado
cuellos de botella coyunturales, agravados por el déficit
de inversión en años precedentes. La desulfurización ha
sido clave.
■ Las aerolíneas y otros demandantes de productos ligeros
–preocupados por su aprovisionamiento– realizaron operaciones
de cobertura en los mercados de futuros de crudo que
trasladó la presión desde el mercado de productos al mercado
de crudo.
■ El incremento de la demanda de gasolina en Estados Unidos
–con la proliferación de automóviles SUV– y, muy particularmente,
por el crecimiento económico en China, la India y los
países emergentes.
■ Crudeza del invierno en el hemisferio norte y paradas de
reactores nucleares en Japón.
132
■ La seguridad del aprovisionamiento energético obliga a la
acumulación de inventarios, presionando a la demanda.
■ La especulación de los fondos de cobertura e inversores
financieros en los mercados de futuros de Nueva York y
Londres.
El elevado precio de los hidrocarburos ha generado un flujo de
beneficios importante en favor de los países exportadores y
de las compañías comercializadoras. Así, la mayor declaración
de beneficios de una compañía mercantil en la historia ha sido
la realizada por ExxonMobil al cierre del ejercicio 2005. La rein-

versión de dichos beneficios en exploración y tecnología –estimulada
por las expectativas de su recuperación vía precio– es
la mejor garantía del suministro futuro. A título de ejemplo,
pueden reseñarse los trabajos de prospección off-shore en el
proyecto Tahití (Golfo de México) que realiza Chevron con el
buque alquilado Discoverer Deep Seas. En este sentido, las
compañías que desarrollan tecnologías y prestan servicios a
la exploración –tanto de conocimiento como materiales– constituyen
un elemento determinante en la evolución del precio de
los hidrocarburos a medio plazo.
La demanda de gasolina en Estados Unidos y
el crecimiento económico en China, la India
y los países emergentes, junto a una oferta
limitada por la escasa inversión y un conjunto
de factores coyunturales, ha llevado al precio
nominal del petróleo a máximos históricos en
2004-2006
De igual manera, el creciente nacionalismo soberanista sobre
los recursos naturales está abocando a exploraciones que
aseguren la producción futura, eludiendo los condicionamientos
geopolíticos. Las compañías estatales controlan el
80% de las reservas conocidas de hidrocarburos y cada vez
son más independientes de la tecnología y el capital de las
compañías privadas occidentales, pudiendo acceder directamente
a las empresas de servicios petroleros (Halliburton,
Schlumberger, etc.).
El nuevo espíritu de frontera está llevando la exploración de
hidrocarburos hacia horizontes más lejanos, a mayores profundidades
terrestres y marinas, y con condiciones climatológicas
extremas.
La tecnología en la exploración de hidrocarburos dio un salto
cualitativo en los años 80 con la tecnología sísmica 3-D y la
perforación horizontal. Posteriormente, nuevos avances están
permitiendo la recuperación de los hidrocarburos remanentes
en pozos maduros.
RESERvAS: UNA CUESTIÓN CONTROvERTIDA
La cuantificación de las “reservas probadas” de petróleo (y
gas natural) constituye un punto controvertido. Las definiciones,
criterios de medición y prácticas para determinar las reservas
probadas difieren entre distintas instituciones, fuentes
estadísticas o empresas. En Estados Unidos es habitual
la utilización de los criterios establecidos por la US Securities
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
LA CADENA DE vALOR:
DEL UPSTREAM AL DOWNSTREAM
La cadena del valor del petróleo distingue las fases del upstream,
midstream y downstream.
El upstream se refiere a las actividades desglosadas en las
fases siguientes:
■ Exploración, que incluye los estudios geológicos y sísmicos
de prospección, que permiten la elaboración del mapa
del subsuelo con los yacimientos probables.
■ Perforación de pozos exploratorios, con objeto de sondear
y determinar la ubicación de los reservoirs.
133
■ Producción de pozos productivos mediante la extracción
de los hidrocarburos, tanto en tierra firme como a través
de plataformas marítimas.
El midstream incluye el transporte desde los pozos hasta
las zonas de almacenamiento o hasta las refinerías, mediante
oleoductos o buques petroleros.
El downstream abarca el procesamiento y refino del crudo
o su transformación en productos petroquímicos. La comercialización
de los productos destilados del petróleo (gasolina,
gasóleo, naftas, queroseno, fuel oil, gases licuados,
etc.) se canaliza a través de una compleja logística de transporte
mediante oleoductos, barcos de cabotaje, gabarras,
vagones y camiones-cisterna, que pone dichos productos
finales a disposición de las estaciones de servicio y de los
consumidores finales.
and Exchange Commission. En el Reino Unido se remiten a
las reglas contables del Statement of Recommended Practice
Accounting for Oil and Gas Exploration, Development, Production
and Decommissioning Activities (UK SORP).
En general, se consideran “reservas probadas” aquellas que
las informaciones geológicas y de ingeniería indican con certeza
razonable que pueden ser recuperadas en el futuro, desde
reservoirs conocidos y bajo las condiciones económicas y
operativas ya existentes. Un caso particular son las arenas
bituminosas de Canadá, que sólo se consideran reservas
probadas si están en desarrollo activo. Otra cuestión peculiar
son los petróleos pesados de Venezuela. Algunas compañías
[04] NOVIEMBRE 2006
47

como Royal Dutch/Shell o Repsol YPF han realizado ajustes
a escala empresarial en sus reservas probadas durante los
últimos ejercicios.
Los países miembros de la OPEP albergan el 75,2% de las
reservas probadas. Contrariamente, los países desarrollados
integrados en la OCDE únicamente cuentan con el 6,7% de
las reservas probadas de petróleo. Estados Unidos dispone
sólo del 2,4% de las reservas mundiales. Y China apenas del
1,3%, y la India del 0,5% La región Asia-Pacífico –que alberga
la mitad de la población mundial– sólo dispone del 3,7% de
las reservas de petróleo. Otras potencias industriales como
Japón, Alemania, Francia, Corea del Sur y España ni siquiera
aparecen en las estadísticas de reservas de petróleo en su
subsuelo.
Las reservas probadas mundiales de petróleo se concentran
geográficamente en el área de Oriente Medio que, en datos
de 2005, albergaba el 61,9 % del total mundial. Arabia Saudí
cuenta con 264,2 mil millones de barriles en su subsuelo,
que significan el 22,0% del mundo. Irán (11,5%), Irak (9,6%),
Kuwait (8,5%) y los Emiratos Árabes Unidos (8,1%), se sitúan
en los primeros puestos de esta clasificación.
Arabia Saudí alberga bajo sus arenas desérticas los mayores
yacimientos (Ghawar, Abqaiq, Safaniya, Berri, Zuluf, Marjan,
Shaybah). Arabia Saudí dispone de 80 yacimientos conocidos
de petróleo, más dos decenas de gas, que totalizan hasta
315 reservoirs separados de petróleo y gas susceptibles de
producción. Otros yacimientos de la región se encuentran en
Irán (Gach Saran, Agha Jari, Darkhovain, Azadegan), Irak (Kirkuk,
Rumalia) y Kuwait (Burgan).
Las reservas probadas de petróleo se
concentran geográficamente en el área de
Oriente Medio, que alberga el 61,9 % del total
mundial. Arabia Saudí cuenta con el 22,0%
del mundo, seguida de Irán (11,5%), Irak
(9,6%), Kuwait (8,5%) y los Emiratos Árabes
Unidos (8,1%). Contrariamente, Asia-Pacífico
–con la mitad de la población mundial– sólo
dispone del 3,7% de las reservas
El resto de áreas con reservas probadas ofrecen el valor añadido
de su situación geográfico-estratégica al margen de la
potencialmente conflictiva zona de Oriente Medio y el Golfo
Pérsico.
48 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
134
Así, Venezuela –con los yacimientos de Lago Maracaibo y Delta
del Orinoco– alberga el 6,6% de las reservas mundiales
probadas.
Rusia dispone del 6,2% de las reservas y tiene excelentes expectativas
en yacimientos tales como Isla Sakhalin, Krasnoyarsk-Evenkia,
Yakutia, Shtokmanovskoye, y Mar de Barents
(Ártico).
El petróleo pesado y las citadas arenas asfálticas de Canadá,
particularmente en la provincia de Alberta, constituyen una
adición relevante a las reservas, si bien los costes y el impacto
medioambiental de su explotación son significativos.
Entre las alternativas geográficas en el ámbito de reservas,
destacan los países ribereños del Mar Caspio [Proyecto
ACG (Azerbaiyán), yacimientos de Karachaganak, Kashagan
y Tengiz (Kazajistán)], los países del golfo de Guinea
[yacimientos del Delta del Níger (Nigeria), Alba, Ceiba y Zafiro
(Guinea Ecuatorial), Kizomba, Dalia y Girasol (Angola),
los yacimientos de Gabón, el de Chinguetti (Mauritania)],
así como el yacimiento de Cantarell (México), los de Albacora,
Marlim y Barracuda/Cataringa (Brasil), los de Cusiana
y Cupiaga (Colombia), los de Ourhoud y Hassi Berkine
(Argelia), así como los promisorios yacimientos situados
en la cuenca de Murzuq (Libia) y en Brunei. En Noruega,
cabe reseñar yacimientos tales como Snorre, Norne y Grane
(Mar del Norte).

RESERvAS PROBADAS DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas, en miles de millones de barriles
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
© sxc.hu
RESERvAS PROBADAS DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas, en porcentajes
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
135
[04] NOVIEMBRE 2006
49

RESERvAS PROBADAS DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas y países
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
50 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Miles de Total Reservas/
millones mundial Producción
de barriles (%) (años)
EE.UU. 29,3 2,4% 11,8
CANADÁ 16,5 1,4% 14,8
MÉXICO 13,7 1,1% 10,0
AMéRICA DEL NORTE 59,5 5,0% 11,9
ARGENTINA 2,3 0,2% 8,7
BRASIL 11,8 1,0% 18,8
COLOMBIA 1,5 0,1% 7,3
ECUADOR 5,1 0,4% 25,6
PERú 1,1 0,1% 27,1
TRINIDAD Y TOBAGO 0,8 0,1% 13,0
VENEZUELA 79,7 6,6% 72,6
OTROS
AMéRICA CENTRAL
1,3 0,1% 24,8
Y DEL SUR 103,5 8,6% 40,7
AZERBAIYÁN 7,0 0,6% 42,4
DINAMARCA 1,3 0,1% 9,3
ITALIA 0,7 0,1% 17,0
KAZAJISTÁN 39,6 3,3% 79,6
NORUEGA 9,7 0,8% 8,9
RUMANÍA 0,5

PRODUCCIÓN: EL DECLIvE DE LOS gRANDES ElEfANTES
La producción de petróleo superó los 81 millones de barriles/día
en el ejercicio 2005.
Los países integrantes de la OPEP produjeron 33,8 millones de
barriles diarios el año 2005, es decir el 41,7% del total, pero la
división y los enfrentamientos entre ellos hacen poco plausible un
acuerdo efectivo de cooperación en términos de cuotas de producción
o bandas de precios. En mucha menor medida cabe la
posibilidad de que la OPEP pudiera acordar un cártel del mercado,
como hiciera entre 1973 y 1986.
Los países miembros de la OCDE, que agrupa a las economías
más desarrolladas del mundo, alcanzaron un significativo 23,6%
de la producción mundial de petróleo en el ejercicio 2005. No obstante,
dicho porcentaje irá reduciéndose en el futuro debido a que
sus reservas probadas están disminuyendo.
Los países integrantes de la OPEP produjeron
33,8 millones de barriles/día en 2005, es decir,
el 41,7% del total mundial. Rusia extrajo el 12,1% del
petróleo del mundo. En dicho ejercicio, los países
miembros de la OCDE, que agrupa a las economías
más desarrolladas del mundo, alcanzaron un 23,6%
de la producción mundial de petróleo
Arabia Saudí es el mayor productor de petróleo del mundo, ya que
extrajo más de 11 millones de barriles/día, que representó el
13,5% del petróleo extraído durante 2005 en el mundo. Además
de Arabia Saudí, la zona de Oriente Medio agrupa a varios de los
grandes productores y exportadores de petróleo. Así, en 2005, Irán
produjo el 5,1% del total mundial, Kuwait el 3,3% y los Emiratos
Árabes Unidos (UAE) también un 3,3%. En esta área destaca la
mayor capacidad productiva alcanzada por Qatar, que aumentó su
producción un 9,0% durante el ejercicio 2005.
Por su parte, Rusia está siendo el salvavidas de la coyuntura por
la que está pasando el mercado petrolero mundial. En 2005, la
extracción de Rusia fue de 9,5 millones de barriles/día, que representó
un 12,1% del total mundial.
Estados Unidos produjo casi 7 millones de barriles/día, un 8% del
mundo, pero es un importador neto dada su “adicción” al consumo
de derivados del petróleo.
Venezuela consiguió producir hasta 3 millones de barriles/día, un
4% del mundo, si bien la actividad de PdVSA registra un ritmo de
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
137
extracción que no se corresponde con el volumen de reservas en
el Lago Maracaibo y el Delta del Orinoco.
Contrariamente, Brasil incrementó su producción petrolífera en
2005 en un 11,1%, hasta representar el 2,2% del mundo, gracias
a su compañía Petrobras y a las empresas que operan en plataformas
off-shore.
Noruega (3,5% de la producción mundial) y Reino Unido (2,2% de
la producción mundial) siguen situados entre los grandes países
petroleros, si bien los yacimientos del Mar del Norte muestran una
capacidad de extracción en disminución, que se tradujo en una
reducción de la producción en un 7,5% y en un 11,0% respectivamente
durante 2005.
En la prometedora región africana, particularmente en el golfo de
Guinea, destaca la producción del 3,2% del petróleo mundial procedente
de Nigeria. A pesar de los conflictos tribales y religiosos
en el delta del Níger y de la disputa territorial de la península de
Bankusi con Camerún, Nigeria aumentó su producción en un 3,1%
en el año 2005.
Por su parte, Angola catapultó su producción un 26%, hasta situar
su cuota mundial de producción en 1,6%. Guinea Ecuatorial ha confirmado
las prometedoras prospecciones en los yacimientos Alba,
Ceiba y Zafiro, con un incremento en la extracción de petróleo en
un 7,9% durante 2005.
El giro político copernicano registrado en Libia, que se ha traducido
en la apertura a nuevas inversiones en prospección y producción,
ha permitido el aumento del 5,9% de la extracción de petróleo en
2005, lo que ha llevado su porcentaje sobre el total mundial hasta
un significativo 2,1%.
En el área Asia-Pacífico, China produjo 3,6 millones de barriles/día,
claramente insuficientes para atender la voracidad de su demanda
energética, lo que le ha llevado a convertirse en el segundo importador
de petróleo del mundo. De igual manera, la producción de
sólo 0,8 millones de barriles/día de la India la hacen muy dependiente
de las importaciones desde terceros países.
En fin, Indonesia representa un 1,9% de la producción del mundo
y Malasia casi el 1%.
En España, la producción de los yacimientos de crudo en Ayoluengo
(Burgos) y en Boquerón, Casablanca y Rodaballo (costa de Tarragona)
sólo cubre el 0,2% del petróleo consumido.
[04] NOVIEMBRE 2006
51

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, 1980-2005
Áreas geográficas, en millones de barriles/día
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
BARRILES vS. TONELADAS
El petróleo se mide en barriles (Estados Unidos y en el mundo),
en toneladas (Unión Europea) y en kilolitros (Japón).
La medición en barriles se debe a que, tras su descubrimiento
en Pennsylvania a mediados del s. XIX, el petróleo se
almacenó en barriles de whiskey de 42 galones (158,91 litros).
El origen de la referencia procedía de Inglaterra, donde
una norma del Rey Eduardo IV en 1482 estableció el barril de
42 galones como el estándar en el comercio de pescado procedente
del Mar del Norte. El barril de cerveza de Londres
era de 36 galones y el de vino de 31,5 galones.
La equivalencia entre barriles y toneladas depende del tipo
de crudo, aunque el factor de conversión se sitúa de media
en 7,33 barriles/tonelada.
El petróleo se refina en productos derivados, de mayor valor
añadido por su versatilidad y aplicabilidad a distintos destinos
industriales, comerciales y domésticos. Entre dichos
52 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
productos derivados del petróleo se incluyen la gasolina, el
gas natural licuado (LPG), el etano, la nafta, el queroseno, el
gasoil, el fuel oil, los lubricantes, el asfalto, los perfumes e
insecticidas, y hasta más de 4.000 productos petroquímicos
(etileno, propileno, benceno, amoníaco, metanol, plásticos,
fibras sintéticas, caucho sintético, detergentes y fertilizantes
químicos).
Un barril de petróleo crudo da lugar a la siguiente composición
de productos refinados: 79,5 litros de gasolina, 11,5
litros de combustible para reactores, 34 litros de gasoil y
destilados, 15 litros de lubricantes y 11,5 litros de residuos
más pesados.
138
© sxc.hu

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas y países
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Miles de Total mundial
barriles/día (%)
EE.UU. 6830 8,0%
CANADÁ 3047 3,7%
MÉXICO 3759 4,8%
AMéRICA DEL NORTE 13636 16,5%
ARGENTINA 725 0,9%
BRASIL 1718 2,2%
COLOMBIA 549 0,7%
ECUADOR 541 0,7%
PERú 111 0,1%
TRINIDAD Y TOBAGO 171 0,2%
VENEZUELA 3007 4,0%
OTROS
AMéRICA CENTRAL
142 0,2%
Y DEL SUR 6964 9,0%
AZERBAIYÁN 452 0,6%
DINAMARCA 377 0,5%
ITALIA 118 0,2%
KAZAJISTÁN 1364 1,6%
NORUEGA 2969 3,5%
RUMANÍA 114 0,1%
RUSIA 9551 12,1%
TURKMENISTÁN 192 0,2%
REINO UNIDO 1808 2,2%
UZBEKISTÁN 126 0,1%
OTROS 463 0,6%
EUROPA
Y EURASIA 17534 21,7%
IRÁN 4049 5,1%
IRAK 1820 2,3%
KUWAIT 2643 3,3%
OMÁN 780 1,0%
QATAR 1097 1,3%
ARABIA SAUDÍ 11035 13,5%
SIRIA
EMIRATOS ÁRABES
469 0,6%
UNIDOS (UAE) 2751 3,3%
Miles de Total mundial
barriles/día (%)
YEMEN 426 0,5%
OTROS 48 0,1%
ORIENTE MEDIO 25119 31,0%
ARGELIA 2015 2,2%
ANGOLA 1242 1,6%
CAMERúN 58 0,1%
CHAD
REP. DEL CONGO
173 0,2%
(BRAZZAVILLE) 253 0,3%
EGIPTO 696 0,9%
GUINEA ECUATORIAL 355 0,5%
GABóN 234 0,3%
LIBIA 1702 2,1%
NIGERIA 2580 3,2%
SUDÁN 379 0,5%
TúNEZ 74 0,1%
OTROS 72 0,1%
ÁFRICA 9835 12,0%
AUSTRALIA 554 0,6%
BRUNEI 206 0,3%
CHINA 3627 4,6%
INDIA 784 0,9%
INDONESIA 1136 1,4%
MALASIA 827 0,9%
TAILANDIA 276 0,3%
VIETNAM 392 0,5%
OTROS 199 0,2%
ASIA-PACíFICO 8000 9,8%
TOTAL MUNDIAL 81088 100,0%
OCDE 19763 23,8%
OPEP 33836 41,7%
NO-OPEP (*) 35408 43,4%
(*)(ex-Unión Soviética) 11844 14,8%
139
[04] NOVIEMBRE 2006
53

El ratio Reservas/Producción refleja el número de años que las
reservas probadas pueden seguir produciendo al ritmo vigente
de extracción.
Durante los últimos tiempos, dicho ratio se ha situado por encima
del horizonte de los 40 años, cuando apenas superaba los 30
años a inicios de la década de los 80.
RATIO RESERvAS/PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO,
1981-2005
Años
50
40
30
20
10
0
Por áreas geográficas, el ratio Reservas/Producción muestra
la diversidad geográfica de la localización y volumen de las
reservas probadas en relación con su ritmo de extracción.
Así, el ratio Reservas/Producción (R/P) en Oriente Medio es
superior a los 80 años, destacando en este punto los horizontes
dilatados de Irak, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos e
Irán. Arabia Saudí agotaría sus reservas probadas dentro de
65 años. En América Central y Sudamérica el ratio R/P alcanza
los 40 años, con Venezuela en la situación más favorable
(72,6 años). Otros países con altos ratios de preservación de
sus reservas probadas en relación con sus actuales ritmos de
extracción, son Kazajistán (79,6 años), Libia (63 años), Sudán
(46,3 años), Azerbaiyán (42,4 años), Nigeria (31,8 años), Rusia
(21,4 años), Gabón (25,8 años) y Angola (19, 9 años).
Contrariamente, en las áreas consumidoras como Estados Unidos,
Europa y Asia-Pacífico, las reservas probadas se agotan
en pocas décadas al actual ritmo de producción. Así, Estados
Unidos agota sus reservas en apenas 12 años y México en 10
54 [04] NOVIEMBRE 2006
81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
años. Los horizontes temporales para Noruega y Reino Unido
también se cumplen en la próxima década.
El ratio Reservas/Producción de petróleo se
ha situado más allá del horizonte de los 40
años. Con el actual ritmo de extracción, las
reservas probadas en las áreas consumidoras
(Estados Unidos, Europa y Asia-Pacífico) se
agotan en pocas décadas. El debate sobre el
peak oil y la curva de Hubbert se ha cargado
de una confrontación emocional y sorda entre
los maltusianos de la energía y los defensores
de la cornucopia energética
El debate sobre el peak oil y la curva de Hubbert se ha cargado
de una confrontación emocional y sorda entre los maltusianos
de la energía y los defensores de la cornucopia energética,
en detrimento de aproximaciones alternativas. Como toque de
atención, cabe recordar que el 20% de la producción mundial
de petróleo se asienta sobre las reservas de 14 yacimientos
(los grandes elefantes) cuya media de edad es de 44 años. En
particular, la sobreproducción de los yacimientos saudíes está
preocupando a algunos analistas (Simmons & Co., etc.), que
aventuran su progresivo agotamiento antes de lo previsto.
RATIO RESERvAS/PRODUCCIÓN
DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas
Años
100
80
60
40
20
0
América
del Norte
América Central
y del Sur
Europa
y Eurasia
Oriente Medio
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
África
Asia-Pacífico
140

OPEP
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
se constituyó por los cinco países fundadores (Arabia Saudí,
Kuwait, Irán, Irak y Venezuela) en Bagdad el 14 de septiembre
de 1960. Con posterioridad, a esta organización
intergubernamental se unieron Qatar (1961), Indonesia
(1962), Libia (1962), Emiratos Árabes Unidos (1967),
Argelia (1969), Nigeria (1971), Ecuador (1973) y Gabón
(1975). Ecuador abandonó la OPEP en 1992 y Gabón en
1994. Desde 1965, la OPEP tiene su sede en Viena.
La OPEP agrupa el 75,2% de las reservas mundiales probadas
de petróleo y suministró durante el ejercicio 2005
una media de 33,8 millones de barriles/día (el 41,7% del
total mundial). La escasa cohesión de los países integrantes
de la OPEP hace difícil la creación de un cártel del
mercado mundial de petróleo, tal como hiciera en el período
1973-1986. No obstante, dadas sus ingentes reservas
y el progresivo agotamiento de los yacimientos en otras
áreas del mundo, la OPEP concentrará la mayor parte de
las reservas de crudo en un horizonte de 20 años.
La cesta de referencia de la OPEP (OPEP Reference Basket
(ORB)) se construye con los siguientes crudos: Saharan
Blend (Argelia), Minas (Indonesia), Iran Heavy (República
Islámica de Irán), Basra Light (Irak), Kuwait Export (Kuwait),
Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar),
Arab Light (Arabia Saudí), Murban (Emiratos Árabes
Unidos (UAE)) y BCF 17 (Venezuela).
Las compañías nacionales de petróleo de los países miembros
de la OPEP pueden consultarse en:
Argelia (www.sonatrach.dz)
Indonesia (www.pertamina.co.id)
Irán (www.nioc.com)
Kuwait (www.kpc.com.kw)
Libia (www.noclibya.com)
Nigeria (www.nnpc-nigeria.com)
Qatar (www.qp.com.qa)
Arabia Saudí (www.saudiaramco.com)
Emiratos Árabes Unidos (www.adnoc.com)
Venezuela (www.pdv.com)
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
REFINO: CADA vEz MÁS hEAvy/SOUR
Y MENOS lighT/SWEET
La industria de refino alcanzó una capacidad instalada de 85,7
millones de barriles/día en 2005.
Los países miembros de la OCDE albergan en su territorio el 51,9
% de la capacidad total mundial de refino de petróleo. Estados Unidos
destaca con una capacidad superior a los 17 millones de barriles/día,
que representa un 20,2% del mundo. La Unión Europea
(25) tiene un 17,4% de la capacidad mundial de refino, equivalente
a casi 15 millones de barriles diarios. En particular, destacan las
capacidades instaladas de refino en Alemania con 2,3 millones de
barriles/día, y en Italia con una capacidad similar, que significan el
2,7% mundial para cada país. Francia y el Reino Unido disponen de
unas capacidades de refino de casi 2 millones de barriles diarios,
mientras que España tiene una capacidad instalada de casi 1,4
millones de barriles/día y, en fin, los Países Bajos superan la capacidad
de refino diario de 1,2 millones de barriles de petróleo.
Alternativamente, el área de Oriente Medio únicamente dispone
de un 8,4% de la capacidad mundial, a pesar de concentrar las
mayores reservas probadas y constituir el origen del mayor flujo de
exportación petrolera del mundo. En particular, Arabia Saudí dispone
de una capacidad diaria de refino algo superior a los 2 millones
de barriles y Kuwait casi alcanza el millón diario.
En China se sitúa el 7,7% mundial de la capacidad de refino del
mundo, que representa 6,5 millones de barriles/día. Japón tiene
una capacidad instalada de refino de petróleo de 4,5 millones de
barriles diarios, que totaliza el 5,3% mundial. Por su parte, Corea
del Sur y la India tienen sendas capacidades de refino que se
sitúan sobre los 2,5 millones de barriles/día, un 3,0% de la
capacidad mundial respectivamente. Singapur tiene una capacidad
de refino de 1,2 millones de barriles diarios, representativa
del 1,5% mundial.
Sede de la OPEP, viena
141
[04] NOVIEMBRE 2006
55

Finalmente, son de destacar las capacidades instaladas en
países como Brasil, que alberga el 2,3% mundial, México
con el 1,7% y Venezuela (Amuay-Cardón, El Palito) con el
1,6% del total del mundo.
La demanda de productos refinados está enfrentando una
restricción de capacidad, derivada de las insuficientes inversiones
en esta fase de la cadena de valor. En consecuencia,
la utilización media de la capacidad instalada de refino a
escala global se incrementó hasta el 86,3%. En este punto,
cabe recordar la disrupción en las operaciones de refino
provocadas por los huracanes Katrina y Rita en el golfo de
México, que tensionó una mayor utilización de la capacidad
instalada en otras áreas. Adicionalmente, existe un desequilibrio
entre la demanda de productos limpios y una mayor
oferta de crudos pesados, debido al agotamiento de los petróleos
ligeros.
La demanda de productos refinados está
enfrentando una restricción de capacidad
instalada a escala global, derivada de las
insuficientes inversiones en esta fase de
la cadena de valor. Existe un desequilibrio
entre la demanda de productos limpios y
una mayor oferta de crudos pesados, debido
al agotamiento de los petróleos ligeros
El ejercicio 2005, siguiendo la estela del precedente 2004,
registró un alza considerable de los márgenes de refino de
los productos petrolíferos de referencia en las distintas regiones
del mundo. Así, el US Gulf Coast (USGC) West Texas
REFINO DE PETRÓLEO, 1971-2004
Millones de toneladas
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500
1.000
500
56 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Sour Coking llegó a superar un margen de refino de 16 dólares
por barril, al tiempo que el North West Europe Brent
Craking (NWE Rotterdam) y el Singapore Dubai Hydrocracking
llegaron a situarse en la banda de los 6-8 dólares/barril.
CONSUMO: ESTADOS UNIDOS, CHINA
Y TODOS LOS DEMÁS
El consumo de petróleo alcanzó los 82,5 millones de barriles/día
en el ejercicio 2005.
La demanda del conjunto de países desarrollados de la
OCDE significó casi el 60% del consumo mundial. En particular,
Estados Unidos consumió casi 21 millones de barriles/
día, es decir, un 24,6% del total mundial, a pesar de que su
población apenas alcanza el 5% del planeta. Por su parte, la
Unión Europea (25) fue el destino del 18,3% del petróleo del
mundo durante 2005. Estados Unidos registra una intensidad
energética per cápita que duplica la de Europa y Japón y
se dispara hasta diez veces la media mundial.
Desglosando por estados miembros de la UE, cabe reseñar
el consumo de petróleo de más de 2,5 barriles/día de
Alemania, que significa un 3,2% del mundo. Francia consume
diariamente más de 1,9 millones de barriles, el 2,4%
mundial. Italia y el Reino Unido se sitúan alrededor de 1,8
millones de barriles/día de consumo, que representan sendas
cuotas mundiales del 2,2%. La economía española ya
demanda más de 1,6 millones de barriles diarios, cota que
significa el 2,1% mundial. En fin, los Países Bajos han superado
el millón de barriles consumidos al día, con un 1,3% de
cuota a escala global.
0 1971 1974 1977 1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
África
América Latina
Resto Asia
China
Europa No-OCDE
Ex-Unión Soviética
Oriente Medio
OCDE
142

En el área Asia-Pacífico, China ha duplicado su consumo de
petróleo en apenas una década, convirtiéndose en la segunda
economía más adicta al petróleo en el mundo. En 2005, el
consumo de petróleo en China alcanzó casi los 7 millones de
barriles/día, que representa el 8,5% mundial. Por su parte,
Japón consumió el 6,4% del petróleo demandado en el conjunto
del mundo. La práctica totalidad de los 5,3 millones de
barriles/día consumidos por la economía japonesa en 2005
era procedente de la importación de terceros países. Una situación
similar se registra en Corea del Sur, dada su depen-
CONSUMO DE PETRÓLEO, 1980-2005
Áreas geográficas, en millones de barriles diarios
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
CONSUMO DE PETRÓLEO, 2005
Áreas geográficas y países
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Miles de Total mundial
barriles/día (%)
EE.UU. 20655 24,6%
CANADÁ 2241 2,6%
MÉXICO 1978 2,3%
AMéRICA DEL NORTE 24875 29,5%
ARGENTINA 421 0,5%
BRASIL 1819 2,2%
CHILE 257 0,3%
COLOMBIA 230 0,3%
ECUADOR 148 0,2%
PERú 139 0,2%
VENEZUELA 553 0,7%
OTROS 1208 1,5%
AMéRICA CENTRAL
Y DEL SUR 4776 5,8%
dencia petrolera. En su caso, el consumo se situó en los 2,3
millones de barriles/día, un 2,7% del total mundial. En fin, la
India apenas consume 2,5 millones de barriles/día, un 3,0%
mundial, a pesar de su densidad demográfica.
Estados Unidos –con menos del 5% de la
población del planeta– consumió casi 21
millones de barriles/día (24,6% del total
mundial) en 2005. China ha duplicado su
consumo de petróleo en menos de una década
Miles de Total mundial
barriles/día (%)
ARGELIA 254 0,3%
EGIPTO 616 0,8%
SUDÁFRICA 529 0,6%
OTROS 1363 1,7%
ÁFRICA 2763 3,4%
AUSTRIA 294 0,4%
AZERBAIYÁN 103 0,1%
BIELORRUSIA 137 0,2%
BÉLGICA Y LUXEMBURGO 809 1,0%
BULGARIA 109 0,1%
REPúBLICA CHECA 211 0,3%
DINAMARCA 189 0,2%
FINLANDIA 233 0,3%
FRANCIA 1961 2,4%
143
[04] NOVIEMBRE 2006
57

ALEMANIA 2586 3,2%
GRECIA 429 0,5%
HUNGRÍA 151 0,2%
ISLANDIA 19 < 0,05%
IRLANDA 196 0,2%
ITALIA 1809 2,2%
KAZAJISTÁN 208 0,3%
LITUANIA 57 0,1%
PAÍSES BAJOS 1071 1,3%
NORUEGA 213 0,3%
POLONIA 478 0,6%
PORTUGAL 320 0,4%
RUMANÍA 240 0,3%
RUSIA 2753 3,4%
ESLOVAQUIA 73 0,1%
ESPAñA 1618 2,1%
SUECIA 315 0,4%
SUIZA 262 0,3%
TURQUÍA 650 0,8%
TURKMENISTÁN 110 0,1%
UCRANIA 294 0,4%
REINO UNIDO 1790 2,2%
UZBEKISTÁN 161 0,2%
OTROS 502 0,6%
EUROPA Y EURASIA 20350 25,1%
IRÁN 1659 2,0%
KUWAIT 280 0,4%
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
58 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
CHINA: CONSUMO DE PETRÓLEO, 1997-2006
Millones de toneladas (izda.) y porcentaje de variación anual (dcha.)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
QATAR 98 0,1%
ARABIA SAUDÍ
EMIRATOS ÁRABES
1891 2,3%
UNIDOS (UAE) 376 0,5%
OTROS 1436 1,8%
ORIENTE MEDIO 5739 7,1%
AUSTRALIA 884 1,0%
BANGLADESH 82 0,1%
CHINA 6988 8,5%
HONG KONG (CHINA) 285 0,4%
INDIA 2485 3,0%
INDONESIA 1168 1,4%
JAPóN 5360 6,4%
MALASIA 477 0,6%
NUEVA ZELANDA 152 0,2%
PAKISTÁN 353 0,5%
FILIPINAS 314 0,4%
SINGAPUR 826 1,1%
COREA DEL SUR 2308 2,7%
TAIWÁN 884 1,1%
TAILANDIA 946 1,2%
OTROS 445 0,5%
ASIA-PACíFICO 23957 29,1%
TOTAL MUNDIAL 82459 100,0%
UNIóN EUROPEA (25) 14772 18,3%
OCDE 49254 59,2%
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Gasolina
Diesel
Fuel Oil
Otros
% Crecimiento anual
Fuente: SINOPEC y LEE, Julian (2006) fundamentals of the Oil Market, CGES
40%
35%
30%
25%
20%
15%
10%
5%
0
144

Entre otros países que destacan por su consumo de petróleo,
resaltan grandes productores como Rusia con el 3,4% mundial,
México con el 2,3%, Brasil con el 2,2% y Venezuela con
el 1,5%. De igual manera, los altos consumos per cápita de
Arabia Saudí e Irán disparan sus cuotas mundiales de consumo
al 2,3% y al 2,0%, respectivamente.
AGENCIA INTERNACIONAL DE LA ENERGíA (IEA)
La Agencia Internacional de la Energía (IEA), entidad autónoma
asociada a la OCDE, fue creada en noviembre de 1974 por los
países consumidores de petróleo, como consecuencia de la
crisis energética de 1973-74. La Agencia Internacional de la
Energía (IEA) agrupa a 26 países miembros representativos
de las economías desarrolladas, con el objeto de coordinar
las decisiones en casos de crisis energética.
Actualmente, los objetivos de la Agencia Internacional de la
Energía (IEA) incluyen también la política de seguridad energética
y la sostenibilidad ambiental del desarrollo económico,
por lo que analiza cuestiones tales como el cambio climático,
la cooperación en la innovación y la tecnología energéticas y la
eficiencia del mercado internacional de la energía.
La Agencia Internacional de la Energía (IEA) tiene su sede en
París.
MERCADO INTERNACIONAL:
HACIA UNA MAYOR DEPENDENCIA
El comercio de petróleo constituye el primer epígrafe entre las
mercancías (legales) objeto de transacciones internacionales. Un
impresionante complejo logístico y financiero permite asignar de
forma eficiente, a escala global, las demandas de importación de
los países industriales y emergentes con las exportaciones procedentes
de distintas áreas del mundo.
Estados Unidos, que también es un gran productor de petróleo,
muestra una voracidad de consumo que lo eleva al primer importador
mundial. La economía norteamericana importó diariamente un
total de 13,5 millones de barriles de petróleo durante el año 2005,
cifra que representa el 27,1% del total mundial. Cabe resaltar que
Estados Unidos fue –durante muchas décadas– un exportador neto
de petróleo, suministrando las necesidades energéticas del resto
del mundo. En particular, Estados Unidos facilitó buena parte de
los derivados del petróleo (gasolina, queroseno) consumidos por
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
la maquinaria bélica de los ejércitos aliados durante la II Guerra
Mundial. Desde la década de los 70, Estados Unidos pasó de gozar
de autosuficiencia energética a constituirse en un país “adicto”
a las importaciones de petróleo procedentes de terceros países. A
excepción de la inexplorada Alaska, el intenso ritmo de extracción
en sus yacimientos y el incremento sostenido en el consumo por
parte de los automovilistas americanos, está provocando el agotamiento
de las reservas probadas de petróleo en Estados Unidos y
su creciente dependencia de las importaciones. Así, Estados Unidos
importó diariamente 8,8 millones de barriles de petróleo en
1995, mientras que este flujo ha alcanzado los 13,5 millones de
barriles/día en 2005, tan sólo en el transcurso de una década.
Estados Unidos es una economía
“adicta” al petróleo. En 2005, la economía
norteamericana importó diariamente un total
de 13,5 millones de barriles (27,1% de las
importaciones mundiales de petróleo), mientras
que ese flujo era de 8,8 millones de barriles/día
hace tan sólo una década
145
Europa le va a la zaga, aunque la eficiencia energética del
Viejo Continente es superior a la existente en Estados Unidos.
En 2005, Europa tuvo que importar más de 13,2 millones de
barriles de petróleo cada día, lo que representa el 26,6% de
las importaciones mundiales de esta commodity.
La economía de Japón, que registra una total dependencia de
las importaciones en materia de petróleo, tuvo que importar
más de 5 millones de barriles/día durante 2005 para alimentar
su demanda. Es decir, Japón compra el 10,5% del petróleo
que se pone a la venta en el mercado mundial.
En el mapa de las exportaciones mundiales de petróleo destaca
la relevancia de la región de Oriente Medio, de donde
procede casi el 40% del petróleo objeto de comercio internacional.
Arabia Saudí es el primer productor y exportador
mundial de crudo.
En los últimos años, Rusia –segundo productor y exportador
mundial– y los países que estaban integrados en la antigua
Unión Soviética han adquirido relevancia como área suministradora
de petróleo al mercado mundial. En concreto, la zona
exporta más de 7 millones de barriles/día, un 14,2% del total
mundial. Debe tenerse presente que las exportaciones de dicha
zona totalizaban sólo unos 2,7 millones de barriles/día
en 1995.
[04] NOVIEMBRE 2006
59

Una de las alternativas exportadoras que ayudan a diversificar
la concentración geográfica que presentan las exportaciones mundiales
de petróleo viene constituida por la región de África Occidental
(Nigeria, Camerún, Gabón, Guinea Ecuatorial, Angola). Dicha
zona exportó, en 2005, más de 4,3 millones de barriles diarios,
cuando sus exportaciones se reducían a 2,7 millones de barriles/
día en 1995. La sucesiva ampliación de su capacidad productiva
se tradujo, en un aumento del 7,7% en sus exportaciones de petróleo
durante el ejercicio 2005, alcanzando una cuota del 8,7%
del mercado mundial.
Por su parte, al sur del Río Bravo, América Latina (México, América
Central y Sudamérica) exportaron 5,5 millones de barriles/día
durante 2005. Es decir, América Latina representa el 11,2% de las
exportaciones mundiales de petróleo, destacando el volumen de
las exportaciones mexicanas y venezolanas.
COMERCIO MUNDIAL DE PETRÓLEO, 2005
Miles de barriles/día
IMPORTACIONES
EE.UU. 13525 27,1%
EUROPA 13261 26,6%
JAPóN 5225 10,5%
RESTO DEL MUNDO 17895 35,8%
TOTAL MUNDIAL 49906 100,0%
EXPORTACIONES
EE.UU. 1129 2,3%
CANADÁ 2201 4,4%
MÉXICO 2065 4,1%
AMÉRICA CENTRAL Y DEL SUR 3528 7,1%
EUROPA 2149 4,3%
EX-UNIóN SOVIÉTICA 7076 14,2%
ORIENTE MEDIO 19821 39,7%
NORTE DE ÁFRICA 3070 6,2%
ÁFRICA OCCIDENTAL 4358 8,7%
ASIA-PACÍFICO 2967 5,9%
RESTO DEL MUNDO 1542 3,1%
TOTAL MUNDIAL 49906 100,0%
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
El análisis de la matriz de flujos origen/destino del comercio internacional
de petróleo revela el grado de dependencia geográfica
entre importadores y exportadores.
60 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Total mundial (%)
146
Estados Unidos importa los 13,5 millones de barriles/día
que requiere su economía siguiendo criterios de diversificación
geográfica. Así, en 2005, Estados Unidos importó una
media diaria de 2,8 millones de barriles procedentes de
América Central y del Sur, Asímismo, adquirió 2,3 millones
de barriles/día de petróleo de Oriente Medio. Desde Canadá
importó casi 2,2 millones de barriles diarios y desde
México algo más de 1,6 millones de barriles/día. África
Occidental suministró a Estados Unidos 1,9 millones de
barriles/día. En fin, el petróleo del Mar del Norte europeo
significó 1,1 millones en términos de importaciones estadounidenses.
Las importaciones procedentes de Rusia y
los antiguos países integrantes de la Unión Soviética no
alcanzan el medio millón de barriles diarios. No obstante,
los oleoductos que conectan los yacimientos de Siberia
con el puerto ruso de Murmansk en el Océano Ártico, más
los acuerdos entre las autoridades estadounidenses y las
administraciones rusa, de Kazajistán y de la zona de Asia
Central, auguran un crecimiento futuro de dichos volúmenes
de suministro.
Como se ha dicho, el origen principal de las importaciones
de petróleo de Estados Unidos se sitúa en América del Sur,
particularmente en Venezuela. En concreto, la reserva estratégica
constituida en minas de sal en los estados de la
costa del Golfo (Texas, Lousiana), se nutre del crudo del
Lago Maracaibo venezolano. Las manifestaciones del Presidente
venezolano Hugo Chávez relativas a posibles cortes
en el suministro y su desviación hacia el mercado chino y
latinoamericano tienen escasos visos de realidad. Los intereses
de PdVSA y de su filial americana Citgo hacen poco
creíble dicha amenaza. Además, la ley de Hidrocarburos de
2001 y la huelga de PdVSA en 2002/2003 han afectado la
capacidad exportadora de Venezuela.
Las importaciones europeas de petróleo tienen una mayor
concentración geográfica ya que, de los 13,2 millones de
barriles/día adquiridos en 2005, un total de 5,8 millones
de barriles procedieron de Rusia y los países ex-soviéticos,
3,1 millones de barriles se compraron en la zona de Oriente
Medio y 1,9 millones de barriles en el Norte de África. En
un segundo término, Europa importó 0,7 millones diarios de
barriles de los países africanos del Golfo de Guinea y unos
escasos 0,5 millones de barriles/día de los exportadores
latinoamericanos del otro lado del Atlántico. Los principales
terminales marítimos de las importaciones europeas son
Trieste, Génova, Lavera, Rotterdam y Wilhelnshaven.

Las economías de Asia-Pacífico son dependientes en extremo
del petróleo de Oriente Medio, circunstancia que explica
las posiciones diplomáticas de los gobiernos de China, Japón
y Corea del Sur ante los conflictos que azotan de forma
recurrente la región.
Así, China importó casi 1,4 millones de barriles/día procedentes
de Oriente Medio en 2005, mientras que sus compras de
petróleo en Rusia y las antiguas repúblicas soviéticas no alcanzaron
los 0,4 millones de barriles diarios. El suministro de
petróleo ruso hacia China lo efectuaba la empresa privatizada
Yukos del magnate Mikhail Jodorkovsky mediante una ineficiente
vía ferroviaria de limitada capacidad. De hecho, Yukos cortó
de forma recurrente dicho suministro a China en su pulso
político con el presidente Vladimir Putin y el Kremlin. Como es
sabido, sin éxito en su disputa fiscal y con otro sonoro fracaso
en los tribunales americanos y en la prensa internacional. De
ahí, el interés de China en la construcción del oleoducto transiberiano
que conecte la terminal rusa de Angarsk (Lago Baikal,
Siberia) con la del oleoducto chino en Daqing (Manchuria).
La diplomacia china ha planificado varias giras mundiales para
asegurarse el suministro de materias primas energéticas, particularmente
petróleo. Así, el vicepresidente chino Wen Jiabao
viajó por varios países africanos con este objetivo. En concreto,
China importó casi 0,6 millones de barriles procedentes
de los países de África Occidental y 0,1 de los estados africanos
del Este y del Sur. Las compañías chinas (Petrochina,
CNPC, Sinopec, CNOOC) y la india ONGC se están mostrando
muy activas en la realización de acuerdos de cooperación con
compañías estatales de los países petroleros. En este punto,
cabe reseñar que Estados Unidos barró el paso a la adquisición
de la compañía americana Unocal por parte de la china
CNOOC.
Las importaciones europeas de petróleo
revelan una significativa concentración de
su dependencia energética de Rusia, Oriente
Medio y Norte de África. Japón tiene una
dependencia extrema de las importaciones de
hidrocarburos procedentes de Oriente Medio
La dependencia externa de Japón en materia de petróleo se sitúa
en un extremo 99%. En este caso, Japón importó de Oriente
Medio un total de 4,3 millones de barriles diarios, de los 5,2
millones de barriles/día que supusieron sus compras al exterior
en 2005. Se puede afirmar que Japón es el primer interesado,
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
147
desde la perspectiva del mercado internacional de petróleo, en
la estabilidad y desarrollo de los países ribereños del Golfo Pérsico.
Japón ha apoyado la construcción de un oleoducto desde
Angarsk (Siberia rusa) hasta el puerto de Nakhodka, al sur de
Vladivostok y frente a las costas de Japón. En este sentido, cabe
recordar que las importaciones de Japón desde Oriente Medio
se atienden mediante superpetroleros de 350m de eslora y hasta
más de 200.000 toneladas de peso muerto cargados de 2 millones
de barriles, que navegan a través del estrecho de Ormuz
(Golfo Pérsico-Mar de Arabia) y el estrecho de Malaca (Océano
Índico-Océano Pacífico). Otros puntos críticos de la logística internacional
del petróleo son el paso de Bab el-Mandab (Mar de
Arabia-Mar Rojo), el oleoducto y el canal de Panamá (Océano Atlántico-Océano
Pacífico), el canal de Suez y el oleoducto Sumed
(Mar Rojo-Mar Mediterráneo), y los estrechos del Bósforo y los
Dardanelos (Mar Negro-Mar Mediterráneo).
La salida de hidrocarburos del Mar Caspio hacia Karachi –ruta
Herat-Kandahar-Queta– a través de Turkmenistán, Afganistán y
Pakistán, permitirá una nueva alternativa de sus exportaciones
hacia los mercados asiáticos. En este ámbito, son de resaltar
los oleoductos transcaspianos azerbaiyanos que conectan Bakú
(Azerbaiyán) con Supsa y Batumi (Mar Negro, Georgia) y con
Novorossirsk (Mar Negro, Rusia), así como el nefteprovod BTC
(Bakú (Azerbaiyán)-Tiblisi (Georgia)-Ceyhan (Turquía)), que llega
al puerto turco del Mediterráneo sin necesidad de pasar por el
Bósforo-Dardanelos y reduciendo la dependencia de la red de
oleoductos rusos. Además, el petróleo del Mar Caspio también
fluye a través del oleoducto kazajo Atyrau-Samara y del CPC desde
Tengiz hasta Novorossirsk (Mar Negro, Rusia). Hacia China,
el petróleo kazajo se remite via el reciente oleoducto que une
Kazajistán con Aleshankou (Xinjiang, China).
© sxc.hu
[04] NOVIEMBRE 2006
61

COMERCIO MUNDIAL DE PETRÓLEO, 2005
Matriz origen-destino, en millones de toneladas
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
CUOTAS DEL MERCADO MUNDIAL DE
PETRÓLEO, 1990-2005
Países OPEP y No-OPEP
%
70
60
50
40
30 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05
Fuente: OPEC (2006) Annual Report 2005
62 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
No-OPEP
OPEP
148
Desgraciadamente, el comercio mundial de petróleo sustenta
también situaciones de corrupción y opresión política en algunos
países productores. Las dictaduras del pasado –como Porfirio
Díaz en México o el general Juan Vicente Gómez en Venezuela–
tienen su expresión contemporánea en muchos países que
sufren este “mal del petróleo”.
GAS NATURAL
LA ENERGíA FÓSIL MÁS LIMPIA
El gas natural es la energía del futuro inmediato, ya que se
beneficia de su menor contaminación en relación al petróleo.
Las reservas mundiales probadas, al ritmo vigente de producción,
estarán en explotación un mínimo de 65 años.
Las mayores reservas probadas de gas natural se encuentran
en Rusia, que dispone de 47,82 trillones de metros cúbicos
(26,6% del total mundial). El ratio Reservas/Producción

RESERvAS PROBADAS DE GAS NATURAL, 2005
Trillones de metros cúbicos y porcentajes/total mundial
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
RATIO RESERvAS/PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL
Período 1981-2005/Áreas geográficas, 2005
Años
70
60
50
40
30
20
10
0
81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 01 03 05
TOTAL MUNDIAL
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
Años
250
200
150
100
50
0
América
del Norte
América Central
y del Sur
Europa y
Eurasia
Oriente Medio
África
Asia-Pacífico
149
[04] NOVIEMBRE 2006
63

del gas natural de Rusia se eleva a 80 años. La República
Islámica de Irán alberga el 14,9% de las reservas probadas
de gas natural del mundo y Qatar dispone del 14.3% sobre
el total mundial. Al ritmo vigente de producción, las reservas
de gas natural de Irán y Qatar estarán activas más allá del
presente siglo XXI.
En su conjunto, el área de Oriente Medio alberga el 40,1% de
las reservas mundiales de gas natural, que traducidas al ratio
Reservas/Producción proyectan su actividad hasta unos 250
años. Otros países promisorios son Venezuela, Perú, Azerbaiyán,
Kazajistán, Libia, Nigeria y Papúa Nueva Guinea. Contrariamente,
las reservas situadas en Estados Unidos alcanzan
apenas el 3% del total y en la Unión Europea (25) se encuentran
sólo el 1,4% de las reservas mundiales de gas natural.
En ambas áreas desarrolladas, el ratio Reservas/Producción
pronostica su agotamiento en poco más de una década.
Desde la perspectiva de la producción de gas natural destaca Rusia,
que produjo un total de 538,2 millones de toneladas equivalentes
de petróleo, que representaron el 21,6% del total mundial
de gas natural extraído en el ejercicio 2005. El gigante ruso del
gas, Gazprom, se ha convertido en una compañía determinante en
el mercado mundial de gas natural. La producción de gas natural
también aumentó en Noruega, pero declinó en otros grandes productores
europeos como el Reino Unido y los Países Bajos. Cabe
reseñar que la producción anual de gas natural en Bolivia durante
el referido ejercicio aumentó en un 23,2% y su ratio Reservas/Producción
sitúa su agotamiento más allá de los 70 años.
Las mayores reservas probadas de gas
se encuentran en Rusia, Irán y Qatar. La
empresa rusa Gazprom se ha convertido
en determinante en el suministro de gas a
Europa. España es una excepción, dado que
depende del gasoducto y del LNG procedente
de Argelia, que se complementará con el
submarino Medgaz (Beni Saf, Argelia;
Cabo de Gata, España)
El crecimiento sostenido que experimenta el consumo mundial de
gas natural se debe a su aplicación a la generación de electricidad,
si bien disminuye su utilización en la industria. En 2005, Estados
Unidos representó el 23,0% del consumo mundial, aunque produjo
gas natural por un total de 473 millones de toneladas equivalentes
de petróleo (19,0% mundial). En dicho año, el conjunto de países
miembros de la OCDE, consumió el 51,5% del gas natural extraído
64 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
en el mundo y la Unión Europea (25 Estados) un 17,1%. Por su parte,
China y la India están impulsando la utilización de gas natural
en sus economías, con incrementos respectivos de su consumo
del 20,8% y del 12,2% durante el ejercicio 2005. En ese año, el
consumo de gas natural en España se incrementó un significativo
18,2%. El gasoducto Medgaz, que conectará vía submarina la costa
argelina de Beni Saf con la costa española en el Cabo de Gata,
ofrecerá una alternativa a la única existente a través de Marruecos.
A más largo plazo, la compañía estatal nigeriana NNPC y la también
estatal argelina Sonatrach, quieren impulsar un gasoducto transahariano
(TSGP) que exporte el gas nigeriano a España y Europa.
La producción en los campos de explotación activos de los yacimientos
de gas natural en España [El Romeral, El Ruedo y Las
Barreras (Sevilla) Marismas (Huelva) y Poseidón (costa de Cádiz)]
sólo cubre el 0,5% del consumo.
PRODUCCIÓN MUNDIAL
DE GAS NATURAL, 2005 Mm 3
PRODUCTORES Mm 3 % TOTAL MUNDIAL
Rusia 627.446 21,8
EEUU 516.614 18,0
Canadá 187.164 6,5
Argelia 92.797 3,2
Reino Unido 92.045 3,2
Noruega 89.559 3,1
Irán 83.535 2,9
Países Bajos 78.804 2,7
Indonesia 77.305 2,7
Arabia Saudí 69.500 2,4
Resto del mundo 957.004 33,3
Total mundial 2.871.773 100,0
COMERCIO MUNDIAL
DE GAS NATURAL, 2005 Mm 3
EXPORTADORES Mm 3 IMPORTADORES Mm 3
Rusia 203.727
Canadá 106.353
Noruega 82.801
Argelia 68.638
Países Bajos 52.355
Turkmenistán 49.423
Indonesia 36.146
Malasia 32.614
Qatar 27.992
EEUU 22.288
Resto del mundo 165.646
Total mundial 847.983
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
EEUU 121.348
Alemania 90.700
Japón 80.915
Italia 73.460
Ucrania 62.132
Francia 46.975
España 33.118
Corea del Sur 29.494
Turquía 26.572
Países Bajos 23.025
Resto del mundo 250.140
Total mundial 837.879
150

INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
COMERCIO MUNDIAL DE GAS NATURAL, 2005
Matriz origen-destino, en miles de millones de metros cúbicos
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
El volumen de gas natural transportado vía gasoducto destaca
entre Canadá y Estados Unidos, desde Bolivia a Brasil
en América Latina (proyecto del anillo Pisco-Tocopilla) y
el suministrado por Rusia a Alemania, Francia, e Italia, así
como el proporcionado por Argelia y Libia a Italia.
En lo que a gas natural licuado (LNG) se refiere, destaca el
transportado en buques metaneros desde Trinidad y Tobago
con destino al mercado estadounidense, el importado por
parte de Japón y Corea del Sur procedente de Indonesia,
Malasia, Australia, Qatar y Emiratos Árabes Unidos y el suministrado
a España desde Argelia, Qatar y Nigeria. Por su
parte, la India y la región Asia-Pacífico están impulsando
las importaciones de gas LNG, al tiempo que Egipto se ha
convertido en un activo exportador.
151
© sxc.hu
[04] NOVIEMBRE 2006
65

CARBÓN
DE LA REvOLUCIÓN INDUSTRIAL A LA ERA DIGITAL
Las reservas probadas de carbón son ingentes, aunque la peligrosidad
de su extracción y las emisiones altamente contaminantes
de su combustión han relegado esta fuente de energía fósil primaria
en beneficio de la eficiencia energética del petróleo y el gas
natural. El ratio mundial Reservas/Producción de carbón proyecta
su explotación hasta 155 años.
Los países desarrollados de la OCDE disponen de minas de
carbón que contienen el 41,1% de las reservas conocidas en el
mundo y la extracción durante 2005 representó el 35,1% del total
mundial.
Estados Unidos es el país que alberga las mayores reservas
probadas de carbón, totalizando 246.643 millones de toneladas
66 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
RESERvAS PROBADAS DE CARBÓN, 2005
Miles de millones de toneladas (Antracita y carbón bituminoso, entre paréntesis)
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
(27,1% del total mundial). La extracción de carbón en Estados
Unidos alcanzó las 576 millones de toneladas equivalentes de
petróleo en el año 2005, que representó el 20% de la producción
mundial durante dicho ejercicio. Al ritmo vigente de extracción, dichas
reservas de carbón perdurarían durante 240 años.
Rusia dispone en su subsuelo del 17,3% de las reservas mundiales
de carbón y produjo el 4,7% del total mundial en 2005.
152
Por su parte, China alberga el 12,6% de las reservas mundiales,
pero su producción representa el 38,4% del mundo, tras aumentar
un 10,3% durante el año 2005. La restricción energética sobre la
que se desarrolla la economía china le ha obligado a intensificar la
utilización de la capacidad extractiva de sus minas de carbón, circunstancia
que está provocando numerosos accidentes mortales
por las insuficientes condiciones de higiene y seguridad.

La India dispone del 10,2% de las reservas probadas de carbón
en el mundo. Su cuota de producción a escala global es del 6,9%,
habiendo crecido un 4,8% durante 2005.
Otras cuencas carboníferas relevantes a escala mundial se sitúan
en Australia, que cuenta con el 8,6% de las reservas del mundo
y produjo el 7% del total mundial en 2005. Sudáfrica dispone
del 5,4% de cuota sobre las reservas probadas y del 4,8% sobre
la producción global. Ucrania alcanza el 3,8% de las reservas de
carbón y produjo el 1,4% mundial. Kazajistán tiene 3,4% de las reservas
y su extracción alcanzó una cuota mundial del 1,4%. En fin,
Polonia tiene el 1,5% en reservas, pero su producción carbonífera
representa un 2,4% de la cuota mundial.
La restricción energética sobre la que se
asienta el desarrollo de la economía china ha
elevado su extracción de carbón al 38,4% de
la producción mundial, circunstancia que está
provocando un elevado número de accidentes
mortales por las escasas condiciones de
higiene y seguridad de sus minas
Las minas de carbón europeas, más allá de su significado histórico,
tienen escasas reservas y están en práctico abandono. Alemania y
su mítica cuenca del Rhur apenas albergan el 0,7% de las reservas
mundiales, produce el 1,8% mundial y se agotarán en poco más
de tres décadas. El Reino Unido y Francia tienen ya reservas insignificantes
en Gales o Lille, cuyo agotamiento se contabiliza para la
próxima década en las británicas y para 25 años en las francesas.
En fin, el territorio de España cuenta con unas casi insignificantes
reservas probadas de 530 millones de toneladas (0,1% mundial)
que, al ritmo declinante vigente de producción, pueden seguir extrayéndose
durante un período estimado de 27 años. En 2005, la
extracción de carbón en España fue de 6,4 millones de toneladas
equivalentes de petróleo, un 0,2% del total mundial.
El consumo mundial de carbón está rompiendo algunos estereotipos.
Durante el ejercicio 2005, la demanda de carbón aumentó un
5%, duplicando la media de incrementos registrados a lo largo de
la última década.
China se ha convertido en el mayor consumidor mundial, dado que
aportó el 80% del aumento de la demanda registrado el año 2005.
El consumo de carbón de China significa el 36,9% del total mundial,
tras haber aumentado un 10,9% el ejercicio 2005. En segundo
lugar, destaca el consumo de carbón en Estados Unidos, que
absorbe el 19,6% de la demanda mundial. El tercer consumidor es
la India, ya que su incremento de la demanda de carbón del 4,8%
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE CARBÓN, 2005
PRODUCTORES Mt
China 2.226
EEUU 951
India 398
Australia 301
Sudáfrica 240
Rusia 222
Indonesia 140
Polonia 98
Kazahstán 79
Colombia 61
Resto del mundo 257
Total mundial 4.973
COMERCIO MUNDIAL DE CARBÓN, 2005
EXPORTADORES Mt IMPORTADORES Mt
Australia 231
Indonesia 108
Rusia 76
Sudáfrica 73
China 72
Colombia 56
EEUU 45
Canadá 28
Polonia 21
Kazahstán 17
Resto del mundo 44
Total mundial 771
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
Japón 178
Corea del Sur 77
Taiwán 61
Reino Unido 44
Alemania 38
India 37
EEUU 28
China 25
España 25
Italia 24
Resto del mundo 241
Total mundial 778
153
registrado el año 2005, ha elevado su cuota mundial al 7,3%. En
fin, la economía de Japón consume el 4,1% del carbón extraído
en el mundo y Rusia el 3,8%, mientras que Alemania demanda el
2,8% y el Reino Unido un 1,3% del total mundial.
A nivel agregado, la OCDE tiene una cuota mundial de consumo de
carbón del 39,9% y la Unión Europea (25) del 10,2%.
© sxc.hu
[04] NOVIEMBRE 2006
67

ENERGíA NUCLEAR
En el ámbito de la energía nuclear, el consumo sigue centrándose
en los países desarrollados. Así, en 2005, las
economías de la OCDE representaron el 84,7% del consumo
energético de origen nuclear, que no genera emisiones
de gases de efecto invernadero. En Estados Unidos, dicho
porcentaje sobre el total del mundo fue del 29,6%, aunque
el accidente de la Three Mile Island no se ha borrado del
subconsciente colectivo de los ciudadanos estadounidenses.
Estados Unidos dispone de una capacidad instalada
de 99GW y genera 813TWh de origen nuclear.
La Unión Europea (25) alcanzó una cuota del 35,2% mundial
de consumo energético nuclear. Francia optó hace décadas
por esta fuente de energía, lo que eleva su cuota sobre
el total del mundo a un significativo 16,3%. La capacidad
instalada de Francia es de 63GW y su producción alcanza
448TWh. Es decir, el 78% de su generación eléctrica tiene
origen nuclear. Contrariamente, Alemania representa un
5,9% del consumo de energía nuclear del mundo, al tiempo
que el Reino Unido alcanza el 2,9% y Suecia el 2,6%. En
este país escandinavo, el 50% de la electricidad está generada
en reactores nucleares. Durante el ejercicio 2005,
España consumió 13,0 millones de toneladas equivalentes
de petróleo de origen nuclear, que significa un 2,1% del
total mundial.
Japón tiene una significativa presencia en este ámbito, ya
que su consumo energético de origen nuclear se eleva al
10,6% del mundo. Su capacidad instalada es de 45GW y el
26% de su electricidad es de origen nuclear. Por su parte,
Corea de Sur vio aumentar su demanda de energía nuclear
hasta un 12,6% en 2005, proyectando su cuota mundial
hasta el 5,3%. El 37% de la electricidad en Corea del Sur
está generada en sus reactores nucleares, que alcanzan
una capacidad instalada de 16GW.
Rusia tiene un 5,4% de cuota mundial de consumo de
este tipo de energía y Ucrania sitúa dicho porcentaje en
un 3,2%, a pesar de la traumática experiencia que supuso
el accidente del reactor nuclear de Chernobil en abril de
1986. Ucrania genera el 48% de su electricidad en centrales
nucleares.
En fin, China está involucrada en un plan energético que
incluye la construcción de centrales y reactores nucleares,
68 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
beneficiándose del escaso activismo contra esta fuente de
energía que condiciona su desarrollo en Estados Unidos y
la Unión Europea. En 2005, el consumo de energía de origen
nuclear en China alcanzó la todavía poco significativa
cifra de 11,8 millones de toneladas equivalentes de petróleo,
que representa un 1,9% de cuota mundial.
Por último, la India aumentó su demanda energética de origen
nuclear en un 6,6% en 2005, por lo que su participación
en el conjunto mundial significa un 0,6%.
ENERGíA NUCLEAR, 2004
PRODUCTORES TWh % TOTAL MUNDIAL
EEUU 813 29,6
Francia 448 16,4
Japón 282 10,3
Alemania 167 6,1
Rusia 145 5,3
Corea del Sur 131 4,8
Canadá 90 3,3
Ucrania 87 3,2
Reino Unido 80 2,9
Suecia 77 2,8
Resto del mundo 418 15,3
Total mundial 2.738 100,0
CAPACIDAD INSTALADA GW
EEUU 99
Francia 63
Japón 45
Rusia 22
Alemania 21
Corea del Sur 16
Ucrania 13
Canadá 12
Reino Unido 12
Suecia 9
Resto del mundo 45
Total mundial 35
PAíS
% GENERACIÓN ELéCTRICA DE ORIGEN NUCLEAR
Francia 78
Suecia 50
Ucrania 48
Corea del Sur 37
Alemania 28
Japón 26
Reino Unido 20
EEUU 20
Rusia 16
Canadá 15
Resto del mundo 8
Total mundial 16
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
154

La energía nuclear –a pesar del problema del almacenamiento
de residuos– constituye una alternativa a los combustibles
fósiles y sus elevados precios, ya que no emite gases
de efecto invernadero y reduce la dependencia energética.
ENERgíA HIDROEléCtRICA
El consumo de energía de procedencia hidroeléctrica dibuja
un mapa mundial en que los países miembros de la
OCDE representan el 44,4%.
Las autoridades chinas han apostado por el impulso de la
capacidad instalada en generación hidroeléctrica (86GW),
cuyo icono más representativo se proyecta en la presa de
las Tres Gargantas. El consumo de energía hidroeléctrica
en China muestra una dinámica sostenida, ya que se ha duplicado
en la última década. En el ejercicio 2005, el consumo
hidroeléctrico en China aumentó un 13,7%, situando su
participación en el total mundial en una cuota de 13,6%.
En este ámbito, Canadá se beneficia de su orografía y
abundancia de agua para constituir la segunda potencia
del mundo en producción hidroeléctrica, que le lleva a representar
un 12,2% del consumo mundial. Estados Unidos
tiene una cuota del 9,1%, aunque disputa con China la mayor
capacidad instalada del mundo. La Unión Europea (25)
consume energía hidroeléctrica a un nivel que la sitúa en
una cuota mundial del 10,6%.
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
© sxc.hu
ENERgíA HIDROEléCtRICA, 2004
pRODUCtORES tWh % tOtAl MUNDIAl
China 354 12,6
Canadá 341 12,1
Brasil 321 11,4
EEUU 271 9,7
Rusia 176 6,3
Noruega 109 3,9
Japón 94 3,3
India 85 3,0
Venezuela 70 2,5
Suecia 60 2,1
Resto del mundo 927 33,1
total mundial 2.808 100,0
CApACIDAD INStAlADA gW
EEUU 99
China 86
Canadá 67
Brasil 59
Japón 46
Rusia 44
India 30
Noruega 28
Francia 25
Suecia 16
Resto del mundo 307
total mundial 807
pAíS
Noruega 98,8
Brasil 82,8
Venezuela 71,0
Canadá 57,0
Suecia 39,6
Rusia 18,9
China 16,1
India 12,7
Japón 8,8
EEUU 6,5
Resto del mundo 14,2
total mundial 16,1
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
155
% gENERACIÓN EléCtRICA DE ORIgEN HIDROEléCtRICO
Entre los países en los que la energía de origen hidroeléctrico tiene
una presencia significativa, destaca Brasil con una cuota mundial
del 11,5%, Rusia con el 5,9% y Noruega con el 4,6%. En Noruega,
el 98,8% de su generación de electricidad se basa en producción
hidroeléctrica. En Brasil, dicho porcentaje es del 82,8% y en Canadá
es del 57%.
En fin, la India aumentó en un 14,9% su consumo hidroeléctrico en
2005, por lo que su cuota mundial es del 3,3%. Y Japón también
se sitúa en un consumo de ese orden, que sitúa su cuota mundial
en el 3,0%.
[04] NOVIEMBRE 2006
69

MODELO ENERGéTICO
UNA CUESTIÓN DE PLAzOS
El modelo energético vigente en el mundo se basa en las energías
fósiles primarias (petróleo, gas natural, carbón).
Como ya se ha afirmado, desde una perspectiva desagregada
se constata que las reservas mundiales probadas de petróleo,
al ritmo actual de extracción, se proyectan a 40,6 años. El
ratio mundial Reservas/Producción del gas natural es de 65,1
años. En fin, el carbón tiene un horizonte de explotación que se
sitúa en los 155 años. Por tanto, el ratio Reservas/Producción
del carbón casi cuadruplica el correspondiente al petróleo y es
2,5 veces el que registra el gas natural.
La existencia de reservas probadas de petróleo destaca en la región
de Oriente Medio, mientras que el ratio Reservas/Producción
de gas está más distribuido en las distintas áreas del mundo, salvo
en los países más desarrollados. En fin, el abundante carbón seguirá
presente en los subsuelos de algunos países desarrollados de la
OCDE y de Rusia, de seguir con el actual ritmo de extracción.
RATIO RESERvAS/PRODUCCIÓN
DE ENERGíAS FÓSILES, 2005
Áreas geográficas
Años
500
400
300
200
100
0
OCDE
El patrón del consumo mundial de energía revela el peso del
petróleo, el gas natural y el carbón.
En América del Norte, el modelo energético responde a dicho
patrón, complementado por la energía nuclear y la hidro-
70 [04] NOVIEMBRE 2006
Ex-Unión Soviética Economías
Emergentes
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
Petróleo
Gas Natural
Carbón
Total Mundial
eléctrica. En América Latina destaca el peso de la energía
hidroeléctrica –debido a Brasil– y la escasa utilización del
carbón. En Europa y Eurasia se ha optado de forma relevante
por el gas natural. El área de Oriente Medio asienta su
consumo energético casi exclusivamente en sus reservas
de petróleo y gas, por lo que sorprende el interés de Irán –y
anteriormente de Irak– en el enriquecimiento de uranio y en
la construcción de reactores nucleares. En Asia-Pacífico, el
consumo de carbón en China y la India dispara su presencia
en el menú energético.
El mapa de la energía en el mundo presenta
amplias áreas geográficas (África, Asia) que
no tienen acceso a los combustibles fósiles
y a la electricidad. Más de 1.500.000.000
personas –una cuarta parte del género
humano– se encuentra bajo esta línea
de energy divide de la pobreza
El mapa de la energía en el mundo presenta amplias áreas
geográficas (África, Asia) que no tienen acceso a los combustibles
fósiles y a la electricidad. Más de 1.500.000.000
personas –una cuarta parte del género humano– se encuentra
bajo esta línea de energy divide de la pobreza.
PATRÓN DEL CONSUMO MUNDIAL
DE ENERGíA, 2005
Áreas geográficas
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
156

INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
PATRÓN DEL CONSUMO MUNDIAL DE ENERGíA, 2005
Áreas geográficas y países, en millones de toneladas equivalentes de petróleo
Petróleo Gas Natural Carbón Energía Nuclear Hidroeléctrica TOTAL
EE.UU. 944,6 570,1 575,4 185,9 60,6 2336,6
CANADÁ 100,1 82,3 32,5 20,8 81,7 317,5
MÉXICO 87,8 44,6 6,0 2,4 6,3 147,2
AMéRICA DEL NORTE 1132,6 697,1 613,9 209,2 148,6 2801,3
ARGENTINA 20,1 36,5 0,8 1,6 7,9 66,8
BRASIL 83,6 18,2 13,5 2,2 77,0 194,5
CHILE 11,9 6,8 2,4 - 5,9 27,0
COLOMBIA 10,4 6,1 2,3 - 9,0 27,8
ECUADOR 6,6 0,2 - - 1,7 8,4
PERú 6,4 1,4 0,6 - 4,3 12,8
VENEZUELA 25,4 26,1 0,1 - 17,6 69,2
OTROS 58,8 16,4 1,4 - 18,3 95,0
AMéRICA CENTRAL Y DEL SUR 223,3 111,7 21,1 3,7 141,7 501,4
AUSTRIA 14,2 9,0 2,5 - 9,0 34,6
AZERBAIYÁN 5,1 7,9 ^ - 0,7 13,7
BIELORRUSIA 6,7 17,0 0,1 - ^ 23,8
BÉLGICA Y LUXEMBURGO 39,5 15,2 6,4 11,1 0,6 72,7
BULGARIA 5,0 2,9 7,4 4,2 0,8 20,3
REPúBLICA CHECA 9,9 7,7 20,5 5,6 0,7 44,4
DINAMARCA 9,1 4,5 3,6 - ^ 17,2
FINLANDIA 11,0 3,6 2,5 5,5 3,1 25,6
FRANCIA 93,1 40,5 13,3 102,4 12,8 262,1
ALEMANIA 121,5 77,3 82,1 36,9 6,3 324,0
GRECIA 20,9 2,3 9,0 - 1,3 33,5
HUNGRÍA 7,0 12,1 2,7 3,1 ^ 24,9
ISLANDIA 0,9 - 0,1 - 1,6 2,6
IRLANDA 9,4 3,5 1,9 - 0,2 14,9
ITALIA 86,3 71,1 16,9 - 9,6 183,9
KAZAJISTÁN 10,0 16,0 27,2 - 2,0 55,2
LITUANIA 2,7 2,9 0,2 2,3 0,2 8,3
PAÍSES BAJOS 49,6 35,5 8,7 0,9 ^ 94,7
NORUEGA 9,8 4,0 0,5 - 30,9 45,2
POLONIA 21,9 12,2 56,7 - 0,9 91,7
PORTUGAL 15,3 2,7 3,8 - 1,1 23,0
RUMANÍA 11,3 15,6 7,1 1,3 4,6 39,8
RUSIA 130,0 364,6 111,6 33,9 39,6 679,6
ESLOVAQUIA 3,5 5,3 4,3 4,0 1,1 18,2
ESPAñA 78,8 29,1 21,4 13,0 5,2 147,4
157
[04] NOVIEMBRE 2006
71

72 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
SUECIA 15,1 0,7 2,2 16,3 15,5 49,7
SUIZA 12,2 2,8 0,1 5,3 7,5 27,9
TURQUÍA 30,0 24,6 26,1 - 9,0 89,7
TURKMENISTÁN 4,9 14,9 - - - 19,8
UCRANIA 13,9 65,6 37,4 20,1 2,8 139,7
REINO UNIDO 82,9 85,1 39,1 18,5 1,7 227,3
UZBEKISTÁN 7,8 39,6 1,1 - 1,6 50,1
OTROS 24,3 13,8 21,3 1,9 16,9 78,1
EUROPA Y EURASIA 963,3 1009,7 537,5 286,3 187,2 2984,0
IRÁN 78,4 79,6 1,1 - 2,8 162,0
KUWAIT 14,4 8,7 - - - 23,1
QATAR 3,8 14,3 - - - 18,1
ARABIA SAUDÍ 87,2 62,6 - - - 149,8
EMIRATOS ÁRABES UNIDOS (UAE) 18,3 36,4 - - - 54,6
OTROS 69,2 24,3 7,9 - 1,1 102,5
ORIENTE MEDIO 271,3 225,9 9,0 - 3,9 510,2
ARGELIA 11,2 21,7 0,9 - 0,1 33,9
EGIPTO 29,2 23,0 0,5 - 3,1 55,8
SUDÁFRICA 24,9 - 91,9 2,9 0,8 120,5
OTROS 64,0 19,4 7,0 - 15,9 106,3
ÁFRICA 129,3 64,1 100,3 2,9 19,9 316,5
AUSTRALIA 39,7 23,1 52,2 - 3,7 118,7
BANGLADESH 4,0 12,8 0,4 - 0,3 17,4
CHINA 327,3 42,3 1081,9 11,8 90,8 1554,0
HONG KONG (CHINA) 13,8 1,9 7,2 - - 22,9
INDIA 115,7 33,0 212,9 4,0 21,7 387,3
INDONESIA 55,3 35,5 23,5 - 2,1 116,4
JAPóN 244,2 73,0 121,3 66,3 19,8 524,6
MALASIA 22,0 31,4 6,3 - 1,5 61,2
NUEVA ZELANDA 7,0 3,2 2,1 - 5,5 17,8
PAKISTÁN 17,4 26,9 4,1 0,6 6,9 55,9
FILIPINAS 14,7 2,7 5,9 - 1,9 25,2
SINGAPUR 42,2 5,9 - - - 48,1
COREA DEL SUR 105,5 30,0 54,8 33,2 1,2 224,6
TAIWÁN 41,6 9,6 38,2 9,0 1,8 100,3
TAILANDIA 45,6 26,9 11,8 - 1,3 85,6
OTROS 21,1 8,0 25,7 - 8,9 63,8
ASIA-PACíFICO 1116,9 366,2 1648,1 125,0 167,4 3423,7
TOTAL MUNDIAL 3836,8 2474,7 2929,8 627,2 668,7 10537,1
UNIóN EUROPEA (25 ) 700,4 424,1 299,0 220,9 70,8 1715,1
OCDE 2270,7 1275,1 1168,5 531,3 296,8 5542,4
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
158

El petróleo es la fuente de energía preferida, particularmente
debido a la gasolina para automoción y queroseno de
aviación. El gas natural es la energía adecuada para la generación
de electricidad y la calefacción, dado su gran poder
calorífico regulable, así como materia prima de la industria
petroquímica (abonos nitrogenados, plásticos, etc.). Es una
energía más limpia, pero su transporte y almacenamiento
presenta dificultades adicionales y es costoso. Las plantas
de licuefacción y regasificación de LNG y los buques metaneros
han permitido una mayor diversificación geográfica
CONSUMO MUNDIAL DE ENERGíA, 1980-2005
Millones de toneladas equivalentes de petróleo
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
del aprovisionamiento. En fin, el carbón es muy abundante,
pero su combustión emite una gran cantidad de CO2 a la
atmósfera.
Por áreas geográficas, los países desarrollados de la OCDE
son responsables de casi la mitad de las emisiones de dióxido
de carbono a la atmósfera. China es otra gran contaminante
con el 17,9% de las emisiones y Rusia con el 8,7%.
Contrariamente, América Latina y África sólo emiten el 3,4%
y el 3,1% del CO2 mundial.
0 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05
Fuente: BP (2006) BP Statistical Review of World Energy 2006
EMISIONES DE CO2, 2004
Fuentes de energía / Áreas geográficas
Fuente: IEA (2006) Key World Energy Statistics 2006
Carbón
Hidroeléctrica
Nuclear
Gas Natural
Petróleo
159
[04] NOVIEMBRE 2006
73

ENERGíA: HORIzONTE 2030
■ La demanda total de energía se proyecta en el año 2030
hasta los 335 millones de barriles/día equivalentes de petróleo,
debido al crecimiento económico y demográfico.
■ Las energías primarias fósiles (petróleo, gas, carbón) seguirán
caracterizando el modelo energético, representando
un 80% del total mundial. El gas natural será la energía con
mayor tasa de crecimiento, particularmente por la generación
de electricidad.
■ Las alianzas entre las compañías internacionales, que aportan
principalmente tecnología, logística, capital y capacidad
organizativa, y las compañías estatales de los países petroleros,
que aportan las reservas soberanas, pondrán más
petróleo y gas en el mercado mundial. A lo largo del tiempo,
las compañías estatales ganarán todavía más independencia
y peso específico.
■ El 80% del incremento de la demanda de energía procederá
de las economías emergentes.
■ La eficiencia energética en el consumo se acelerará, particularmente
vía la reducción de la intensidad de energía en
los países desarrollados.
■ El incremento de la demanda de petróleo obliga a nuevas
y cuantiosas inversiones en exploración, producción, refino
y comercialización. Las áreas más prometedoras para ampliar
las reservas probadas y la producción son los países
de la OPEP (Oriente Medio, Venezuela), Rusia, el Mar Caspio,
el Ártico y, muy particularmente, las aguas profundas
350
300
250
200
150
100
50
74 [04] NOVIEMBRE 2006
Otros
Carbón
Gas natural
Petróleo
1,8%
1,8%
1,8%
1,4%
0
1980 1990 2000 2010 2020 2030
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
MODELO ENERGéTICO, 1980-2030
Millones de barriles/día equivalentes de petróleo (MBDOE) y porcentaje de crecimiento anual
Fuente: ExxonMobil (2006) Tomorrow’s Energy
80
70
60
50
40
30
20
10
0
oceánicas (el Golfo de Guinea, en África, y el Golfo de México,
en Brasil).
■ La demanda de gas se incrementará para la generación de
electricidad. El transporte marítimo de gas natural licuado
(LNG) en buques metaneros está permitiendo la diversificación
geográfica del suministro a larga distancia (Oriente
Medio, África, América Latina).
■ El carbón seguirá siendo una fuente energética relevante
en la demanda de los países desarrollados y en las economías
emergentes.
■ La energía nuclear –que no genera emisiones de gases
de efecto invernadero– ganará cuota en los países en
desarrollo, la bioenergía (etanol, biodiesel) y las energías
renovables (eólica, solar) crecerán a ritmos elevados.
■ Las inversiones en I+D y las innovaciones en la cadena de
valor (upstream, midstream, downstream) y en el consumo
resultan de importancia crítica para que el incremento
de la demanda de energía pueda ser correspondida
por el aumento en la oferta sin disrupciones temporales.
La industria de la energía es capital-intensiva y de largo
plazo.
■ El proyecto ITER, el hidrógeno –en particular, la pila de
combustible– y los automóviles híbridos, junto a otros
avances tecnológicos, definirán el futuro de la energía a
largo plazo.
■ El Protocolo de Kyoto y el European Union’s Emissions
Trading Scheme, que ha provisto un mercado organizado
de emisiones, pueden señalar un camino futuro hacia
Eólica y solar
Biomasa y Residuos
sólidos urbanos
1,9%
Hidroeléctrica
Nuclear
11,1%
1,3%
1,4%
1980 1990 2000 2010 2020 2030
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
Eólica
12,4%
Solar
9,6%
0
1980 1990 2000 2010 2020 2030
160

la gestión de los efectos externos negativos del modelo
energético vigente.
■ Los gravámenes fiscales sobre los hidrocarburos tienen
un papel determinante en el consumo eficiente y en la
conservación de los recursos energéticos.
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
EMISIONES DE CO2, 1980-2030
Miles de millones de toneladas métricas de CO2 y porcentaje de crecimiento anual, 2000-2030
Fuente: ExxonMobil (2006) Tomorrow’s Energy
161
■ La sostenibilidad medioambiental y la preservación de
la naturaleza vs. el calentamiento global y el cambio climático,
dominarán los escenarios del modelo energético
2030, en que los “estilos de vida” deberán incorporar la
“calidad de vida”.
© sxc.hu
[04] NOVIEMBRE 2006
75

BIBLIOGRAFíA
BP (2006), BP Statistical Review of World Energy 2006,
www.bp.com/statisticalreview
BP es una de las mayores compañías energéticas del mundo, ante-
riormente fue British Petroleum, sucesora de la Anglo-Iranian (Per-
sian) Oil Company. Constituye una de las fuentes más útiles sobre
estadísticas energéticas globales (petróleo, gas natural, carbón,
energía hidroeléctrica, energía nuclear, electricidad y energías re-
novables), que se han utilizado profusamente en este artículo. BP
edita este documento desde hace 55 años. Se hace público en el
mes de junio de cada año.
CAVE BROWN, A. (1999) Oil, God, and Gold. The Story of Aramco
and the Saudi Kings, Houghton Mifflin Company, 420 pp.
El autor era un periodista –falleció en julio de 2006– que fue corres-
ponsal en Oriente Medio. El libro relata la historia de la concesión
petrolera americana Aramco en Arabia Saudí, así como de la dinas-
tía de Ibn Saud y su descendencia (los “siete Sudairi”), que hoy
rigen todos los resortes de poder del reino.
CENTRE FOR GLOBAL ENERGY STUDIES (CGES), www.cges.co.uk
Fundado por Ahmed Zaki Yamani, que fuera Ministro de Petróleo y Re-
cursos Minerales de Arabia Saudí (1962-1986). Es un centro de análisis
del mercado mundial de petróleo y gas. Publica estudios y celebra con-
ferencias de alto nivel. Destacan los trabajos firmados por su Director,
Dr. Fadhil J. Chalabi, así como por Dr. Leonidas P. Drollas y Julian Lee.
EXXONMOBIL (2006), Tomorrow’s Energy. A Perspective on Energy
Trends, Greenhouse Gas Emissions and Future Energy Options.
www.exxonmobil.com
La mayor compañía petrolera del mundo, resultado de la fusión de
las originarias Standard Oil de Nueva Jersey y de Nueva York (Socony-
Vacuum). Publica documentos y datos de primer interés, tal como el
Energy Outlook 2030 o el de esta misma referencia.
76 [04] NOVIEMBRE 2006
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
© sxc.hu
HORSNELL, P. & MABRO, R. (1993) Oil Markets and Prices: The Brent
Market and the Formation of World Oil Prices. Oxford: Oxford University
Press, 334 pp.
Robert Mabro es el director del Oxford Institute for Energy Studies y
perteneció al directorio del International Petroleum Exchange (IPE) de
Londres. El libro explica el funcionamiento de los mercados y la forma-
ción de precios de los crudos de referencia [Brent en Londres, West
Texas Intermediate (WTI) en Nueva York, Dubai en el Golfo Pérsico) y el
de productos petrolíferos en Rotterdam].
HOWARTH, D. (1964) The Desert King. A Life of Ibn Saud, Beirut: Li-
brairie du Liban. 252 pp.
Un relato histórico de la vida de Ibn Saud, desde la reconquista
de Riad procedente del exilio en Kuwait en 1901 hasta la unifi-
cación del Nedj y el Hejaz en el reino de Arabia Saudí en 1932.
Imprescindible para entender las claves de los “siete Sudairi” de
la Casa de Saud, que controlan el 20% de las reservas mundiales
de petróleo.
INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA), www.iea.org
La Agencia Internacional de la Energía es una entidad autónoma, aso-
ciada a la OCDE, que agrupa a 26 economías desarrolladas. Publica
numerosos documentos y estadísticas, tales como World Energy Out-
look, Oil Market Report, Key World Energy Statistics o Energy Statistics
Manual (conjuntamente con OCDE y EUROSTAT).
ORGANIZATION PETROLEUM EXPORTING COUNTRIES (OPEC),
www.opec.org
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) suministra
una vasta información sobre las actividades de sus 11 países miem-
bros, así como del mercado petrolero mundial en general. Publica re-
gularmente documentos tales como Annual Statistical Bulletin, Annual
Report, Monthly Oil Market Report, OPEC Bulletin, etc.
162
© sxc.hu

PLATTS, www.platts.com
Platts es una división de McGraw-Hill. Es una de las fuentes globales
de información más amplia y reconocida en materia energética (pe-
tróleo, gas, carbón, electricidad, energía nuclear, petroquímica, polí-
ticas energéticas, emisiones, cartografía, etc.), con más de 100.000
clientes de 150 países.
ROBERT, P. (2004) The End of Oil. Londres: Bloomsbury, 399 pp.
Una discusión omnicomprensiva de la energía (petróleo, gas, car-
bón, eólica, solar, hidrógeno), con análisis sobre la seguridad y la
eficiencia energética, en un horizonte de declive en la producción de
hidrocarburos (entrevista al autor en www.onpointradio.org).
SIMMONS, M. R. (2005) Twilight in Dessert. The Coming Saudi Oil Shock
and the World Economy. New Jersey: John Wiley & Sons. 422 pp.
El autor es Presidente y CEO de Simmons & Company International,
un banco de inversiones de Houston especializado en energía. El
libro examina la historia de los yacimientos supergigantes de Arabia
Saudí, concluyendo que su sobreproducción actual llevará al declive
antes de lo previsto de unos reservoirs que perdieron hace tiempo
su presión natural en favor del gas y del agua.
US ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION (EIA),
http://www.eia.doe.gov
Agencia gubernamental del Departamento de Energía estadouniden-
se, que constituye una de las fuentes de información energética más
prolija, con documentos (análisis, estadísticas, prospectiva) tales
como las ediciones de Annual Energy Review, Country Analysis Briefs
o International Energy Outlook.
YERGIN, D. (1992) The Prize. The Epic Quest for Oil, Money & Power.
New York: Free Press. 885 pp.
El autor es presidente del Cambridge Energy Research Associates
(CERA), una de las empresas consultoras líderes en economía de la
INFORME ECONÓMICO ESADE
Atlas mundial del petróleo y de la energía fósil primaria
© sxc.hu
energía. Fue profesor de la Harvard Business School y de la Kennedy
School of Government (Harvard University). El libro relata la apasio-
nante historia del petróleo que se ha resumido al inicio del artículo.
Otras fuentes bibliográficas recomendadas
(páginas web):
AMERICAN PETROLEUM INSTITUTE (API),
www.api.org
ASOCIACIóN ESPAñOLA DE OPERADORES
DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (AOP),
www.aop.es
CAMBRIDGE ENERGY RESEARCH
ASSOCIATES (CERA),
www.cera.com
CORPORACIóN DE RESERVAS ESTRATÉGICAS
DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS (CORES),
www.cores.es
ENERGÍA SIN FRONTERAS (ESF),
www.energiasinfronteras.org
MUNDOPETROLEO,
www.mundopetroleo.com
NEW YORK MERCANTILE EXCHANGE (NYMEX),
www.nymex.com
PETROLEUM ECONOMIST,
www.petroleum-economist.com
OIL ON LINE,
www.oilonline.com
OIL & GAS JOURNAL,
www.ogj.com
OXFORD INSTITUTE FOR ENERGY STUDIES,
www.oxfordenergy.com
INTERCONTINENTAL EXCHANGE (ICE),
www.theice.com
163
© sxc.hu
[04] NOVIEMBRE 2006
77

164

2.2 EXPERIENCIAS INTERNACIONALES EN EL RÉGIMEN DE PROPIEDAD DE
LAS EMPRESAS PETROLERAS
2.2.1. BRASIL 1
En la escena energética internacional, Brasil ha logrado una visible presencia
gracias a su perfil energético único. Habiendo alcanzado la autosuficiencia en
petróleo crudo en 2006, es también un centro neurálgico para la integración
energética regional, especialmente para el desarrollo del mercado de gas. Es el
líder mundial en el uso y producción de etanol y tiene un rol predominante en la
generación de electricidad en hidroeléctricas, lo que ha resultado en muy bajas
emisiones en su sector energético. Estas características específicas apoyan la
ambición del país de tener un rol más proactivo en las organizaciones regionales
como la Organización Latinoamericana de Energía, como formas para diseminar la
experiencia de Brasil en biocombustibles a otros países de América Latina.
De acuerdo con José Sergio Gabrielli, CEO de Petrobras, la autosuficiencia en
Brasil ayudará a proteger al país de crisis energéticas internacionales y contribuirá
a manejar la excesiva volatilidad en el mercado mundial de bienes primarios. Sin
embargo, aunque se producirá el mismo volumen de petróleo que se consume,
Brasil todavía dependerá de las importaciones de petróleo ligero debido a que, en
materia de refinería, el país es incapaz de procesar todo el petróleo pesado
producido en el país. No obstante, lograr el punto importante de la autosuficiencia
neta en petróleo crudo llevará al gobierno a redefinir sus políticas para el sector
petrolero buscando avanzar en el ensanchamiento de la autosuficiencia todo lo
que sea posible, mediante la atracción de inversiones en exploración y producción
y el desarrollo de una estrategia para expandir su capacidad de refinación.
Estructura de propiedad
Hasta 1995, Petrobras, la compañía nacional de petróleo y gas, tuvo un régimen
de monopolio y tuvo derechos exclusivos para explorar y producir petróleo y gas.
Ese año se promulgó el Artículo Noveno de la Constitución brasileña permitiendo a
otras compañías hacer actividades de exploración y producción.
En 1997, se promulgó la Ley Petrolera, que da las normas generales de
concesiones, creando el Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), la
Agencia Nacional del Petróleo (ANP) y el Modelo de Concesión (que establece las
condiciones específicas de concesiones), estableciendo un marco legal y
regulatorio para la industria del petróleo en Brasil. La ANP se creó para tomar el
rol de regulador de los sectores de petróleo y gas y tiene bajo su responsabilidad
1 Tomado de: OECD/IEA, The energy situation in Brazil: An overview, may 2006.
1
165

las concesiones de exploración de petróleo, ahora en un régimen de libre iniciativa
y tiene las normas técnicas detalladas de las concesiones.Tal como sucede en la
mayoría de los países, con excepción de Estados Unidos y Sudáfrica, los recursos
minerales son propiedad del Estado, y se otorgan licencias para su exploración,
gravándolos con las regalías e impuestos resultantes a partir de la legislación
vigente.
El tipo de instrumento de concesión brasileño es llamado internacionalmente “Tax
and Royalty Agreement” – en este tipo de contrato, la compañía de petróleo pasa
a ser propietaria de los hidrocarburos producidos, aunque paga compensaciones,
en forma de impuestos y regalías al Estado. Los costos del riesgo son totalmente
asumidos por los concesionarios, no habiendo ningún tipo de indemnización en
caso de fracaso en la actividad exploratoria. La Ley del Petróleo creó cuatro
formas de participaciones gubernamentales obligatorias: bono de firma, regalías,
participación especial, pago por la ocupación o retención del área. Esto incluye
tanto impuestos municipales, estatales y federales como participaciones
específicas bajo el control de la ANP. 2
Actualmente, Petrobras no es una empresa propiedad del Estado, sino controlada
por el Estado. El gobierno federal controla únicamente 32.5% del capital total y ha
mantenido 55.7% de las acciones con derecho a voto de la compañía. La
estrategia es mantener 51% de las acciones con derecho a voto.
Petrobras todavía domina la cadena de valor de los hidrocarburos, pero la Ley
Petrolera de 1997 abrió cada etapa de la cadena a otras compañías del sector
privado. Desde entonces, más de cincuenta compañías, incluyendo Petrobras, han
adquirido derechos de exploración y producción de petróleo y gas en Brasil.
El porcentaje de participación de Petrobras en la producción de petróleo y gas
aumentará en el corto plazo pero perderá preponderancia en el futuro, en tanto las
compañías petroleras privadas hagan nuevos descubrimientos y empiecen a
producir. Hasta la fecha, el único campo comercial no controlado por Petrobas es
operado por Shell. Se espera que Chevron empiece su primer proyecto en el
próximo año (2007).
Petrobras, es la compañía más grande en Brasil en términos de utilidades e
ingresos, y ocupa el lugar número 14 entre las compañías petroleras más grandes
a nivel internacional. Petrobras ha ganado reconocimiento internacional como un
experto en la tecnología de perforación de aguas profundas en mar abierto.
2 http://www.senado.gob.mx/comisiones//LX/energia/content/foros/docs/petrobras.pdf
2
166

Petrobras también está desarrollando una estrategia internacional para diversificar
su portafolio. En 2004, empezó comprando acciones en concesiones de
exploración en Angola, Guinea Ecuatorial, Nigeria y Libia; estableció una
subsidiaria importadora de etanol en Japón y ha hecho varios descubrimientos en
el Golfo de México, donde empezó la producción de gas natural en aguas
profundas. En el 2002, con la libre importación y exportación de crudo y
subproductos, Brasil completó un nuevo paso hacia un mercado totalmente
abierto.
El regulador nacional para petróleo y gas, la ANP, quien empezó los bloques de
licitaciones para exploración en 1999, tuvo su séptima ronda de subastas para
concesiones petroleras en octubre de 2005. Esta ronda, que ha sido la más
exitosa, tuvo un alto nivel de participación con 44 compañías calificadas. De entre
los ganadores, 11 compañías eran nuevas en el mercado brasileño, lo que testifica
un ambiente atractivo que refleja la madurez política y la estabilidad económica del
país, así como la relativa estabilidad de las reglas para exploración y producción
desde la apertura del mercado en 1999. La ANP también estimuló la partición de
compañías nacionales en las subastas buscando la formación de un sector local
sustentable en petróleo y gas. Todavía existen amplias áreas inexploradas, lo que
da el potencial para nuevos descubrimientos. Hasta ahora, menos de 7% de todas
las áreas propensas de gas y petróleo han sido dadas en concesión. Hasta ahora,
Brasil es todavía un importador neto de crudo y productos del petróleo. La
compañía está implementando una estrategia explícita para añadir valor a los
productos petroleros producidos localmente.
Para dar mayor facilidad a la inversión en exploración y producción, hay varias
áreas en las que se considera que el gobierno puede mejorar el ambiente de
negocios: definiendo metas de exploración de largo plazo, dando a conocer
detalles sobre las futuras rondas de licencias, dando mayor financiamiento para la
investigación y mapeo de las cuencas sedimentarias del país, acelerando los
procedimientos de licencias ambientales y fortaleciendo a la ANP, la cual, durante
años, ha tenido bajos recursos. Los altos porcentajes de contenido local impuestos
por el gobierno se han mantenido como un punto controversial. Aunque estos
requerimientos son incuestionablemente importantes para el desarrollo de la
industria local, existen todavía algunas dudas en el mercado en relación a la
capacidad real de las compañías locales de ofrecer el alto contenido local
propuesto, especialmente conforme el mercado se vuelve cada vez más riguroso.
3
167

2.2.2. CANADÁ 3
La Constitución de Canadá establece que la autoridad legislativa sobre asuntos
energéticos está dividida entre las provincias y el gobierno federal, tanto
geográfica como funcionalmente. Las provincias tienen mayor jurisdicción sobre la
energía que otros gobiernos subnacionales en otros países federados de la
Asociación Internacional de Energía (IEA por sus siglas en inglés). Canadá es uno
de los mayores productores de la mayoría de tipos de energía: en petróleo
ocupaba el noveno lugar en 2002 y el octavo en productos petroleros, el tercero en
gas natural y el primero en hidroelectricidad. Canadá es también uno de los
mayores exportadores de energía de la IEA.
La industria de petróleo y gas natural es manejada conjuntamente por los
gobiernos federal y provinciales a través de Canada-Nova Scotia Offshore
Petroleum Board (CNSOPB) y la Canada-Newfoundland Offshore Petroleum
Board (CNOPB).
Recursos Naturales de Canadá (Natural Resources Canada, NRCan) es el
principal departamento del gobierno federal responsable por la energía. NRCan
tiene el liderazgo en la política energética general. NRCan trabaja con otros
departamentos de gobierno en aspectos de eficiencia energética, energía y medio
ambiente, energía renovable, energía en transportación, investigación y desarrollo
y en el balance general entre las metas de la política energética y otros objetivos
relacionados con el desarrollo económicos de Canadá. NRCan también trabaja en
el desarrollo e implementación de políticas para el desarrollo del petróleo, gas y
energía nuclear.
Existen dos agencias responsables para la regulación de la energía a favor del
gobierno federal: el Consejo Nacional de Energía (National Energy Board) y la
Comisión Canadiense de Seguridad Nuclear (Canadian Nuclear Safety
Commission). Ambos representan al Parlamento a través del Ministerio de
Recursos Naturales, pero son instituciones regulatorias independientes. Ambas
tienen deberes de regulación de energía en sus regiones en los sectores de
petróleo y gas.
La parte central de la política energética implica acciones para incrementar la
protección ambiental, incentivar mercados energéticos competitivos, desarrollar
fuentes nucleares y producción de uranio y facilitar la producción de petróleo y gas
en los territorios fronterizos.
3 Tomado de: IEA/OECD, Energy Policies of IEA Countries, Canada 2004 Review.
4
168

Las condiciones de oferta y demanda de energía están guiados por el Tratado de
Libre Comercia de América del Norte (TLCAN), el cual provee acceso abierto de la
energía canadiense a los mercados estadounidenses. En el 2006, Canadá ratificó
el Protocolo de Kyoto.
Canadá es un exportador neto de petróleo, gas natural y electricidad y el gobierno
federal no considera la seguridad en la oferta energética como un asunto de
importancia inmediata. Las reservas energéticas primarias son actualmente lo
suficientemente grandes para cubrir las necesidades domésticas. Las
importaciones de energía son limitadas y la política energética de Canadá permite
que las fuerzas normales del mercado reubiquen la oferta de acuerdo a los
precios.
Los precios de la energía en Canadá son generalmente menores que en el
promedio de la IEA, principalmente debido a la disponibilidad de recursos
energéticos primarios y a menores tasas impositivas. Los precios del petróleo y el
gas han sido desregulados desde mediados de los ochenta.
Como en el caso de la mayoría de los sectores de negocios en Canadá, el sector
energético, está sujeto a las reglas de la Ley Federal de Impuestos al Ingreso
(Federal Income Tax Act) para impuestos al ingreso corporativo y a la Ley de
Deducción de Impuestos para Bienes y Servicios (Excise Tax Act for the Goods &
Services Tax, GST). La GST es un impuesto al valor agregado de 7% aplicado a la
mayoría de los bienes y servicios consumidos domésticamente (las exportaciones
no están sujetas a la GST). La disponibilidad de créditos al impuesto de insumos
en el régimen GST esencialmente elimina este impuesto en la mayoría de los
insumos de los negocios. Las provincias tienen sus propias tasas impositivas para
ingresos corporativos y ventas. No obstante, existen algunas características
únicas para el sector energético, por ejemplo:
-Bajo la Constitución canadiense, las utilidades que son propiedad de la Corona
en las provincias están exentas del impuesto al ingreso federal. Esta exención se
elimina en el caso de que se privaticen.
-Los sectores de petróleo y gas en actividades de exploración y producción tienen
acceso a la Desgravación a los Recursos (Resource Allowance), una deducción
especial para compensar el hecho de que las regalías provinciales no son
deducibles del ingreso al calcular los impuestos federales al ingreso. El
presupuesto federal de 2003 anunció la intención del gobierno de eliminar la
Resource Allowance e imponer una deducibilidad de las regalías en los próximos
cinco años.
5
169

-Las industrias del petróleo y gas también se benefician de deducciones
especiales en la forma de condonaciones aceleradas y el derecho de emitir
acciones para financiar trabajos de desarrollo y exploración.
-Ciertos tipos de eficiencia energética e inversiones en energía renovable son
elegibles para altas tasas de condonaciones de impuestos por razones
ambientales bajo reducciones aceleradas de costos de capital Class 43.1 y el
Gasto Canadienses en Renovación y Conservación (Canadian Renewable and
Conservation Expense, CRCE). La CRCE también puede financiarse con
acuerdos para emitir acciones para financiar trabajos de desarrollo y exploración.
-El gobierno federal impone exenciones de impuestos en combustibles
convencionales de transporte. La deducción impositiva federal en gasolina para
motor y diesel está en 10 centavos y 4 centavos por litro, respectivamente. Los
combustibles alternativos de transporte (etanol, metanol, propano y gas natural)
están exentos de estos impuestos. Esto es un subsidio a combustibles alternativos
aunque permanecen sujetos a la GST. Los impuestos provinciales en
combustibles para motor son generalmente mayores que los federales y
frecuentemente aplican también a combustibles alternativos.
Para desarrollar el sector energético de Canadá en la siguiente década se
necesitan grandes inversiones en arenas bituminosas, tuberías de gas, generación
y transmisión de electricidad. Muchas de estas nuevas inversiones tendrán lugar
en nuevas áreas, tales como el norte de Canadá y el mar abierto. Existen algunas
preocupaciones por parte de las industrias canadienses de petróleo y gas sobre el
clima de inversión y regulación, apuntando hacia la posibilidad de mayores
restricciones enfrentadas por los inversionistas en Canadá comparado con
inversiones similares hechas en Estados Unidos (por ejemplo, en el desarrollo de
tubería de petróleo). El gobierno canadiense ha reconocido la necesidad de
mejorar la situación regulatoria, por ejemplo, creando un comité consultivo sobre
“Regulación Inteligente” (Smart Regulation). Se han empezado esfuerzos para
mejorar esta situación.
Estructura de propiedad
En febrero de 1990 el Gobierno Federal anunció que privatizaría Petro-Canada.
En 1991, se aprobaron las leyes de privatización y, el 3 de julio, se vendieron las
primeras acciones al público en una oferta pública inicial.
En 1995, el Gobierno de Canadá vendió el 50% de acciones comunes de Petro-
Canada, reduciendo su participación al 20%. La creciente confianza de los
inversionistas trajo una significativa apreciación del valor de mercado de la
compañía.
6
170

En 2005 el Gobierno Federal vendió su 19% restante de acciones de Petro-
Canada, con lo cual la empresa fue completamente privatizada. 4
A continuación se presenta un cronograma con la historia de Petro-Canada
obtenida de la página electrónica de la empresa, 5
1975 El Parlamento aprueba la Ley Petro-Canada, estableciendo una corporación de la
Corona para crear una fuerte presencia de Canadá en la industria del petróleo e
identificar nuevos recursos energéticos canadienses.
Petro-Canada se hizo cargo de las acciones del Gobierno Federal en Syncrude y
Panarctic Oils.
1976 Petro-Canada invierte en programas de exploración en la costa este, operados por
otros, otorgando fondos para acelerar el ritmo de exploración.
Para ganar una base de flujo de efectivo y experiencia operativa, Petro-Canada
compra Atlantic Richfield Canada, propiedad de Estados Unidos, añadiendo
propiedades para la producción de petróleo y de gas natural en el oeste de Canadá,
instalaciones para el procesamiento de gas y acciones en arenas bituminosas.
1978 Syncrude empieza en el noreste de Alberta como la planta de arenas bituminosas más
grande del mundo y embarca su primer petróleo crudo sintético.
1979 Para expandir su base en el oeste de Canada, Petro-Canada compra Pacific
Petroleums, controlado por Estados Unidos. El trato añade más propiedades de
petróleo y gas y, por primera vez, refinación y operaciones de mercadotecnia,
incluyendo una pequeña refinería y una red de ventas en el oeste de Canadá.
Petro-Canada comparte en el descubrimiento de petróleo de Hibernia fuera de
Newfoundland y en el mayor descubrimiento de gas fuera de Nueva Escocia.
1980 Petro-Canada perfora su primer pozo en mar abierto como operador de un programa
de exploración fuera de Labrador.
1981 La adquisición de Petrofina Canadá, propiedad de Bélgica, da a Petro-Canada una
presencia de refinación y venta en la parte Este y Central de Canadá.
1982 Petro-Canada descubre petróleo en Valhalla, Alberta, el nuevo campo petrolero más
grande de los ochenta en el Oeste de Canadá.
1983 Petro-Canada compra los activos de refinación y venta de BP Canada, propiedad del
Reino Unido, para aumentar sus operaciones en Ontario y Québec.
1984 El primer gran descubrimiento en mar abierto de Petro-Canada como operador es el
campo petrolero Terra Nova fuera de Newfoundland.
El nuevo gobierno Conservador federal pide a Petro-Canada cambiar su misión y
manejar el negocio en una forma únicamente comercial, enfocándose en las utilidades.
1985 Se iniciaron las operaciones de refinería y ventas de Gulf Canada en Ontario y en el
oeste, creando una fuerte red nacional en cada región.
1988 Petro-Canada organiza y patrocina la Carrera Olímpica de Relevos de 88 días,
llevando la flama olímpica a través de cada provincia y territorio en camino hacia los
Olímpicos de Invierno de Calgary, inspirando a los canadienses y marcando un punto
decisivo en su aceptación de la marca Petro-Canada.
1990 El Gobierno Federal anuncia en febrero que privatizará Petro-Canada. La legislación se
introduce en octubre.
1991 Las leyes de privatización son aprobadas y, el 3 de julio, las primeras acciones son
vendidas al público en una oferta pública inicial.
4 Canada ‐ Standard Review‐ Energy Policies of IEA Countries, 2006
5 http://www.petro‐canada.ca/en/media/289.aspx
7
171

1995 El Gobierno de Canadá vende el 50% de acciones comunes de Petro-Canada,
reduciendo su participación al 20%.
La creciente confianza de los inversionistas trae una significativa apreciación del valor
de mercado de la compañía.
Petro-Canada, da a conocer sus primeros sitios minoristas con nueva imagen.
1996 Petro-Canada adquiere Amerada Hess Canada Ltd., añadiendo oportunidades de
producción y exploración en el oeste de Canadá.
La alianza estratégica formada con Norsk Hydro, da a Petro-Canada acciones en la
producción fuera de Noruega y acceso a la experiencia en mar abierto.
Se completa la expansión de la planta de lubricantes, al doble de su capacidad.
Se introducen las marcas de gasolina Winter Gas y SuperClean.
1997 La plataforma de producción de Hibernia es remolcada al sitio. Los primeros dos pozos
dan una producción inicial de 60,000 barriles por día.
Ocho descubrimientos consecutivos de gas, pone la atención en la reaniminación de
los campos latentes de Wildcat Hills en Alberta.
1998 El desarrollo petrolero de mar abierto de Terra Nova se lanza siguiendo la aprobación
regulatoria y de propiedad.
Adiciones récord a las reservas de gas natural.
1999 Hibernia alcanza una producción de 150,000 barriles por día al final del año.
La exploración continúa para identificar el siguiente desarrollo de Grand Banks.
Las adquisiciones de tierra se dirigen a nuevas áreas de gas natural en Mackenzie
Delta y el mar abierto de Nova Scotia.
2000 Los trabajadores celebran el 25 aniversario de Petro-Canada.
El desarrollo de las arenas bituminosas empiezan en MacKay River, en el noreste de
Alberta.
Se revelan los planes para reconfigurar potencialmente la refinería de Edmonton para
procesar principalmente bitumen en lugar de petróleo crudo ligero.
2001 Petro-Canada publica su primer Reporte Anual a la Comunidad, una revisión del
desempeño de la Compañía en la administración ambiental, la participación de la
comunidad, y la salud y seguridad.
2002 El desarrollo en mar abierto de Terra Nova obtiene su primer petróleo.
Petro-Canada anuncia que ha adquirido por 3.2 billones de dólares canadienses los
activos de exploración y producción de Veba Oil & Gas, una compañía basada en
Europa con operaciones concentradas en el noroeste de Europa, el norte de África, el
Cercano Oriente, y el norte de América Latina. La adquisición casi dobla la producción
de Petro-Canada del año anterior y otorga una nueva plataforma para el crecimiento a
largo plazo.
2003 Petro-Canada anuncia sus planes para consolidar las operaciones de refinería de la
compañía en el este de Canadá en la refinería de Montreal. Los planes incluyen el
cierre de la refinería de Oakville para finales de 2004 y la expansión de infraestructura
terminal de Oakville y la refinería de Montreal.
El desarrollo Clapham (del cual Petro-Canada es dueño y opera al 100%), localizado
en el centro del Mar del Norte en el Reino Unido logra su primer petróleo.
Petro-Canada confirma y avanza la estrategia integral de la compañía de arenas
bituminosas con los planes para mejorar y refinar arenas bituminosas en la refinería de
Edmonton.
2004 Petro-Canada firma un Memorandum de Entendimiento con Gazprom para investigar
un proyecto conjunto que podría implicar el embarcamiento de gas natural licuado
desde Rusia hasta los mercados de Norteamérica.
8
172

El Gobierno Federal vende su 19% restante de acciones de Petro-Canada.
Petro-Canada revela sus planes para desarrollar y construir una terminal de gas natural
licuado en Gros Cacouna, Quebec.
Los recursos de gas natural son adquiridos en la región de los Rockies en Estados
Unidos.
La compañía adquiere el 29.9% de las acciones en el campo petrolero Buzzard, en el
Mar del Norte de Reino Unido.
Petro-Canada anuncia un incremento de 50% en los dividendos trimestrales pagados a
los accionistas a 15 centavos por acción.
2005 Petro-Canada alcanza un acuerdo para vender las acciones de la compañía en activos
productivos en Syria para una joint venture de compañías propiedad de India’s Oil and
Natural Gas Corporation Limited y de China National Petroleum Corporation por 484
millones de euros, antes de ajustes.
La compañía minera Teck Cominco adquiere un 15% de acciones del proyecto de
arenas bituminosas Fort Hills, mientras Petro-Canada se mantiene como operador del
proyecto con un 55% de las acciiones, y UTS mantiene un 30% de participación.
Petro-Canada asegura los derechos de patrocinio de los Juegos de Invierno Olímpicos
y Paralímpicos de 2010 y el patrocinio del Equipo Olímpico Canadiense para Turín
2006, Beijing 2008, Vancouver 2010 y los Juegos Olímpicos 2012.
Petro-Canada adquiere el 60% de acciones en el proyecto minero de arenas
bituminosas de Fort Hills, cerca de Fort McMurray, Alberta.
2006 El desarrollo De Ruyter, en el sector holandés del Mar del Norte, logra su primer
petróleo.
Petro-Canada y Gazprom firman un acuerdo para proceder con el diseño de ingeniería
inicial para construir un planta de licuado de gas en el Báltico, cerca de San
Petesburgo, Rusia.
Se anuncian planes para mejorar las instalaciones de las arenas bituminosas para el
proyecto de arenas bituminosas de Fort Hills en Sturgon County, cerca de 40
kilómetros al noreste de Edmonton, Alberta.
2007 La base del diseño para el proyecto integral de Fort Hills de arenas bituminosas y
minería se da a conocer. La primera fase del proyecto planea producir 140,000 barriles
por día (b/d) de petróleo crudo sintético. La producción de bitumen asociado se espera
que sea de cerca de 160,000 b/d. Se espera que la primera producción de bitumen
empiece en el cuarto trimestre de 2011 con la primera producción de petróleo crudo
sintético de la Sturgeon Upgrader, que se anticipa para el segundo trimestre de 2012.
El Proyecto de Energía Cacouna, un proyecto conjunto de Petro-Canada y
TransCanada, recibe la aprobación del Gobierno de Quebec para construir la primera
terminal de regasificación de gas natural licuado (LNG) en Quebec.
El campo de desarrollo Buzzard, en el sector de Reino Unido del Mar del Norte,
alcanza su primer petróleo.
9
173

2.2.3. NORUEGA 6
En el sector de petróleo y gas, Noruega ha hecho progresos importantes para
aumentar la eficiencia a través de la privatización parcial de Statoil.
El desarrollo de un escenario de largo plazo para la producción de recursos
petroleros y el manejo responsable de la riqueza derivada de los recursos
naturales a través, por ejemplo, del Fondo Petrolero (Petroleum Fund), son
ejemplos de una forma transparente y con visión de futuro para manejar la riqueza
petrolera del país.
La sustentabilidad energética ha sido altamente posicionada en la política
energética de Noruega. La Plataforma Continental Noruega (PCN) y el Mar de
Barents tienen estándares muy altos de regulación ambiental para la producción
del petróleo. El mayor reto de Noruega en términos de energía es cumplir con la
meta del Protocolo de Kyoto sin comprometer la seguridad de la oferta.
La industria de petróleo y gas de Noruega en la PCN probablemente está muy
cercana a alcanzar su máximo de producción. El gobierno debe ser reconocido por
la forma con la que intenta manejar el declive de la industria y extender la
producción por todo el tiempo que sea posible. El gobierno ha tomado acciones
significativas para incrementar la exploración y para abrir más la industria, al
tiempo que reduce la participación del Estado.
Principales Instituciones de Política Energética 7
-Storting: El Storting o Parlamento determina el marco legislativo para las
operaciones petroleras, para el sector de energía y para el manejo del agua en
Noruega. Los principales proyectos de desarrollo o asuntos primordiales deben ser
considerados y aprobados por el Parlamento.
-El Ministerio de Petróleo y Energía (MPE): Tiene responsabilidad sobre todos los
asuntos relacionados con los recursos y la energía. El MPE se compone de cuatro
departamentos: Departamento de Petróleo y Gas, Departamento de Energía y
Recursos de Agua, Departamento de Tecnología e Industria, Departamento para
Asuntos Administrativos y Económicos.
El MPE también se encarga de la función de propietario del Estado Noruego en
Statoil.
6 Tomado de: International Energy Agency, Energy Policies of IEA Countries, Norway 2005 Review, 2005.
7 Se refieren sólo las instituciones relacionadas con petróleo y gas natural, sin considerar otros organismos
relacionados con la electricidad, el ahorro de energía, la investigación en tecnologías para reducir la emisión
de CO2, entre otras.
10
174

La responsabilidad por las operaciones petroleras en la PCN descansa en el
Departamento de Petróleo y Gas. Su tarea es asegurar que estas operaciones se
lleven a cabo de acuerdo con los lineamientos dados por el Parlamento. Este
departamento vigila al Directorado Petrolero Noruego (DPN), y a las compañías
propiedad del Estado, Petoro y Gassco. También está a cargo de todo el proceso
de otorgamiento de licencias.
El MPE también es responsable de los Intereses Financieros Directos del Estado
(State Direct Financial Interest, SDFI) y de la participación del gobierno en las
licencias petroleras otorgadas, aunque el manejo diario de las funciones de
propiedad es llevado a cabo por Petoro, y las decisiones de inversión del Fondo
Petrolero del Gobierno son hechas por el Banco Central Noruego, el Norges Bank.
El MPE vigila o posee agencias y compañías subordinadas, que están activas en
el sector petrolero como Enova, Statnett, Gassnova, Petoro AS y Gassco AS.
-El Directorado Petrolero Noruego (DPN): Fue creado por el Parlamento en 1972.
Esta agencia está subordinada administrativamente al MPE. En el 2004 el DPN se
dividió en dos agencias independientes, el DPN y la Autoridad Noruega de
Seguridad Petrolera (Petroleum Safety Authority Norway, PSA).
El DPN tiene varias funciones entre ellas ejercer control administrativo y financiero
para asegurar que la exploración y producción de petróleo se lleve a cabo de
acuerdo con la legislación, regulación, decisiones y términos de licencias, etc.
-Petoro: La privatización parcial y el listado en la Bolsa de Valores de Statoil
requirió cambios al sistema de manejo del SDFI en las actividades petroleras, que
había sido manejado por Statoil antes de la privatización. La SDFI está creada con
la participación directa de las reservas del Estado Noruego en las licencias
otorgadas.
Petoro AS, establecida en mayo de 2001, es una compañía limitada
completamente propiedad del Estado. Como cuidador y gerente del portafolio de
SDFI, la compañía tiene una función administrativa muy importante a favor del
Estado. El rol de Petoro es actuar como un instrumento comercial para el Estado,
el cual no se convertirá en una nueva compañía petrolera y está activamente
involucrada en las actividades de exploración y producción. Las funciones
otorgadas a Petoro son las siguientes:
-Manejar la participación del Estado en joint ventures.
-Monitorear las ventas de Statoil de la producción de SDFI.
-Manejo financiero, incluyendo llevar las cuentas relacionadas con la SDFI.
11
175

El Parlamento ha puesto un límite de 60 empleados para Petoro. También ha
determinado que Petoro no tomará el rol de operador o de participante pasivo en
las licencias. La administración de Petoro pretende, lo cual es apoyado por la
MPE, que Petoro sea un participante activo, que contribuya a incrementar la
creación de valor en la PCN. El objetivo de largo plazo de Petoro es crear el mayor
valor económico posible del portafolio de SDFI.
Las actividades de Petoro son evaluadas regularmente por consultores externos
para determinar si ha contribuido a la creación de valor en la PCN, y las
evaluaciones están disponibles para el público a través del Ministerio de Petróleo y
Energía (MPE). Las evaluaciones muestran que Petoro ha agregado algún valor
por arriba de lo que se habría esperado de una administración financiera pura,
aunque todavía es muy pronto para hacer un juicio total de los efectos de Petoro
en las licencias en las cuales mantiene participación.
-Gassco: La compañía operadora independiente Gassco, establecida en 2002,
opera la mayoría de la red de gaseoductos en exploración y producción y coordina
el proceso para su mayor desarrollo. Gassco es una compañía limitada que es
completamente propiedad del Estado.
-Ministerio del Trabajo y Asuntos Sociales: Tiene la responsabilidad por el
ambiente de trabajo en el sector petrolero, así como la respuesta a emergencias y
aspectos de seguridad de la industria. Supervisa a la Autoridad Noruega de
Seguridad Petrolera.
-Autoridad Noruega de Seguridad Petrolera: Se estableció en 2004 a través de la
división del DPN. Es responsable de la seguridad y respuestas de emergencia en
el ambiente de trabajo en el sector petrolero. Ha tomado la responsabilidad de
regular y supervisar las instalaciones en tierra relacionadas con la industria
petrolera, antes realizadas por el Directorado para la Protección Civil y Planeación
de Emergencias (Directorate for Civil Protection and Emergency Planning) y el
Directorado de Trabajo (Directorate of Labour). Depende del Ministerio del Trabajo
y Asuntos Sociales.
Esquema de propiedad
Mientras las compañías petroleras internacionales juegan un rol importante en el
PCN y en el desarrollo del Mar Barents, también existe un alto grado de propiedad
gubernamental en la industria petrolera noruega. Además de las compañías
internacionales, dos grandes compañías noruegas participan fuertemente en la
industria petrolera, Statoil y Norsk Hydro. Estas dos compañías cuentan con casi
70% de todas las operaciones en la PCN. Ambas compañías son parcialmente
propiedad del Estado.
12
176

Statoil, originalmente 100% propiedad del Estado, fue parcialmente privatizada y
listada en la Bolsa de Valores de Oslo y Nueva York en junio de 2001. El Gobierno
mantuvo la propiedad de 81.7% de las acciones después de una oferta pública
inicial. El Parlamento ha decidido que la propiedad pública en Statoil puede
reducirse a 67%. En julio de 2004 y febrero de 2005, el Gobierno inició una mayor
reducción en su participación en Statoil. Estas transacciones implicaron ofertas de
acciones a inversionistas institucionales así como ofertas minoristas a individuos
privados en Noruega y en el Área Económica Europea (AEE). El Gobierno es
propietario actualmente de 70.9% de las acciones en Statoil, mientras los
inversionistas privados poseen 29.1%. La compañía se ha puesto a sí misma la
meta de producir 300,000 barriles de petróleo equivalente por día (bped) fuera de
Noruega para el 2007 y el nivel actual es de alrededor de 200,000 bped, de un
total diario de producción de 1,175,000 bped planeado para el 2005.
El Gobierno también tiene una participación de 43.82% in Norsk Hydro. Además
del gobierno noruego como principal propietario, Norsk Hydro tiene una propiedad
extranjera significativa de 35.4%. Ambas compañías son operacionalmente
independientes del gobierno, y son tratadas como otras grandes compañías
petroleras en términos de subastas por licencias, impuestos y regulaciones,
aunque Statoil está promocionando y vendiendo el petróleo producido por la
proporción de licencias que mantiene la State Direct Financial Interest (SDFI) para
el gobierno.
El Gobierno obtiene varias formas de ingresos de la producción petrolera y es
responsable por los gastos relacionados con estas licencias. Los recursos netos
del gobierno por las actividades petroleras se invierten en el Fondo Petrolero. El
Fondo se basa en una ley de 1990 del Parlamento y la primera transferencia de
capital del fondo tuvo lugar en 1996. El Fondo es financiado de la siguiente
manera:
-Impuesto al ingreso proveniente del impuesto especial de 50% sobre actividades
petroleras y otros impuestos, incluyendo el impuesto por Dióxido de Carbono
(CO2).
-Ingreso del State Direct Financial Interest (SDFI).
-Ingresos por dividendos de Statoil y Norsk Hydro.
-Ingreso por cuotas de área impuestas a los poseedores de licencias.
Después del impuesto al ingreso, la SDFI es la segunda fuente más importante de
recursos. Ésta se estableció en 1985 dividiendo las acciones de Statoil en la
mayoría de los campos en mar abierto en una participación equitativa para Statoil
13
177

y para acciones directas para el Estado. Una participación para SDFI es
incorporada en la mayoría de las licencias otorgadas después de 1985. El Estado
paga una proporción, la cual corresponde a sus acciones financieras directas de
todas las inversiones y costos de operación en proyectos. En los mismos términos
que los otros propietarios, el gobierno recibe una participación acorde de ingresos
por la venta de producción y otras fuentes de ingreso. La SDFI es controlada por
el Estado, y el Parlamento vota sobre el presupuesto y marco de acción de la
SDFI de forma anual. El ingreso, gastos e inversiones en la SDFI son canalizados
directamente al presupuesto del Estado, mientras que el manejo diario de las
participaciones en las licencias está en manos de Petoro AS, después de la
privatización parcial de Statoil.
Las ventas de petróleo por las licencias de la SDFI son todavía retomadas por
Statoil, debido a que se creyó que crear una organización de marketing adicional
no era un proceso eficiente. Las ganancias que vienen por la venta de petróleo
van directamente de Statoil, en su rol de vendedor de petróleo, a las cuentas del
Estado y no vía Petoro. Los gastos de operación, inversiones y otros gastos en los
que se incurren o se relacionan con el manejo de SDFI son cubiertos por
asignaciones del Estado. El Estado también provee de fondos para Petoro para el
manejo de la compañía.
Como parte de la reestructuración de la participación estatal en las actividades
petroleras noruegas implementadas en 2001 y 2002, 21.5% del portafolio de SDFI
se vendió a Statoil y otras compañías, 15% de los activos de SDFI se vendieron a
Statoil en mayo de 2001, antes de la privatización parcial y el listado de la
compañía en junio de 2001. Un 6.5% adicional se vendió a otras compañías de
petróleo y gas en una venta completada en marzo de 2002.
El dinero del Fondo Petrolero se invierte en activos financieros internacionales, y
se estima que actualmente el Fondo controla 0.2% de todas las acciones
comerciadas a nivel mundial. La inversión del Fondo en activos internacionales es
también un mecanismo para el manejo del tipo de cambio del kroner noruego
(NOK) y ayuda a evitar los síntomas de la llamada “enfermedad holandesa”.
Se espera que el Fondo sea un mecanismo para la transmisión intergeneracional
de la riqueza. Bajo las reglas del Fondo, 4% del valor del Fondo al inicio de cada
año puede ser usado para estabilización del presupuesto actual. Esta restricción
busca lograr estabilidad en el Fondo en el largo plazo. Esta regla no se ha
cumplido en el pasado reciente y no hay restricciones para que el gobierno las
siga.
14
178

3. Ponencias y artículos de interés
sobre experiencias internacionales
179

180

© OECD/IEA, 2006
THE ENERGY SITUATION IN BRAZIL: AN OVERVIEW
May 2006
181

Disclaimer
This paper was prepared for the Standing Group on the Global Energy Dialogue, in June 2006. It was drafted by
the Office of Global Energy Dialogue (OGED). This paper reflects the views of the IEA Secretariat and may or
may not reflect the views of the individual IEA Member countries. For further information on this document,
please contact Ghislaine.kieffer@iea.org
182

Introduction
1. By far the largest and most populous country in Latin America, Brazil represents half the
continent’s surface area, population and Gross Domestic Product (GDP). Brazil’s GDP ranks
ninth in the world, just ahead of Russia. As such, Brazil also aspires to a leadership role on
the international scene, and is one of the BRIC 1 countries. Leader of the G20 group in the
World Trade Organization (WTO), it plays an increasingly important role as an observer in
OECD committees, representing the views of a large developing country in a consensual
fashion. Brazil's current peacekeeping role in Haiti demonstrates its greater international
involvement in security issues, a crucial step for a country aspiring to a permanent seat on the
U.N. Security Council.
2. Brazil presently is the 10th greatest energy consuming country accounting for about 2.1% of
the world's annual total energy consumption and the fourth largest non-IEA energy consumer
after China, India, and Russia (2003 data). Brazil's proven oil reserves are estimated (as of
January 2006) at about 13 billion barrels, second greatest in South America (after Venezuela).
3. On the international energy scene, Brazil has achieved a visible presence thanks to its unique
energy profile. Having achieved self-sufficiency in crude oil in 2006, it is also a hub for
regional energy integration, especially for the development of the gas market; it stands as the
world leader in ethanol use and production, and the predominant role of hydropower in
electricity generation results in very low emissions from its power sector. These specific
energy features underpin the country’s ambition to take on a more proactive role in regional
organizations like the Latin American Energy Organization (OLADE) as vectors to
disseminate Brazil’s biofuels experience to other Latin American countries. At the World
Economic Forum in Sao Paulo on April 5-6 of this year, a plenary session concluded that
“Brazil is a world reference for the development of the biofuels market because of its welldeveloped
domestic ethanol fuel market and recent biodiesel initiatives”. From the same
perspective, Brazil’s renewed eagerness to collaborate with international energy organizations
such as the IEA can be viewed as an opportunity to project itself as a world champion in
specific energy technologies, notably in ethanol production and bagasse cogeneration.
Overview of Brazil’s energy sector
4. In 2005, Brazil’s total primary energy supply amounted to 217.6 million tonnes of oil
equivalent (Mtoe). The breakdown of primary energy supply is as follows: 38.4% from
petroleum, 15% from hydroelectric sources, 13.7% from woodfuels, 13.1% from sugarcane
by-products (bagasse), 9.1% from gas, 6.4% from coal, 2.9% from other renewable sources,
and 1.4% from nuclear. Brazil is the largest producer of hydroelectricity in the world after
Canada. In 2005, it generated 340 terawatt-hours (TWh), equivalent to 77.1% of total
electricity generation 2 . The rest includes: imports (8.3%), gas-fired generation (4.1%),
biomass (3.9%), oil derivatives (2.8%), nuclear (2.2%), and coal (1.6%).
Achieving net self sufficiency in oil
5. President Luis Ignacio Lula da Silva chose April 21 st of this year, the anniversary day of
Tiradentes, the country’s independence hero, to proclaim the country’s self sufficiency in oil.
A near-doubling in Brazilian crude supply since the late-1990s has largely been achieved by
1 Term used to refer to the combination of Brazil, Russia, India and China.
2 This number would reach 85.4% if the electricity co-generated with Paraguay in the Itaípu Power Station is
counted. Half of it is for Brazil and a high percentage of Paraguay’s share is exported to Brazil).
183

the national oil company Petrobras, who invested in a $17 million advertisement campaign to
celebrate reaching the self sufficiency target set in 1953 when the company was created.
According to Petrobras, the symbolic start of commercial operations at the 180,000 b/d P-50
platform at the Albacore Este field in the deepwater Campos Basin on April 21 st will enable
the company, which accounts for over 90% of Brazil’s oil output, to produce 1.9 Mb/d of
crude oil this year. Crude supply will continue to grow in 2006 as five offshore developments
in the Campos, Sergipe and Espirito Santo Basins are brought into production.
6. The national oil and gas company, Petrobras, the largest company in Brazil in terms of profits
and revenues, and the 14 th largest international oil company, has won international recognition
as an expert in deepwater offshore drilling technology. Even though the federal government
controls only 32.5% of the total equity, it has retained 55.7% of the voting shares of the
company. Therefore, Petrobras is not state owned but state controlled. The government ended
Petrobras’ monopoly in 1997 creating the ANP to take on the role of regulator of the oil and
gas sector. Petrobras still dominates the hydrocarbons value chain, but the 1997 Oil Law
opens each stage of the chain to other private sector companies. The percentage of Petrobras
participation in national oil and gas production will rise in the short term but will lose its
preponderance in the future, as private oil companies make new discoveries and start
producing. To date, the only commercial field not controlled by Petrobras is operated by Shell.
Chevron is scheduled to start their first project in the coming year. Petrobras is also
developing an international strategy to diversify its portfolio. In 2004, it started buying shares
in exploration concessions in Angola, Equatorial Guinea, Nigeria, and Libya; established an
ethanol import subsidiary in Japan and has made a number of discoveries in the Gulf of
Mexico where it started deepwater natural gas production.
7. According to Petrobras CEO Jose Sergio Gabrielli, self sufficiency will help to protect Brazil
from international energy crises and contribute to managing excessive volatility in the world
commodity market. However, although it will produce the same volume of oil as it consumes,
Brazil will still depend on light oil imports because the country’s refining profile is unable to
process all of the domestically produced heavy oil. Therefore, reaching the milestone of net
self-sufficiency in crude oil will push the government to redefine its policies for the oil sector
going forward in order to stretch self sufficiency as long as possible by attracting investment
in E&P and by developing a strategy for expanding refining capacity.
8. Until 1995, Petrobras enjoyed a monopoly regime and had exclusive rights to explore and
produce oil and gas. That year, the Ninth Amendment to the Brazilian Constitution was issued,
allowing other companies to perform E&P activities. In 1997, the Oil Law was published,
(creating the National Council for Energy Policy (CNPE), the National Petroleum Agency
(ANP) and the Concession Model), establishing the legal and regulatory framework for the oil
industry in Brazil. Since then, over fifty companies including Petrobras have acquired rights
to explore and produce oil and gas in Brazil. In 2002, with the free import and export of crude
and by-products, Brazil completed a new step towards a fully-opened market.
9. For Brazil, the first key to extending self-sufficiency is to ensure high investment in
exploration, as today Brazil is producing the oil that was discovered in the 1980s and 1990s.
Petrobras expects domestic production to continue growing at an average 6% per year until
2010, with planned investments in E&P of $28 billion until 2010, while other international
companies are expected to invest an additional $7.4 billion. The national regulator for oil and
gas, ANP, which began auctioning exploration blocks in 1999, held its seventh bidding round
for oil concessions in October 2005. This can be considered the most successful bidding
round so far, with a high level of participation (44 companies qualified). Among the winners
were 11 companies new to the Brazilian market, which testifies to an attractive business
184

environment reflective of the country’s political maturity and economic stability, together
with the relative stability of E&P rules since the market opening in 1999. The agency also
stimulated domestic companies’ participation in the E&P bidding, looking to build a
sustainable local oil and gas sector. There are still vast areas unexplored, which carry high
potential for new discoveries. So far, less than 7% of all the gas and oil prone areas have been
bid for concession. The main focus of the oil and gas companies is the offshore basins of
Espírito Santo, Campos and Santos, where larges discoveries have already been made. Some
important companies like Shell, Chevron, Devon, and Petrobras, are developing recent
discoveries in these areas.
10. Up to now, Brazil is still a net importer of both crude and oil products. In 2005, net imports
fell to $3.60 billion from $4.75 billion in 2004. In addition, natural gas imports amounted to
$785 millions in 2005. This is because most of the 2mbpd refining capacity of Petrobras’11
refineries cannot use heavy crude as raw material. Petrobras plans to invest $8 billion through
2010 to expand and modernize its refining park and to add value to its products. 40% of this
investment will aim to improve the quality of diesel and gasoline, 25% to improve conversion,
and the rest for extension and maintenance of the installations. Petrobras’ petrochemicals
group Ultra and national development bank BNDES plan to develop a heavy crude refinery
and petrochemicals complex in Rio de Janeiro state, a project that will add value to locally
produced crude. Petrobras also recently bought a refinery plant in Pasadina, Texas. The
company follows closely the set schedule for reducing sulphur specifications city by city in
Brazil. Therefore, Petrobras is implementing an explicit strategy aiming to add value to
locally produced oil products.
11. In order to further facilitate investment in E&O, there are several areas where the government
could improve the business environment: by outlining long-term exploration goals; by
unveiling details of future licensing rounds; by financing further research and mapping of the
country’s sedimentary basins; by accelerating environmental licensing procedures; and by
strengthening the ANP, which has been underfunded for years. High local content percentages
imposed by the government also remain a controversial point. Although these requirements
are unquestionably important for the development of the local industry, there are still some
doubts in the market regarding the real capacity of local companies to deliver the high local
content proposed, especially as the market becomes increasingly tight.
12. Controlling demand is also critical to extending Brazil’s self sufficiency, since according to
the most optimistic projections new finds would only increase proven reserves to a ceiling of
30 billion barrels of oil equivalent of recoverable reserves. The supply and demand margin is
still narrow, and the prospects for future production and especially increasing reserves remain
uncertain. On the demand side the current self-sufficiency situation benefited from the recent
recession, as the country has yet to face a period of strong demand growth. Currently, oil
consumption is estimated at 1.8 mb/d and is expected to grow at 2-2.6% per year. As Brazil
continues to develop its industrial sector, oil consumption will likely increase dramatically,
potentially reaching consumption levels comparable to those in Europe. This ongoing
pressure from the demand side will make it difficult for Brazil to maintain its self-sufficiency
past 2012-14 unless major new discoveries are made soon. Brazil’s current oil consumption
per capita is 4 barrels per year, whereas in Spain, this value is 12 barrels and in the United
States, 25 barrels.
Gas: Upheaval in Bolivia, short-term challenges and long-term responses
13. Gas currently accounts for 9.1% of Brazil’s primary energy supply. Between 1999 and 2004,
natural gas demand grew by a remarkable 20% per year. In 2004 and 2005 natural gas
185

demand continued to grow rapidly, and was set to reach 100Mm3/d in 2010, growing at an
average annual demand of 14%. To face this rapidly growing demand, Brazil was hoping to
double the capacity of the Gasbol pipeline from the current 30Mm3/d, and at a minimum was
planning to expand the capacity of the pipeline by 15 Mm3/day over the next 4 years. In the
past two years, natural gas prices in Brazil did not follow the escalation of international oil
prices, increasing the competitiveness of natural gas vis-à-vis its energy substitutes. This was
the result of an explicit government policy aiming to diversify energy sources in all sectors,
including for thermal generation. Government energy planning relied on gas fired generation
as an alternative to stabilize seasonal changes in power supply due to rainfall variations and
manage prudently the level of reservoirs. As a result, combined demand from the industrial,
power generation, and automotive sectors grew by 12 % between 2004 and 2005.
14. The current total gas supply (excluding Petrobras’ own consumption and losses) amounts to
56.2 Mm3/d. Bolivian imports currently account for 42% of total gas supply in Brazil. If we
exclude Petrobras’ consumption for its refineries (11.7 Mm3/d), Bolivia represents 58% of
commercial gas supply in Brazil. The main end-user of gas is the industrial sector, which
consumes 60% of commercial supply, and in particular the chemical and petrochemical sector,
the iron and steel sector, the cement sector, as well as other energy-intensive industries such
as glass, ceramics, food, paper and pulp. Thermal generation is the second largest consumer
with 22.5% and the transport sector, where the use of Vehicular Natural Gas dramatically
increased in the last few years, consumes about 14% of commercial gas.
15. Bolivia’s reserves of natural gas are the largest in South America after Venezuela’s. Large
deposits were discovered in the 1990s after the oil industry was re-privatised. Foreign
companies, including Petrobras, Total, BP, BG and Repsol invested an estimated $4 billion to
develop those reserves.
16. The first pipeline to connect Brazil to foreign natural gas sources was the Bolivia-Brazil gas
pipeline (Gasbol), tapping Bolivia's Rio Grande sources. This 3,150 Km long pipeline came
on-stream in June 1999, with service to São Paulo and a terminus in Porto Alegre. It is the
single largest private-sector investment in South America with a total cost of $2.1 billion. The
pipeline has a maximum 29.7 Mm3/day capacity. In the first few years of the Gas Supply
Agreement between Brazil and Bolivia, Brazil only took a fraction of the natural gas to which
it had agreed. Government delegations from Bolivia and Brazil met repeatedly in 2003 to
renegotiate the terms of the contract. Brazil wanted to import less and pay less for the natural
gas from Bolivia, suggesting a more flexible agreement, but Bolivia indicated after a meeting
held in May 2003 that it would not change the contract unless Brazil would guarantee that
exports would increase in the future. In response, the Brazilian government launched in June
2003 its new Natural Gas Expansion Project. The objective of the plan was to expand the
country's natural gas pipeline network, bringing natural gas to industrial and thermal power
plants, particularly in the southeastern and northeastern regions of the country where no
pipelines existed. Brazil was highly successful at developing its domestic demand in the
following years.
17. On May 1 2006, Bolivian troops seized gas fields and installations after the Bolivian
Government promulgated the so called “hydrocarbon nationalization” under Supreme Decree
No. 28,701. This Decree establishes the following:
- Transfer of ownership and possession of 100% of oil and gas production in Bolivia to
Yacimientos Petroliferos Fiscales de Bolivia (YPFB), the state oil company.
186

- YPFB takes full control over the value chain of the oil and gas business in Bolivia:
volumes, prices and condition of sales of natural gas, crude and condensates in both the
domestic and external markets.
- Oil companies will have a 180-day transition term to subscribe the new agreements
which will be individually authorized and approved by the Bolivian Legislative Power.
- The Ministry of Hydrocarbons and Mines will determine, on a case by case basis, the
interest corresponding to oil companies by means of investment audits, operation costs
and profitability indicators.
- Fields that produce more than 100 million cubic feet a day will pay 82% of the value of
production in taxes and royalties. Only two fields are affected: San Alberto and San
Antonio both operated by Petrobras. The 82-18 spilt in intended to be a mirror image
of the tax regime established by the original privatization contracts.
- Expropriation and transfer to YPFB, without compensation to the current holders, of
the 48-49% stakes in Andina, Chaco and Transredes (operated by Shell and Prisma
Energy) held today in trust by private pension fund managers for all Bolivians 21 years
or older by December, 1995.
- Nationalization of controlling stakes in Andina, Chaco, Transredes, the two refineries
and the product transport and storage company.
- During the transition period, for fields with a 2005 daily average certified production
of natural gas lower than 100 million cubic feet, the current distribution of the
hydrocarbon production value will be maintained. The Government’s take will be
negotiated field by field, no lower than 50%
18. Ongoing talks revolve around about the price of gas imports, which Bolivia wants to increase
by 2$ per million British Thermal Units (Mbtu) from $3.60 currently. For every $1 dollar rise,
this would increase Bolivia’s income by an estimated $300 million, which is considerable in
relation to Bolivia’s nominal GDP of $9,650 million. At stake also is the price YPFB will
offer for gas produced at Petrobras production fields still under Petrobras control. However,
the essence of the debate will be over compensation for Petrobras investments in Bolivia, as
well as the reimbursement to be offered by YPFB for taking over a 50% plus one share
control of Petrobras two refineries and their associated downstream operations. Petrobras
Bolivian subsidiary Petrobras Bolivia has a book value of $1.3 billion but the net worth of
assets is estimated to be far less. The difference is made up of liabilities and debts, including
to banks, suppliers, the International Finance Corporation and taxes. The company’s gas
reserves in Bolivia account for approximately 2.7% of its total reserves.
19. There is a striking contrast between Bolivian and Petrobras share in each other’s activities.
Petrobras' activities in Bolivia contribute 18% of the country's GDP. Petrobras owns 95% of
the refining capacity in Bolivia; 57% of the country’s natural gas daily production, 40% of oil
and condensate production; 25% of all fuel retail outlets and 100% of jet fuel supply to the
country. Whereas Bolivia owns 3.7% of Petrobras proven oil and gas reserves, and 2.4% of
total oil and gas production by Petrobras. In the short run, however, Bolivia and Brazil are
inexorably interdependent. On the one hand, Brazil is Bolivia’s best customer and imports
about 72% of Bolivia’s total gas production. On the other hand, Brazil imports 42% of its
total gas consumption from Bolivia. Furthermore, in the short term Bolivia has few other
options because of the long standing border dispute with Chile leaves it with no access to the
Pacific Ocean. Brazil will also need some time to implement alternative sources of supply
such as LNG and to develop its domestic production of natural gas.
20. Therefore, the challenge in the short run is for Petrobras to supply at a reasonable price
sufficient quantities to ensure continuous economic growth, especially given the industrial
sector’s heavy reliance on gas. According to the Gas Supply Agreement, prices are set in US
187

dollars and indexed to a basket of international fuel oil prices, but cannot be renegotiated until
2009. As a result of a sharp increase in international oil prices the price of Bolivian gas in
reais had steadily risen since 1999 3 . Petrobras will insist on not paying higher prices for gas
since mirror agreements with gas distribution companies in Brazil do not allow the company
to pass on the increase to distribution companies. But eventually the price of natural gas in
Brazil will go up (it was maintained artificially low for political reasons from 2002 until the
end of 2004). Then in turn Petrobras may be able to sell its own domestic production for more
and offset higher prices of Bolivian gas.
21. In the short run, gas imports from Bolivia will not increase since all investment plans for
further expansion have been cancelled by Petrobras. Those end-users that can use one of two
fuels, will “switch back” to either fuel oil or diesel. It can be expected that the environmental
agencies, under the threat of a potential energy supply disruption would show a certain degree
of flexibility and allow some industries to switch to a dirtier fuel. In this category, Petrobras’
refineries, which consume 7 Mm3/d, could switch to fuel oil in a few months, the supply of
which is abundant. Some thermal generation plants could do the same, as well as some
industries. The transport sector could also be encouraged to switch to other fuels. Most taxis
in large cities in Brazil would be negatively affected, but one could imagine a subsidy to
compensate them for switching to ethanol. Some industries could also be negatively affected
through the price increase of energy. For example, in the glass and ceramics industry, energy
costs already represent between 12% and 15% of the total costs.
22. In the longer run, Brazil will have more options to diversify its gas supply, either from
domestic sources or through liquefied natural gas (LNG) imports. Although not included in its
2006-2010 business plan published last year, Petrobras just announced the rapid development
of its natural gas import program through LNG re-gasification ships that will be anchored in
strategic ports. The company plans to anchor one of the re-gasification ships off Rio de
Janeiro city with capacity to produce 14 Mm3/d of natural gas and a second unit would be
located off the coast of the northeastern state of Ceará, where there is large demand from
thermal plants, with capacity to produce 6 Mm3/d,. Gas could be imported from Algeria,
Angola, Trinidad and Tobago, Qatar or Nigeria.
23. Petrobras also announced it will invest $16 billion through 2010 to accelerate the
development of Brazil’s domestic natural gas resources, especially from the Santos Basin,
crucially positioned to supply the large and rapidly growing market of the Southeast. In this
perspective, the seventh licensing round achieved one of ANP’s key declared objectives as
about 90 % of the natural gas-oriented blocks in new onshore exploratory areas were awarded.
As part of a series of measures to make Brazil self sufficient in natural gas in the coming
years to reduce the country’s dependence on imported Bolivian gas, the government recently
requested that ANP increase by 30% the number of gas-prone exploration blocks to be offered
at the next bidding round. The government also determined that the eighth round be brought
forward to the end of August 2006 from November 27-29 when it was previously scheduled.
The eighth round will include known onshore regions in the Espírito Santo, Santos and
Campos basins as well as other well-explored basins and will also include the unexplored
offshore basins of Curumuxatiba and Pernambuco-Paraíba in the country's northeastern
region.
24. Petrobras also recently announced an “Anticipated Production Plan” aiming to increase
natural gas production by 24.2 Mm3/d by 2009, which is equivalent to the current level of gas
imports from Bolivia. The objective is to increase production at the Espírito Santo basin more
3 OECD/IEA (2003) South American Gas: Daring to Tap the Bounty
188

than tenfold by 2009 to 16.7Mm3/d from the current 1.4Mm3/d as well as from the Campos
basin, where Petrobras will increase production by 6Mm3/d from the current 22.8Mm3/d and
by 1.5Mm3/d from productive fields in the Santos basin. Current production in the Santos
basin is around 1Mm3/d. The new gas reserves in the Santos basin, mainly the 419 Bm3
Mexilhão giant field, are currently under development but cannot be included in the
Anticipated Production Plan because of lack of equipment on the international oil market.
The production of non-associated gas at Mexilhão field is only expected to start in 2009.
25. Upon seizing the oil fields on May 1, Morales claimed that the mines, forest resources and
land were next on his agenda. The danger of resource nationalism lies in the fact that by
making outsiders warier about investing in those countries it raises the cost of capital not just
for the oil industry but for the country as a whole. Resource nationalism also opens the door
to inefficiencies as national oil companies tend to become huge bureaucracies, they also risk
becoming politicized and are less subject to the principles of economic and technical
efficiency. This is the third time that Bolivia has nationalised its oil industry. In many cases
state-run oil companies are prone to suffer from underinvestment as national governments
tend to extract as much revenue as possible to implement their social programs.
Power Generation: The Narrowing Margin between Power Supply and Demand
26. Hydropower, accounts for nearly 80% of generation capacity in Brazil. The country enjoys
the largest capacity for water storage in the world, and one of largest transmission networks,
given the vast geographical area to cover and the resulting long distances between power
stations and consumers and the need for back-up circuits to ensure alternative supply routes
and optimal regional balance in supply. Both private and government-owned companies
operate in generation, transmission, and distribution. Eletrobrás, which is controlled by the
federal government, and three other state-owned companies account for one-half of
generation capacity, while more than two-thirds of the distributors are privately owned. The
transmission grid is run by a group of producers, transmission and distribution companies,
and the government through the Ministry of Mines and Energy.
27. In recent years, there has been insufficient investment in the electricity sector and the role of
gas-fired powering the aftermath of the Bolivian gas crisis is uncertain for the time being.
Electricity demand is expected to grow at the brisk pace of 5% per year until 2012, despite the
reductions following the rationing programme implemented in response to the power crisis in
2001. Accordingly, Brazil’s power margin between capacity and average demand began to
decline in 2004, and the trend is expected to accelerate in the coming years. The country’s
power margin fell from estimated 12% in 2005 to 6% in 2006. Using the government’s
assumed 4.8% power demand growth rate, this drop would be even more dramatic, reaching
2 % by 2007. Brazil is suffering from a lack of investment in infrastructure as a result of
recent regulatory changes and inadequate price signals.
28. A new model for the electricity sector was approved by Congress in March 2004, which
creates a “Pool”. This Pool aims to match electricity demand and supply capacity through
long-term contracts, which will replace on a competitive basis the “initial contracts” inherited
from the 1990s before privatization of the distribution segment took place. Under the new
Brazilian power model, demand is estimated by the distribution companies, which have to
contract 100 % of their projected electricity demand over the following 3 to 5 years 4 . These
projections are submitted to the Energy Planning Agency (EPE), who estimates the required
4
Almeida, E.L.F (2004), “Reform in Brazilian Gas and Electricity Industries: The Search for a New Model”,
Unpublished Background Paper, OECD, Paris.
189

expansion in supply capacity to be sold to the distribution companies through the Pool. The
price at which electricity will be traded through the Pool is an average of all long-term
contracted prices and will be the same for all distribution companies. The price ceiling for
new hydro projects in the first power auction based on the new model, which took place on
December 16, 2005 – almost two years after the new model was approved by Congress – was
set at R$116 per megawatt-hour (MWh)-US$50.4 per MWh at the then exchange rate. New
hydro generation plants were awarded contracts with an average price varying from US$46.3
per MWh to US$49.9 per MWh depending on the year, while thermal generation was granted
average prices about 15 % higher.
29. Set to be the first real test of the new Brazilian power model, the new power auction will have
limited impact on the declining trend of the margin between power supply and demand.
Limited by delays in environmental licensing of hydroelectric power projects, the Brazilian
government was able to present only one new hydro generation project for a total of 805 MW.
This represents 1 % of the current installed capacity in the National Integrated System and
will not be able to shift the energy balance levels by more than 1 %. With no significant
increase in gas supply in the short term, only gas-fired thermal generation plants with gas
supply contracts were awarded long-term contracts. The auction therefore focused on
awarding long-term contracts to preexisting installed capacity, strengthening the existing
generation players but doing little to address a looming shortage by the end of the decade.
Under the Proinfa program, designed to stimulate generation from alternative energy sources,
a total of 3,300 MW was contracted but in mid-2005, there were indications (e.g. equipment
orders) that only 80% of the projects had actually started, which will incur further delays in
new capacity. The next auction in 2006 will allow contracts starting in 2009 and 2011.
30. Brazil will need an estimated $6 billion/year in investment to deliver the projected annual
load growth of 5%, equivalent to 3,200 MW/year. Therefore, improving Brazil’s power
supply reliability over the next four years now must rely on non-hydroelectric initiatives and
emergency measures. New power auctions in 2006 should offer new hydro generation
concessions, but those plants are not likely to be online before 2010. The two giant
hydroelectric projects of Belomonte and Rio Madeira are progressing very slowly because of
their considerable environmental and social impacts. The Environmental Agency is
understaffed and risk averse regarding these projects. The first of three environmental licenses
(preliminary, installation, and operation) is known to be the most difficult to obtain as it
triggers economic and financial feasibilities studies. An increase in thermal generation using
natural gas will now depend on supply growth from either the Santos Basin or LNG and
would require contracting no later than early 2007. This will pose quite a challenge, leaving
Brazil with few options other than to use diesel-fired emergency plants and to switch from
natural gas to diesel in the industrial and power sectors where possible. In the short term, in
light of the Bolivia gas crisis, and with reservoirs 87% full, there may be the temptation to
delay some decisions until the next administration comes into office in January 2007. The risk
of a drought itself is highly unpredictable, and in a worse case scenario of enduring
underinvestment could potentially provoke another dreaded power supply crisis.
31. Small gains of incremental capacity could be obtained through energy efficiency standards
and policies, as well as through bagasse cogeneration (estimated potential between 4,000 and
6000 MW) as ethanol production expands. This will require a favourable business
environment and appropriate financial instruments to finance the purchase of high pressure
boilers from the owners of new mills.
The recent success of ethanol
190

32. Brazil is the world’s second largest producer - and the most efficient - of fuel ethanol from
sugarcane. Between 1975 and 2004, the ethanol program substituted about 230 billion liters of
gasoline. Brazil’s national ethanol programme (ProAlcool) began in response to the oil crisis
of the 1970s. By the mid-1980s more than three quarters of the 800,000 cars could run on
ethanol thanks to a combination of high subsidies and policy decisions. However, when sugar
prices rose sharply in 1989, sugarcane growers diverted crops to the export market, and a
severe shortage of ethanol occurred in the second quarter of 1989. This shortage resulted in a
loss of consumer confidence in the security of ethanol supply and discredited ProAlcool. In
response, the government authorized ethanol imports, and Brazil became the world’s largest
importer of ethanol 5 . Brazilian drivers as well as Brazilian car makers were left in disarray for
lack of fuel. By the end of the 1990s, the sales of ethanol-fueled cars amounted to less than
1 % of total annual auto sales because fuel manufacturers could not assure hydrous-ethanol
consumers security of supply.
33. The turning point took place in 2003 when car manufacturers, beginning with Volkswagen
introduced the “flex fuel” car, which gave consumers the choice and resilience to buy any
combination of the cheapest fuel while protecting them from any fuel shortages. Today
ethanol accounts for 40 % of Brazil’s driving fuel, and 70% of the cars sold in Brazil (an
estimated 1.1 million in 2006) have flex fuel engines, and cost no more than conventional cars.
The country’s ‘flex fuel’ car fleet is the only one in the world that can use 100 % of either
ethanol or gasoline. Brazil’s ethanol production was 15.9 billion liters in 2005, more than a
third of the global production, of which 2.6 billion litres were exported. Brazil has a 50 %
market share of global ethanol exports. India is Brazil’s biggest ethanol export customer, just
ahead of the U.S. More recently, Brazil has authorized that biodiesel be added to diesel fuel as
part of the Brazilian strategy for the Green Fuel Matrix Program. The biodiesel program is set
to guarantee a 2% obligatory mixture starting in 2008, which will rise to 5% in 2013.
34. In Brazil, ethanol is used in two forms. In “anhydrous ethanol”, water has been almost totally
removed to a level that makes it suitable for blending with gasoline. On the other hand,
“hydrous ethanol” is about 95 % pure, the balance being water. Hydrous ethanol is not
suitable for blending with gasoline and is used directly as a fuel. Flex-fuel vehicles, widely
marketed in Brazil beginning in 2003, are capable of running on any combination of hydrous
ethanol and a gasoline-anhydrous ethanol blend. Pure gasoline is no longer sold in Brazil, and
until April 2006 the gasoline-anhydrous ethanol blend contained 25 percent anhydrous
ethanol. In other countries, a blend of gasoline and 5 to 10 % ethanol is most common. Before
the introduction of flex-fuel cars, ethanol vehicles could only use hydrous ethanol, that is,
without addition of gasoline. Nowadays, flex-fuel vehicles in Brazil can run on any mixture of
a gasoline-ethanol blend and hydrous ethanol.
35. Although Brazil's biofuel policy was not initially created to reduce climate change, the World
Resources Institute estimates that the country not only saved US$100 billion on its oil imports,
but also reduced its carbon dioxide emissions by about 574 million tonnes since 1975 -
equivalent to ten per cent of the country's emissions during that period.
36. Brazil is currently exporting ethanol to the US, India, Venezuela, Nigeria, China, South Korea
and Europe. It is negotiating with Japan to export ethanol to it after Japan authorized the
substitution of up to 3 % of gasoline with ethanol to help meet its Kyoto Treaty commitments.
Japan is a very attractive export market for Brazilian ethanol as it must import all of its
consumption, while US ethanol producers are in a better position to increase their production
thanks to subsidies and import tariffs. A MOU with Mitsui to carry out feasibility studies for
the joint production and export of ethanol complements MOU for transport logistics. South
5 ESMAP/The World Bank (October 2005) The Potential for biofuels in developing countries
191

Africa and Brazil are in the process of signing a memorandum of understanding where Brazil
will provide technical assistance for an ethanol programme.
37. Several Central American Caribbean countries benefit from special duty free access to the US
market. By encouraging ethanol production and refining through joint programs with these
countries (such as the one linking Coimex and Petrojam in Jamaica) Brazilian sugar producers
can in fact export to the US, while positively contributing to these economies through transfer
of technology and know-how that yield efficiency gains. However, it is still uncertain whether
the US will lift ethanol import tariffs, in which case those countries might lose their relative
competitiveness.
38. In the last few months, the price of ethanol has increased to levels where it was becoming
uncompetitive with the price of gasoline. Because of ethanol’s lower fuel economy, the price
of hydrous ethanol cannot exceed 70% of the price of gasoline, at which point it becomes less
attractive. Furthermore, the export sugar market has a strong impact on ethanol supply and
can lead to ethanol shortages in times of high world sugar prices. As a result, the price of
ethanol has little to do with the cost of production and is in fact the opportunity cost of
producing ethanol versus sugar; it is also linked to the price of gasoline. To avoid shortages,
the government ordered that the level of ethanol in petrol be cut to 20% from 25%, which
immediately relieved the supply constraint. Another aspect to bear in mind is the seasonality
of ethanol production, which further compounds the price effect.
39. Furthermore, in trying to meet its announced goal of increasing production by 40% by 2010,
the logistics of distribution, rather than productive capacity, could limit the expansion of
Brazil’s ethanol exports. The country needs to build ports with storage tanks and loading
facilities, and to improve railway and pipeline links between the ports and sugar-producing
regions. A new ethanol port in Santos is scheduled to increase Brazil’s export capacity to 5.6
billion litres by the end of 2007.
40. Going forward, given the multiplicity of actors involved (Ministry of Agriculture,
Environment, Energy, ANP for taxation issues, private companies, BNDES, etc.) Brazil
would greatly benefit from a clear regulatory framework in order to increase production while
mitigating the potential environmental and social impacts of expanding ethanol production
and to introduce a sound pricing mechanism. A crucial question to explore is how replicable
Brazil’s experience is in other countries, both in terms of sugarcane production costs and the
other attributes that make Brazil an efficient producer of both sugar and ethanol.
192

INTERNATIONAL ENERGY AGENCY
Energy Policies
of IEA Countries
CANADA
2004 Review
193

1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
A
B
C
TABLE OF CONTENTS
SUMMARY OF CONCLUSIONS AND RECOMMENDATIONS .... 7
RÉSUMÉ DES CONCLUSIONS ET RECOMMANDATIONS .......... 15
ORGANISATION OF THE REVIEW ........................... 25
GENERAL ENERGY SCENE AND ENERGY POLICY ............. 29
ENERGY AND THE ENVIRONMENT ......................... 49
ENERGY EFFICIENCY ...................................... 65
OIL ...................................................... 79
NATURAL GAS ............................................ 93
COAL .................................................... 109
RENEWABLE ENERGY ..................................... 117
ELECTRICITY AND NUCLEAR ............................... 123
ENERGY RESEARCH AND DEVELOPMENT ................... 153
ANNEX: ENERGY BALANCES AND KEY STATISTICAL DATA ....... 165
ANNEX: INTERNATIONAL ENERGY AGENCY “SHARED GOALS” . . 169
ANNEX: GLOSSARY AND LIST OF ABBREVIATIONS ............. 171
3
194

SUMMARY OF CONCLUSIONS
AND RECOMMENDATIONS
Endowed with large reserves of conventional and non-conventional oil and gas,
coal, uranium and hydro, Canada is among the world largest producers of most
types of energy and one of the IEA’s largest energy exporters, principally to its
neighbour, the United States. Marked differences among provinces and
territories in terms of climate conditions and primary energy endowments,
combined with a fast growing population and a strong and dynamic market
economy, have impacts on energy demand and supply and raise a number of
challenges for energy policy formulation and implementation.
Canada’s constitution limits responsibilities of the federal government with
regard to energy to international matters and inter-provincial issues and the
management of uranium resources. The federal government is responsible for
promoting the overall economic development of Canada. It is also responsible
for preserving national interests such as environmental protection or the
reduction of provincial economic disparities. Provinces have more jurisdictions
over energy than the sub-national governments of other federal countries in
the IEA. The only viable approach in addressing the most important energy
policy challenges seems to be a process of intensive dialogue and consultation
to achieve a national consensus on the goals and means of energy policies,
but this process takes time. Such a process should cover areas such as climate
change mitigation, streamlining regulatory regimes for new investment of
energy production and transport, expansion of inter-provincial electricity
interconnections, and research and development (R&D).
The federal government is to be commended for its efforts and achievements
in formulating the National Climate Change Plan for Canada in November
2002. However, living up to Canada’s commitment to the Kyoto Protocol,
moving to a less emission-intensive economy and at the same time ensuring
continued growth is the biggest single economic and political challenge for
Canadian energy policy in the coming years. Curbing greenhouse gas (GHG)
emissions is challenging because of the rapid expansion of energy production
and exports. Since some provinces are clearly more emission-intensive than
others, their support for the ratification of the Kyoto Protocol in December
2002 was not unanimous. Co-operation between the federal and provincial
stakeholders is essential if Canada is to move forward with climate change
policy implementation. While Canada has a large range of policies and
measures to address climate change, the federal government’s approach is
largely based on fiscal and regulatory measures. Reflecting the concerns of
the industrial sector competing with US industry not bound by the Kyoto
7
195
1

Protocol, the carbon price to Large Final Emitters under the covenant and trading
scheme is capped. This could weaken the incentives for companies to invest in
GHG emissions mitigation measures. Linking the emissions trading system with
another region is being explored with a view to reducing carbon cost.
While Canada is highly energy-intensive owing to various structural factors, it
has made significant improvements in increasing both the visibility of its
energy efficiency policies and the systematic efforts to seek efficiency
improvements in all sectors. Canada holds an excellent record in measuring,
reporting and monitoring energy efficiency. Most importantly, measures are in
place to constrain the growth of Canada’s energy intensity. Nevertheless,
Canada has at present the capacity to set more ambitious and sectoral energy
efficiency goals and the ability to achieve them. Market-based measures,
including fiscal incentives to increase more fuel-efficient vehicles could be
explored in this direction. Close consultation between the federal and
provincial governments is essential.
Although the old oil fields display a rather high decline rate, higher levels of
exploration and production drilling of bitumen and synthetic crude oil from oil
sands and east coast offshore have managed to keep production levels
growing. To tap the potential of domestic resources further, exploration of areas
under moratorium could be evaluated, taking relevant measures to maintain
an adequate protection of the environment. There seems to be sufficient
pipeline capacity to carry the current oil production to the refineries and the
markets, but there may be concerns in the near future unless sufficient capacity
is added. The production of unconventional oil from oil sands, which is growing
rapidly, offers significant potential with a good economic margin. However, the
huge forecast expansion in oil sands output will have local environmental
impacts and contribute significantly to growth in Canada’s greenhouse gas
emissions because of the high energy input (from gas) to produce synthetic
crude. Development of technologies to reduce emissions and the need for local
natural resources such as gas and water is essential.
The Canadian gas sector is driven by competition upstream and is tightly
integrated with the US market, with large volumes of Canadian gas exported
to the US and Canadian gas prices determined in the larger North American
market. The drilling level is high and the resulting increase in production,
while disappointing, is sufficient to maintain supplies for domestic
consumption and significant levels of exports over the long run, but not
sufficient to allow for long-run export growth. Large and yet unexploited
resources exist, but additional efforts are required in the future to stimulate
production. Beyond possible external gas supply in the form of liquefied
natural gas (LNG), possibilities to open the areas under moratorium should be
considered. Resources of coal-bed methane (a form of non-conventional
natural gas) have begun to be explored. The tax regime applied to coal-bed
methane exploitation could be reviewed to facilitate its development.
8
196

197
Well-developed infrastructures within Canada and between Canada and the
US create an integrated North American market for natural gas. Competition
is well advanced. The regulatory environment in Canada has been stable,
thereby creating trust by investors. However, within the regulated pipeline
sector, different rates of return and risk between Canada and the US affect
competition for investment between the two countries. In addition, setting up
long pipelines requires numerous authorisations as these projects overlap
jurisdictions. These factors could deter investors. Where jurisdictions overlap,
the National Energy Board is working with provincial and territorial regulatory
agencies to ensure that environmental assessment and regulatory issues are
dealt with in a co-ordinated manner. Close co-operation with other regulatory
agencies, wherever possible, and streamlining regulatory processes by using a
single location for all administrative approvals should be pursued.
Although hydro remains the largest potential for renewable energy in Canada,
large hydroelectricity projects (beyond 10 MW) are increasingly difficult to set
up because of local environmental opposition. Given Canada’s large potential,
hydroelectricity should receive more attention. Recent years have witnessed a
development of new and emerging renewable energy from wind or biomass.
The main measures taken to support and guide the development of renewable
energy in Canada are subsidies under various programmes. However, care
should be taken to build in incentives for cost reduction in these subsidy
programmes to ensure better cost-effectiveness than a flat subsidy scheme.
Government efforts to maximise economic efficiency of the support scheme
and to consider the advantage of market mechanisms are commendable. An
ad hoc Federal-Provincial-Territorial Renewable Energy Working Group is now
considering new measures to promote renewable energy, including the
introduction of a renewable portfolio standard. It is also noteworthy that
several provincial governments are also assessing the potential benefits of
introducing portfolio standards.
Electricity in Canada is under provincial jurisdiction, except inter-provincial
trade and international trade with the US. Nevertheless, with a view to
improving overall competitiveness of the Canadian electricity industry and
hence the Canadian economy, the federal government has to play an
important role in several key policy issues. One of them is a growing
interconnection between Canada and the US electricity markets. The grid
failure of August 2003 demonstrates the need for more co-ordination and
joint actions between the federal governments, provinces and their
counterparts in the US with a view to ensuring reliability of electricity supply.
Another issue is the development of Canadian domestic electricity markets
through increased interprovincial transmission networks. When limited to
provinces’ boundaries, the supply-demand balance assessment cannot lead to
cost-effective investment decisions. The federal authorities have to play their
role to avoid this difficulty. While an east-west high-voltage link has yet to be
proven economic, a larger integration of regional power systems is worth
9

investigating. Further development of inter-provincial and international
electricity trade could ensure effective competition. Close co-operation
between the federal and provincial governments is the prerequisite.
The provinces have been taking the lead role in electricity market reform. They
generally consider reform of the electricity sector to be necessary and are
addressing the issues. However, reform progress differs among provinces
according to their specific circumstances, such as the potential for
competition, potential stranded assets and interconnections with other
jurisdictions. Alberta and Ontario have competitive wholesale electricity
markets and have introduced some amount of retail competition. Québec,
Manitoba and British Columbia introduced wholesale competition while other
provinces and territories continue to be supplied by one utility.
Electricity market liberalisation has sometimes been accompanied by
increased price volatility. Measures taken in Ontario and Alberta to cope with
electricity price hikes provide useful insights, in particular in terms of price
volatility, investment and government intervention. To reduce the impact of a
price hike on consumers after the market opening in 2002, the Ontario
government capped retail prices for about half of the market at a price well
below the cost of power and the entry cost of new plant. This has resulted in
higher government subsidies and reluctance of investors to move into the
Ontario market. The Alberta government, on the other hand, established a
price cap at a relatively high level to preserve the signal for new investments
to cope with price volatility. Investment in new generating capacity, which had
been keeping pace with growth in peak load, is continuing. Such experiences
could be shared in the federal and provincial co-operation process, and a
consensus on effective mechanisms to mitigate the price volatility for
households could be explored. While depending on provincial decisions, the
federal government could also play a role in improvement of demand-side
response with a view to reducing the extreme price volatility.
Canada’s nuclear power programme is at a critical point in its history. While
newer plants are performing satisfactorily, some of the old plants are
experiencing significant problems in refurbishment. For example, the
refurbishment of Pickering A Unit 4 resulted in significant cost and schedule
overruns. An official review has identified many problems related to project
management. Canada should not forgo potentially attractive nuclear generation
and the federal government should explore barriers to the attainment of
maximum economic generation from the existing shut down plants and help
overcome the obstacles, consistent with safety considerations. At the same time,
noting that Canada has a wide range of energy sources at its disposal for the
generation of electricity, it seems appropriate for the federal government to
evaluate the costs and benefits of deploying new nuclear plants in the future,
in particular with regard to the environment and the benefit of further
diversification of power generation in Canada.
10
198

199
The federal and provincial governments are making commendable efforts to
pursue energy R&D. Since 1999, the federal government R&D budget has
been increasing, which is in line with the policy goals to make Canada a
strong knowledge economy. The announcement by the federal government on
multi-year R&D programmes to cope with GHG emissions is also a positive
development. Under the complexity of the funding structure, the federal
government is establishing a comprehensive priority-setting process involving
key stakeholders. Appropriate transparency in the decision-making process has
been sought, supported by information exchange on activities and results
achieved. Such efforts should be further enhanced.
RECOMMENDATIONS
The government of Canada should:
General Energy Policy
◗ Take a more active role in initiating co-operation between federal, provincial
and territorial governments with a view to formulating national consensus
on the goals and implementation of energy policies, where mutually
beneficial, e.g. through the Council of Energy Ministers and bilateral and
regional meetings of ministers and high officials. Where applicable, the
utilisation of the fiscal and regulatory instruments within federal jurisdiction
could be explored to this end.
◗ Continue to ensure that the fiscal and regulatory environment is sufficiently
competitive on an international basis to bring forward the necessary
investment in the energy sector.
◗ Review energy data-reporting mechanisms to enable timely and
comprehensive supply of data to policy-makers, analysts and international
organisations.
Energy and the Environment
◗ Increase co-operation with provinces and territories to implement the
National Climate Change Plan, and in particular to develop the range of
market incentives based on climate change policies. Promote the integration
of energy and greenhouse policy objectives across federal and provincial
governments.
◗ Undertake emissions projections and analyses for existing climate change
measures as a matter of priority to allow adequate time for the identification
of necessary further policies and measures.
11

◗ Investigate the possibility of strengthening and broadening the price signal
for GHG emissions to ensure that new energy investment decisions reflect
environmental considerations.
◗ Investigate further the potential of low emissions technology, and in particular
CO 2 capture and storage, and the possibility of providing appropriate
economic signals to encourage their development.
Energy Efficiency
Oil
◗ Continue to assess the potential for energy efficiency improvements in all
Canadian energy producing and consuming sectors.
◗ Consider developing a new set of sectoral efficiency goals associated with
the introduction of market-based incentives to increase the uptake of
efficient practices and enable structural change across sectors.
◗ Investigate and implement stronger measures to accelerate the shift towards
more efficient motor vehicles.
◗ Enhance the consultation process between the levels of the federal government
and provinces and territories in order to develop a comprehensive strategy
for energy efficiency.
◗ Evaluate the possibility of opening areas now closed for exploration and
production, taking relevant measures to maintain an adequate protection of
the environment (e.g. offshore British Columbia).
◗ Continue to facilitate the increase of oil sands production through fostering
research and development on processing technology and environmental
issues such as water treatment and CO 2 emissions reduction.
◗ Actively pursue the process to reduce the inconsistencies in regulations
between the Atlantic provinces for offshore activity.
Natural Gas
◗ Consider reviewing the tax regime to ensure the level playing field between
conventional and unconventional gas to facilitate the exploitation of coalbed
methane.
◗ Continue reviewing the possibility of opening areas now closed for
exploration and production, taking relevant measures to maintain an
adequate protection of the environment (e.g. British Columbia).
12
200

201
◗ Investigate whether it is possible to streamline the pipeline approval process
so that all the stakeholders are taken into consideration in a more efficient
way. Promote the concept of a one-stop shop for regulatory approvals.
◗ Explore, in co-operation with the provincial regulatory authorities, the
possibility of offering household customers an option to automatically be
hedged against price volatility.
Renewable Energy Sources
◗ Investigate further advancement of hydroelectricity.
◗ Consider new market-oriented incentives to promote renewable energy.
◗ Continue to facilitate production and use of renewable energy and
concentrate its development and deployment on niche markets and highvalue
applications (e.g. energy supply to remote areas).
Electricity and Nuclear
Electricity
◗ Work together with the provinces to ensure reliability of electricity supply,
addressing the implications of increased physical and trade links with the
US and the effects of ongoing market reform on grid design, operation and
information flow between North American system operators and between
other market participants.
◗ Analyse, in collaboration with the provinces, the costs/benefits of increased
electricity links between different Canadian provinces with regard to
improving reliability of electricity supply and creating larger electricity
markets. Analyse what instruments would best promote such benefits.
◗ Set up a process of consultation with the provincial administrations and
regulators, and the electricity supply industry to promote a consensus on the
further advancement of electricity market reform compatible with US and
Canadian electricity market developments. Co-ordinate with other policy
objectives, such as environmental and industrial objectives, in order to ensure
timely investment in new generating capacity.
◗ Foster the simplification of regulatory processes required for the
authorisation of new power capacity and power lines.
◗ Address ways to improve demand-side response by all market participants.
Analyse the effects of market opening on household consumers and find
ways to protect households from electricity price volatility for those who do
not wish to participate in the market.
13

Nuclear
◗ Explore barriers for the attainment of maximum economic generation from
existing nuclear plants, including the return of plants currently shut down,
consistent with safety considerations. To this end, consider promoting more
competition in the Canada Deuterium Uranium reactor (CANDU) plant
operation and refurbishment.
◗ Evaluate the costs and benefits of adding new nuclear capacity with
particular regard to the environment and diversification of power generation.
◗ Maintain under critical review the potential for the deployment of the
Advanced CANDU Reactor (ACR).
◗ Maintain the option to deploy nuclear power plants in the future, irrespective of
the success of the Atomic Energy of Canada Ltd. (AECL) in marketing ACR.
◗ Continue plans and intentions to identify and pursue the optimum means
for the long-term management of irradiated CANDU fuel in Canada.
◗ Increase third-party liability of nuclear operators to reflect the kind of
liabilities already established in other developed Western countries.
Energy Research and Development
◗ If possible, avoid the kind of budget cuts in energy R&D that occurred in the
late 1990s and maintain recent upward nominal trend.
◗ Increase further the profile of government R&D support by stronger
prioritisation and concentration on a comprehensive view on key
technologies.
14
202

BACKGROUND
GENERAL ENERGY SCENE
AND ENERGY POLICY
Canada is a federation of ten provinces and three territories 1 and is a
constitutional monarchy. The Parliament of Canada, in the capital Ottawa,
consists of the elected House of Commons and the appointed Senate.
Canada is the largest of the OECD countries (nearly 10 million square
kilometres) and the second-largest country by area in the world with a
population of about 31 million. The population grew by 11% between 1990
and 2000, almost twice the IEA average, and is projected to increase to
about 35 million by the year 2020. Nearly one-third of the population lives
in the three largest cities of Toronto, Montréal and Vancouver. Measured in
terms of GDP per capita, Canada has the sixth-highest standard of living in
the world.
Gross domestic product grew by 1.5% between 2000 and 2001, but
recovered to 3.3% in 2002. The Canadian economy has grown strongly by
32% between 1990 and 2000, against 27% for all IEA countries. Exports
account for over one-third of gross domestic product and private
consumption is growing at about 5% per year. Economic growth by region
varies substantially. In the period 1997 to 2002, the Canadian average
annual growth rate reached 3.8%, varying from 0.5% in Yukon, to 6.7% in
Newfoundland & Labrador. Large provinces experienced sustained growth
during the same period (e.g. 4.3% per annum in Ontario, 3.6% in Québec, or
3.5% in Alberta). Energy investments were important for growth in Alberta
and the Atlantic region, particularly Newfoundland and Nova Scotia.
ENERGY SUPPLY AND DEMAND
In 2002, the total primary energy supply (TPES) was 259 Mtoe, representing
a growth of 20% over the 1990 level. There has been no substantial change
in the share of each energy source during that decade. In 2002, oil
represented 36%, gas 29%, coal 11%, hydro 12%, nuclear 8% and
combustible renewables and wastes other than hydro, 4%. About threequarters
of Canada’s TPES are derived from fossil fuels.
1. Alberta, British Columbia, Prince Edward Island, Manitoba, New Brunswick, Nova Scotia, Ontario,
Québec, Saskatchewan, Newfoundland and Labrador, Northwest Territories, Yukon Territory and
Nunavut. Nunavut was created on 1 April 1999.
29
203
3

Mtoe
400
300
200
100
1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
30
Figure 2
Total Primary Energy Supply, 1973 to 2020
* includes geothermal, solar, wind and combustible renewables.
Sources: Energy Balances of OECD Countries, IEA/OECD Paris, 2003; and country submission.
Oil
Gas
Coal
Other*
Nuclear
Hydro
Canada’s total energy production is large by international standards (see
chapters on oil, gas, coal, electricity and renewables for details). It grew
substantially from 274 Mtoe in 1990 to 392 Mtoe in 2002. Canada is
endowed with vast energy resources, many of which can be exploited at
relatively low cost. The country has huge reserves of oil (conventional and oil
sands), gas (conventional as well as coal-bed methane), coal and uranium. In
2002, Canada had the second-largest installed hydroelectricity capacity
(67 GW, after the US), and large remaining potential to be tapped.
Energy consumption in Canada is driven by sustained economic and
population growth, and the fact that Canada remains an energy-intensive
economy as a primary producer and exporter of vast quantities of primary
and secondary energy (see Chapter 5 for detailed information on Canada’s
final energy consumption).
Canada’s net energy exports more than doubled from 61 Mtoe in 1990 to
138 Mtoe in 2002. About 30% and 61% of net energy exports are oil and
gas respectively. In 2001, energy generated $26 billion of exports 2 . In total,
energy accounted for 6.2% of GDP in 2002.
2. The $ sign refers to Canadian dollars throughout the text. $ 1 = US$ 0.714 (2003), US$ 0.639
(2002); US$ 0.646 (2001) (and €1 = US$ 1.126 in 2003).
204

Figure 3
Total Primary Energy Supply in IEA Countries, 2002*
Coal
Oil
Gas
Combustible
renewables
Luxembourg
Ireland
Netherlands
Greece
Australia
Italy
United Kingdom
Portugal
Denmark
Turkey
Czech Republic
United States
Germany
Hungary
Korea
Spain
Japan
Austria
Belgium
Canada
New Zealand
Finland
Switzerland
Norway
France
Sweden
Hydro
Nuclear
Other**
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%
* preliminary data.
** includes geothermal, solar, wind and ambient heat production.
Source: Energy Balances of OECD Countries, IEA/OECD Paris, 2003.
31
205

Mtoe
600
500
400
300
200
100
32
Table 1
Canada’s Oil and Gas Remaining Reserves
(estimated on 31 December 2001, in cubic metres)
Conventional crude oil Crude bitumen Natural gas
(millions) (millions) (billions)
British Columbia 25.5 - 252.1
Alberta 278.4 27 770.0 1 182.7
Saskatchewan 182.0 - 77.6
Manitoba 3.8 - -
Ontario 1.9 - 11.6
Northwest Territories and Yukon 10.4 - 14.0
Nova Scotia 0.0 - 76.5
Newfoundland 178.3 - -
Total 680.3 27 770.0 1 614.5
Note: Large amounts of methane-rich gas are stored in coal beds. The US Geological Survey (1995)
estimates resources worldwide of such “non-conventional gas” to 210 trillion cubic metres, out of which
Canadian Gas Association puts Canada’s resources of coal-bed methane to 15 trillion cubic metres. Coalbed
methane numbers refer to potential resources, not reserves, as there are many uncertainties related
to their exploitation.
Source: National Energy Board, Annual report 2002.
Figure 4
Energy Production by Source, 1973 to 2020
1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020
* includes geothermal, solar, wind and combustible renewables.
Sources: Energy Balances of OECD Countries, IEA/OECD Paris, 2003; and country submission.
Oil
Gas
Coal
Other*
Nuclear
Hydro
206

207
Canada is a major supplier of energy to the United States and Japan. In 2001,
Canadian gas exports to the US represented 93% of US natural gas imports,
and its coking coal exports to Japan amounted to 45% of Japanese coking
coal imports. Exports of crude oil were valued at $16.1 billion in 2001, 99%
of it being for the US market.
Although Canada is a net exporter of energy, it imports significant quantities of
coal (13.5 Mtoe in 2002), and oil (54 Mtoe). Coal enters via Ontario. Oil enters
the country mostly from the east coast to supply the consumption centres
located far from domestic resources (as these are mainly in the west).
The outlook to 2020 shows a sustained growth of supply to 350 Mtoe and
production to 555 Mtoe due in particular to the likely development of further
energy production projects for exports (such as oil sands) and a revised
electricity fuel mix. Oil sands production is itself using large quantities of
energy. Projections developed by the National Energy Board (NEB) assume an
average annual rate of growth in the economy between 2.2% and 2.7%
between 2000 and 2025. The NEB forecasts of energy production projects
include assumptions on:
● Increased offshore oil production in Newfoundland and Labrador at the
Hibernia, Terra Nova and White Rose fields.
● Increased natural gas production in Nova Scotia.
● Increased oil sands mining and in situ developments (an additional
625 thousand barrels per day by 2010 in Alberta).
● Increased natural gas production from offshore British Columbia.
● Possibility of Mackenzie natural gas development by 2015.
● Changes in primary energy supply for electricity production, particularly
increased gas consumption and reduced coal consumption.
ENERGY SITUATION IN THE PROVINCES
AND TERRITORIES
Several driving forces shape energy policy at provincial levels:
● Provinces and territories have significantly different primary resource
endowments from each other.
● Provinces and territories are owners of their ground resources (apart from
resources located in aboriginal lands and national parks) and have primary
responsibilities in shaping policies implemented in their jurisdictions.
● Energy plays a large role in some of the provinces’ creation of wealth
(e.g. Alberta, Québec or Saskatchewan, Newfoundland and Labrador).
33

For most provinces, the share of external energy trade they carry out with
bordering US states is often larger than with Canadian neighbouring provinces.
34
Table 2
Canadian Provinces’ and Territories’ Economy
and Geography, 2002
Area, Population, GDP, GDP per
km 2 thousand million $ capita, $
Canada 9 984 670 31 414 1 141 756 36 357
Newfoundland and Labrador 405 212 532 15 982 30 041
Prince Edward Island 5 660 140 3 767 26 907
Nova Scotia 55 284 945 26 193 27 717
New Brunswick 72 908 757 20 888 27 593
Québec 1 542 056 7 455 242 914 32 584
Ontario 1 076 395 12 068 470 567 38 993
Manitoba 647 797 1 151 36 527 31 735
Saskatchewan 651 036 1 012 34 526 34 117
Alberta 661 848 3 114 150 469 48 320
British Columbia 944 735 4 141 134 365 32 447
Yukon 482 443 30 1 211 40 367
Northwest Territories 1 346 106 41 3 412 83 220
Nunavut
Source: Statistics Canada.
2 093 190 29 935 32 241
Table 3
Canadian Provinces’ and Territories’ Energy Production, 2001
(PJ)
Total primary Coal Oil Natural Hydro Nuclear
energy gas
Newfoundland and Labrador 470.0 - 320.9 9.4 139.8 -
Prince Edward Island - - - - - -
Nova Scotia 252.4 25.5 20.1 196.9 2.7 -
New Brunswick 28.0 4.4 - - 7.4 16.5
Québec 609.2 - - - 592.3 17.3
Ontario 383.8 - 9.4 13.5 133.7 232.1
Manitoba 143.4 - 25.0 - 118.4 -
Saskatchewan 1 463.9 170.9 968.8 314.0 8.6 -
Alberta 10 335.5 629.4 3 495.7 5 598.3 5.6 -
British Columbia 2 035.0 702.7 125.3 1 008.5 177.0 -
Yukon, NWT, Nunavut 122.7 - 59.2 61.5 2.0 -
Canada
Source: Statistics Canada.
15 844.1 1 533.0 5 024.3 7 202.1 1 187.6 265.8
208

ENERGY ADMINISTRATION
The Canadian constitution provides that legislative authority over energy
matters is divided between the provinces and the federal government both
geographically and functionally (see Table 4).
Table 4
Constitutional Division of Responsibilities for Energy
Provincial governments Federal government
•Development and management of resources
within provincial boundaries.
•Property and civil rights within the province,
i.e. environment, health, safety, land use,
consumer protection, etc.
•Regulation and legislative framework
for electricity and natural gas, including
in many cases ownership of Crown
corporations engaged in these activities.
• Secure appropriate economic rent as
resource owner from Crown mineral rights.
•Policies in the provincial interests,
such as economic development,
and energy science and technology.
• Intra-provincial trade.
•Resource management outside
the provinces.
•Uranium/nuclear power.
• Inter-provincial/international trade and
commerce.
• Inter-provincial and international works
and undertakings.
•Transboundary environmental impacts.
•Policies and legislation in the national
interest:
– Economic development.
– Energy security.
– Federal energy R&D.
On the east coast offshore areas adjacent to the provinces of Newfoundland
and Labrador and Nova Scotia, known as the Accord Areas, Canada and the
relevant provinces have reached an agreement on joint management of the
offshore oil and gas resources and revenue sharing. These agreements were
implemented through the adoption of legislation. The legislation clearly states
that nothing in the agreements is to be construed as a basis for a claim by any
province in respect of interest in or legislative authority over the resources. The
oil and natural gas industry is jointly managed by the federal and provincial
governments through the Canada-Nova Scotia Offshore Petroleum Board
(CNSOPB) and the Canada-Newfoundland Offshore Petroleum Board
(CNOPB).
Electricity is almost exclusively regulated at the provincial level. Each province
has a separate regulator. Provincial regulators in some cases operate at armslength
from the government but are in other cases part of the policy arms of
their respective government.
35
209

Indian and Northern Affairs Canada acts for the territories on all energy
matters in the Northwest Territories and Nunavut. Under the process of
devolution, the Yukon Territory now has similar jurisdiction to all other
provinces in the federation. Negotiations are currently under way to devolve
responsibility for energy matters to the Northwest Territories.
Policy co-ordination between the federal and the provincial levels takes place
through formal high-level committees and informal contacts and
consultations. At the highest level, the Council of Energy Ministers gathers
annually all provincial, territorial and federal energy ministers. To address
topical issues, ad hoc consultations take place. For example, to define climate
change mitigation policies, federal, provincial, territorial and municipal
governments in Canada have been working jointly with interested parties to
develop the National Climate Change Plan for Canada (see chapter on Energy
and the Environment). Between 1998 and 2001, some 450 experts from a
broad cross-section of government, business and industry, academia,
environmental groups and non-governmental organisations participated in
16 Issue Tables/Groups that examined and analysed the impacts, costs and
benefits of options to address climate change. The outcome was presented to
the Council of Ministers for consideration in 2000-1. Another example is the
Federal-Provincial-Territorial Electricity Working Group created by federal,
provincial and territorial energy ministers in 2003 to address inter-provincial
issues on electricity and jointly develop solutions to common problems such
as accelerating the process for issuing environmental and other permits for
electricity production.
Natural Resources Canada (NRCan) is the primary federal government
department responsible for energy. NRCan has the lead in general energy
policy. It works with other government departments in the realm of energy
efficiency, energy and the environment, renewables, energy in transportation,
R&D and the general balance between energy policy goals and other
objectives relating to Canada’s economic development. NRCan also works
towards developing and implementing policies facilitating oil, gas and nuclear
energy development.
The collection of energy statistics in Canada involves many players, partly
owing to the devolution of powers to provinces. At the federal level, main
responsibility for collecting and processing all data, including energy data,
belongs to Statistics Canada (StatsCan). StatsCan sends final data to NRCan
for forwarding to the IEA. The provinces collect data from the industry for their
regional needs. The National Energy Board collects and publishes energy
export statistics.
There are two agencies responsible for energy regulation on behalf of the
federal government: the National Energy Board and the Canadian Nuclear
Safety Commission. They both report to Parliament through the Minister of
36
210

211
Natural Resources, but are independent regulatory institutions. The CNSOPB
and CNOPB mentioned earlier also have energy regulation duties in their
regions for the oil and gas sectors.
NATIONAL ENERGY BOARD (NEB)
NEB regulates inter-provincial and international oil and gas pipelines, as well
as the construction and operation of international power lines and designated
inter-provincial lines under federal jurisdiction. NEB is also engaged in
environmental protection, ensuring that environmental issues are managed
during the planning, construction, operation and abandonment of energy
projects within its jurisdiction. There are agreements between the NEB and the
territorial boards with respect to regulations and assessments surrounding the
development of the Mackenzie Valley Pipeline.
NEB also monitors the Canadian energy market on an ongoing basis and
publishes reports on the energy market, including a periodic outlook for
Canada’s energy future, reports on the supply side of the industry, and energy
market developments.
CANADIAN NUCLEAR SAFETY COMMISSION (CNSC)
The CNSC regulates all aspects of the nuclear fuel cycle, including uranium
mining, fuel production, nuclear power plants, nuclear research facilities and
uses of nuclear material.
ENERGY POLICY
The government of Canada’s energy policy continues to aim at achieving a
balance between:
● The environmentally responsible production and use of energy (including
dimensions of health and safety).
● Growth and competitiveness of the Canadian economy.
● Secure and competitively priced energy and the protection of infrastructure.
The core of energy policy remains the same as in the IEA 2000 review, with
actions to increase environmental protection, encourage competitive energy
markets, develop nuclear power and uranium production and facilitate oil and
gas production in frontier lands.
Energy supply and demand conditions are also guided by the North American
Free Trade Agreement (NAFTA), which provides open access to US markets for
Canadian energy.
37

On 16 December 2002, Canada ratified the Kyoto Protocol, under the United
Nations Framework Convention on Climate Change (UNFCCC) after several
years of discussions with provincial and territorial governments and other
stakeholders. The ratification decision was debated in the House of Commons
and the Senate.
ENERGY SECURITY
OIL
Canada is a net exporter of oil, natural gas and electricity, and the federal
government does not consider energy supply security as an issue of immediate
significance. Primary energy reserves are currently largely sufficient to cover
domestic needs (see oil, gas and electricity chapters). Energy imports are
limited and Canada’s energy policy is to allow normal market forces to
reallocate supplies according to prices. Under NAFTA, neither Canadian nor
US governments can arbitrarily cut off energy exports to the other.
In the event of disruptions to energy supply, the provinces have authority to
implement demand restraint measures. Under certain circumstances (i.e. after
declaring an emergency – a global oil supply reduction of 7%), a provision
exists for measures to be taken by the federal government under the authority
of the Energy Supplies Emergency Act, which empowers the Energy Supplies
Allocation Board to reallocate energy supplies within Canada. Similarly, the
Emergencies Act is another legislation that provides for special and temporary
measures to ensure safety and security when a national emergency is
declared. The federal government can order requisitions of energy supplies or
their disposal, but this kind of process is time-consuming.
Canada is a net oil exporter. Refineries in western Canada run domesticallyproduced
crude oil, those in Québec and the eastern provinces run imported
crude oil, while refineries in Ontario run both. Crude oil imports from OECD
countries account for approximately 60%, while almost 90% of oil products
imports are from OECD countries (mainly from the US). These imports may be
replaced by domestic sources in times of supply shortages. The Emergency
Supplies Allocation Board is mandated to prepare, develop and maintain in a
state of readiness programmes to allocate crude oil and petroleum products,
restrain demand for petroleum products, and ration gasoline and diesel fuel in
case of emergency (see Chapter 6).
NATURAL GAS
Canada is currently a net gas exporter. Natural gas production is concentrated
in the western provinces, with some production off the east coast. In central
38
212

213
Canada, natural gas imports from western Canada are supplemented by very
small amounts of imports from the US. In the future, Canada’s ability to export
may be significantly reduced with growing domestic consumption of natural
gas needed to extract oil sands and a tapering of domestic natural gas
production growth.
Gas markets are largely liberalised or deregulated. Local gas distribution
companies (LDCs) ensure that their main consumers have enough gas by
contracting sufficient pipeline capacity and storage to cover peak winter
demand. LDCs are regulated, and must prudently serve their markets. This
usually involves ensuring sufficient pipeline and storage capacity. Although
there is no specific regulation to guarantee physical security of supply, it is
ensured by multiple loops in the Canadian pipeline system.
ELECTRICITY
Canada trades significant quantities of electricity with the US at many points
stretching from Maine to Washington (see Chapter 10). Québec, in particular,
is a major exporter to the northeast US. The North American Electric
Reliability Council (NERC) is developing a single set of reliability standards to
replace its existing operating policies and planning standards applying to the
whole of North America (US, Canada and Mexico). NERC has projected
Canada to have adequate electricity supplies until 2011, provided new
generation is added as planned.
The provinces have Public Utility Boards that monitor and regulate the
distribution of natural gas and electricity. In the two provinces with competitive
wholesale electricity markets (Alberta and Ontario), their respective regulatory
authorities have designated a backstop entity that is responsible for adding new
infrastructure if the market does not respond to needed increases in
infrastructure, in accordance with NERC recommendations.
On 14 August 2003, a cascading power outage, originating in the US, resulted
in a blackout affecting more than 50 million individuals in Ontario and the
northern US. It took ten days before the entire system was back to normal.
NRCan had an emergency operations centre up and running in one hour. The
Canadian Prime Minister and the US President established a Joint Canada-US
Task Force on the Power Outage within 24 hours. The task force completed a
report on the causes of the blackout in November 2003 and followed up with a
second report in April 2004 that has provided policy recommendations.
Recommendations call for a strong commitment by the electricity supply
industry, its related organisations as well as the governments and regulators to
adhere to strict reliability standards to operate the bulk power systems,
including the application of penalties for non-compliance. Recommendations
also called for internalising the costs of increased reliability.
39

All uranium production occurs in remote locations of northern Saskatchewan.
Canadian uranium requirements are modest compared to the current rate of
production. More than 85% of uranium production is exported and about
50% of the material exported goes to the United States. Only exports
consistent with Canada’s Nuclear Non Proliferation Policy are authorised.
PHYSICAL SECURITY
The Office of Critical Infrastructure Protection and Emergency Preparedness
(OCIPEP), initially under the Ministry of Defence and integrated under the
Ministry of Public Safety and Emergency Preparedness since 2003, is
mandated to provide national leadership to protect Canada’s critical
infrastructure, including electricity generation and transmission infrastructure,
from physical and cyber threats. In 2001, NRCan created the Energy
Infrastructure Protection Division as a nodal point within the energy
administration, with a mandate to enhance the security of energy
infrastructure in response to the government of Canada identifying energy as
one of four key infrastructure sectors (banking, transportation and
telecommunications being the others).
ENERGY PRICES AND TAXES
Energy prices in Canada are generally lower than the IEA average, mainly
because of the availability of primary energy resources and lower taxation
rates. Oil and field gas prices have been deregulated since the mid-1980s.
40
Table 5
Energy End-use Prices, First Quarter 2003
(US$/toe)
Fuel Canada Tax OECD Ratio to OECD
(%) (%)
High sulphur fuel oil for industry 211.3* - 251.3* 84
Light fuel oil for industry 345.6 - 373.7 92
Light fuel oil for households 526.9 10.2 547.7 96
Automotive diesel for commercial use 570.4 29.8 721.4 79
Premium unleaded gasoline (98 RON) 708.7 35.7 11481.4*** 48
Natural gas for industry 120.9** - 205.7** 59
Natural gas for households 326.7** - 425.9** 77
* 4Q2002; **2001; ***OECD Europe.
Source: Energy Prices and Taxes, IEA/OECD Paris, Second Quarter 2003.
214

Figure 5
OECD Unleaded Gasoline Prices and Taxes, Third Quarter 2003
Ex-tax price
Tax component
(as a percentage
of total price)
54.9% Greece
62.8% Poland
62.4% Czech Republic
54.4% Japan
58.2% Luxembourg
63.4% Slovak Republic
62.1% Spain
64.4% Ireland
62.9% Switzerland
64.1% Austria
63.1% Hungary
69% Portugal
75.1% France
66.3% Belgium
69.2% Sweden
67.7% Italy
75.7% United Kingdom
73.8% Germany
69.3% Denmark
71% Finland
71.6% Turkey
70.8% Netherlands
67.5% Norway
48.6% New Zealand
13% Mexico
52.1% Australia
39.9% Canada
21.4% United States
1.4
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
US$/litre
Note: data not available for Korea.
Source: Energy Prices and Taxes, IEA/OECD Paris, 2003.
41
215

Figure 6
OECD Automotive Diesel Prices and Taxes, Third Quarter 2003
42
11.8% New Zealand
Ex-tax price
30.6% United States
47.9% Mexico
Tax component
52.6% Australia
(as a percentage
54% Luxembourg
of total price)
54.9% Greece
54.2% Poland
40.9% Japan
55.9% Czech Republic
57.5% Spain
59.2% Portugal
57.5% Austria
59.1% Belgium
64.7% Slovak Republic
67.7% France
60.6% Netherlands
59.2% Ireland
58.9% Finland
60.4% Hungary
63.5% Italy
64.4% Switzerland
68% Germany
62% Denmark
68.9% Turkey
57% Sweden
59.3% Norway
74.3% United Kingdom
1.4
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 1.2
US$/litre
Note: data not available for Canada and Korea.
Source: Energy Prices and Taxes, IEA/OECD Paris, 2003.
216

US$/toe
US$/toe
500
400
300
200
100
0
800
600
400
200
0
High Sulphur
Fuel Oil*
Light Fuel
Oil*
Figure 7
Fuel Prices, 2002
Industry Sector
Household Sector
Diesel Natural Gas*
Gasoline Light Fuel Oil Natural Gas*
* tax information not available.
Source: Energy Prices and Taxes, IEA/OECD Paris, 2003.
Tax
component
Tax
component
43
217

As is the case for most of Canada’s business sectors, the energy sector is
subject to the rules of the federal Income Tax Act for corporate income taxes,
and the Excise Tax Act for the Goods & Services Tax (GST). The GST is a 7%
value-added tax applied to most goods and services consumed domestically
(i.e. exports are not subject to the GST). The availability of input tax credits in
the GST regime essentially eliminates this tax on most business inputs. The
provinces have their own corporate income and sales tax rates. However, there
are some features which are unique to energy. For example:
● Under the Canadian constitution, provincial Crown-owned power utilities
are exempt from federal income tax. This exemption is removed in the event
of privatisation.
● Upstream oil and gas sectors have access to the Resource Allowance, a
special deduction to compensate for the fact that provincial royalties are
not deductible from income in calculating federal business income taxes.
The 2003 federal budget announced the government’s intention to phase
out the Resource Allowance and phase in royalty deductibility over the next
five years.
● The oil and gas industries also benefit from special deductions in the form
of accelerated write-offs and the right to issue flow-through shares on their
exploration and development expenditures 3 .
● Certain types of energy efficiency and renewable energy investments are
eligible for similar high tax write-off rates for environmental reasons under
accelerated capital cost allowance Class 43.1 and the Canadian Renewable
and Conservation Expense (CRCE). CRCE can also be financed under flowthrough
share agreements.
● The federal government imposes excise taxes on conventional transportation
fuels. The federal excise tax on motor gasoline and diesel stands at 10 cents
and 4 cents per litre, respectively. Alternative transportation fuels (i.e. ethanol,
methanol, propane and natural gas) are exempt from these taxes. This is a
subsidy to alternative fuels although they remain subject to the GST. Provincial
taxes on motor fuels are generally higher than the federal ones and often
apply to alternative fuels as well.
CRITIQUE
Endowed with abundant natural resources, Canada is among the world’s
largest producers of most types of energy, oil (ninth rank in 2002) and
3. A flow-through share is a share issued by an oil, gas or mining company to finance development and
exploration work. The money raised on public and private capital markets is generally the main
source of financing for junior mining companies. Flow-through shares offer tax deductions for the
purchaser: all provinces other that Québec follow the federal rules regarding exploration (100%
deductibility) and development (30% deductibility).
44
218

219
products (eighth), gas (third) and hydroelectricity (first). Canada is also one of
the IEA’s largest exporters of energy (oil and products, coal, gas and electricity).
Canada is a very large country with a harsh climate in some areas.
Environmental awareness is high. The population is quite diverse, including
aboriginal communities 4 and some people living in remote areas. There are
marked differences in resource endowment between the provinces and
territories. For example, fossil fuel production is concentrated in Alberta and
is of major importance to the provincial economy. Nuclear production is
concentrated in Ontario. Hydro production is important in a number of
provinces, but notably in Québec. This situation has impacts on energy
demand and supply and raises a number of challenges for energy policy
formulation and implementation.
Canada’s constitution provides responsibilities to the federal government with
regard to energy that are limited to Canada lands 5 , to international matters
and inter-provincial issues. Further, under the authority of the constitution,
Canada has used its declaratory power to assert jurisdiction over nuclear
energy and the management of uranium resources. The federal government is
responsible for promoting the overall economic development of Canada. It is
also responsible for preserving national interests such as environmental
protection or the reduction of provincial economic disparities. Provinces have
more jurisdiction over energy than the sub-national governments of other
federated countries in the IEA. Hence, delicate compromises required to
satisfy diverse provincial interests related to specific topics (like climate
change mitigation) have to be worked out. The only viable approach to
address the most important energy policy challenges seems to be a process of
intensive dialogue and consultation to achieve a national consensus on the
goals and means of energy policies. Such a consensus could take many forms,
ranging from implicit agreements on certain issues, the formulation of a joint
“energy vision”, to explicit ad hoc arrangements between federal and
provincial governments on specific issues. Topics that may be of mutual interest
are: implementation and co-ordination of climate change mitigation policies,
streamlining of regulatory regimes and expansion of inter-provincial electricity
interconnections and R&D. Where applicable, the utilisation of fiscal and
regulatory instruments within federal jurisdiction could be explored to this end.
As such a consultation takes time, emergency-related issues may be excluded.
To foster the development of Canada’s energy sector in the coming decade,
large investments are needed in oil sands, gas pipelines, electricity generation
and transmission. Many of these new investments will take place in newer
4. Amongst Aboriginal people are First Nations, who have Indian ethnic origins. Aboriginal
communities encompass Inuit, Métis as well as Indian peoples.
5. Canada lands are defined as lands that are outside the boundaries of the provinces, i.e. territorial
lands, offshore, national parks, etc.
45

areas, such as northern Canada and offshore. Some concerns have been raised
by the Canadian oil and gas industries on the investment and regulatory
climate, pointing to possible higher constraints faced by investors in Canada
compared to similar investments made in the US (for example in developing oil
pipelines). The Canadian government has recognised the need to improve the
regulatory situation, for example by creating a senior advisory committee on
“Smart Regulation”. Efforts to improve the situation may have to be pursued.
The lack of availability of published energy data in Canada shows an inability
to give a comprehensive picture of the energy supply and demand situation.
This is due to the complex network of information gathering which tends to
delay energy information collection. The situation is improving but for some
time, the federal government favoured quality of data over timeliness. This is
the case, for example, for monthly oil and gas data, which, for the past few
years, have been published with a few months delay compared to other IEA
countries, with negative impacts on oil data transparency. Another reason for
this difficulty is the protection of confidential industry data for which the
federal government, and more specifically Statistics Canada, is prohibited by
law (the Privacy Act) from releasing any information that identifies or could be
used to identify an individual, business or organisation. StatsCan is allowed to
disclose identifiable information when the respondent has given consent. For
example, this affects directly the availability of coal production and
consumption data. Similarly, unavailability of recent capacity data for
electricity generating plants (including facilities using renewables) results in
difficulties in assessing the overall generating capacity of the country. Another
example of confidentiality of data is orimulsion, which is only used by one
plant. The lack of figures on this fuel leads to difficulties in the calculation of
energy balances and the derived CO 2 emissions. Data on coal and electricity
prices have not been reported to the IEA for a few years. In the interest of
market transparency, the Canadian administration should explore how this
information can be made in the future without raising issues of confidentiality.
RECOMMENDATIONS
The government of Canada should:
◗ Take a more active role in initiating co-operation between federal, provincial
and territorial governments with a view to formulating national consensus
on the goals and implementation of energy policies, where mutually
beneficial, e.g. through the Council of Energy Ministers and bilateral and
regional meetings of ministers and high officials. Where applicable, the
utilisation of the fiscal and regulatory instruments within federal jurisdiction
could be explored to this end.
46
220

221
◗ Continue to ensure that the fiscal and regulatory environment is sufficiently
competitive on an international basis to bring forward the necessary
investment in the energy sector.
◗ Review energy data-reporting mechanisms to enable timely and
comprehensive supply of data to policy-makers, analysts and international
organisations.
47

222

86
El modelo petrolero noruego
y sus beneficios
Introducción
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
Javier H. Estrada Estrada*
Noruega, un país con sólo 4.5 millones de habitantes, ha recibido reconocimiento
internacional por la manera en que estableció su propio modelo para
administrar el negocio del gas y del petróleo. Es un país que en cuatro décadas
pasó de no tener reservas petroleras y ninguna experiencia en el sector,
a convertirse en uno de los mayores exportadores de petróleo y gas natural,
así como en proveedor internacional de productos y soluciones de punta
para la industria petrolera. Los beneficios económicos y comerciales generados
por las actividades petroleras se han transferido a la sociedad, al mismo
tiempo que se han ahorrado cuantiosos recursos financieros para las futuras
generaciones. En breve, desde el inicio del proceso Noruega ha mantenido la
soberanía y el pleno control sobre sus recursos.
Las fuerzas políticas que propulsaron el Modelo se conformaron al inicio
de los setenta. Los políticos se enfocaron en la creación de una industria petrolera
saludable y en conquistar objetivos sociales orientados a la creación
de valores económicos para la población, y al desarrollo de una industria
diversificada, capaz de evitar la dependencia excesiva en los ingresos del
petróleo. También propusieron que la industria petrolera evolucionara de
forma sustentable y compatible con el medio ambiente.
En este ensayo entendemos que una industria petrolera nacional saludable
y sustentable se caracteriza por:
• Ser capaz de explorar, extraer y entregar a los clientes el petróleo y el gas
al menor costo y con los mas altos niveles de productividad y fiabilidad
posibles;
• Usar las mejores tecnologías disponible para el propósito;
• Desarrollar los proyectos y la infraestructura en un marco legal e institucional
predecible, ordenadamente planeado, manteniendo un nivel
* Consultor internacional en asuntos energéticos, ha sido Comisionado de la
Comisión Reguladora de Energía (1996-2002) y presidente de la Asociación Mexicana
para la Economía Energética (2003-2005). El autor agradece a Kjell Arne
Oppebøen de Hydro, Knut Henrik Jakobsson de Statoil y a Knut Solem, Embajador
de Noruega en México, por sus comentarios a distintos borradores de este ensayo.
223

ECONOMÍA INFORMA
estable de inversiones anuales, teniendo en cuenta el gradual declive de
los recursos non-renovables;
• Reemplazar las reservas probadas tan pronto como se extraen;
• Reducir al mínimo los riesgos a las personas y al medio ambiente;
• Ser capaz de balancear la competencia entre las empresas por obtener las
concesiones petroleras, con la cooperación que deberá existir entre ellas
cuando ulteriormente deban convertirse en socios para desarrollar un
proyecto;
• La responsabilidad que las empresas permisionadas deben mostrar ante
el país huésped, evitando conflictos con las comunidades locales y con la
sociedad en general; y,
• Que el Estado pueda organizar la fiscalización del sector para extraer el
máximo posible de la renta económica, pero cediendo a las empresas ingresos
suficientes que los motiven a continuar invirtiendo en el negocio
petrolero del país.
Basado en esta lista de méritos, es difícil que algún país pueda tener una
industria petrolera totalmente saludable. Al respecto, Noruega muestra un
alto grado de éxito en el diseño de un sistema orientado a alcanzar tal objetivo,
y de realizar ajustes para adaptarse a las necesidades.
En este ensayo se presentan los elementos que constituyen la industria
petrolera de Noruega, su estructura y su sistema, cómo fueron concebidos y
cómo se ensamblaron, los retos que debieron resolver, los ajustes que realizaron
y los beneficios que esta industria ha dejado a la sociedad.
1. El modelo petrolero Noruego
Mas que una fórmula para la buena dirección y manejo de las industrias del
gas y del petróleo, el modelo Noruego es la fusión de mecanismos para obtener
el máximo valor económico del sector Petrolero respecto a lo que podría
obtenerse por la sola venta del gas y del petróleo. Aquí empleamos la expresión
“modelo petrolero” para describir las opciones elegidas por Noruega
para ensamblar el marco institucional del sector petrolero y su interacción
con la sociedad.
Los elementos del modelo no fueron concebidos en un documento maestro.
Son más bien el resultado de decisiones de política interna a partir de
adaptaciones de leyes e instituciones que ya habían demostrado su eficacia
en otros países. Así, el modelo es la manera en la que Noruega tomó ventaja
224
87

88
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
de los potenciales que ofrece la industria del petróleo. En última instancia,
el modelo es un sistema de visiones y de políticas que definen la dirección
y los ajustes a las leyes y a las instituciones. Por consiguiente, el modelo no
es un molde que pueda aplicarse a otros países proporcionando los mismos
resultados.
El punto de partida para el Modelo fue crear un mecanismo para atraer
a las mejores petroleras internacionales, a los recursos económicos extranjeros,
y a los profesionales del sector para desarrollar sus reservas petroleras.
Simultáneamente el país debía desarrollar sus capacidades para hacer estos
trabajos por sí mismo, manteniendo la plena soberanía sobre los recursos
petroleros, controlando su desarrollo, y jamás concediendo a las empresas
extranjeras mas renta económica que la estrictamente necesaria para conservar
sus servicios.
En contraste con la tendencia de los sesenta cuando los países de la OPEP
nacionalizaron su industria petrolera y excluyeron a las extranjeras, la estrategia
adoptada por Noruega durante los setenta se enfocó a atraer a las petroleras
multinacionales, pero controlando sus actividades dentro restringidos
marcos legales y económicos. La estrategia demostró que este modelo no
estaba en contradicción con lo que se necesita para desarrollar una industria
petrolera sana y al mismo tiempo alcanzar otros objetivos de corte nacionalista.
En el fondo la estrategia mostró ser una buena fórmula de cooperación
entre las petroleras extranjeras y una población que estaba lista para incorporarse
a una nueva industria.
Así, la forma en la que se movilizó a la población y a la manufactura
nacional a tomar parte en la industria petrolera, debe también considerarse
como parte importante del modelo. El plan consistió en coordinar los esfuerzos
del gobierno con los de los distintos grupos sociales e industriales para
desarrollar el negocio del gas y del petróleo.
El gobierno mantuvo los objetivos políticos para que se consolidara la cooperación
entre las petroleras, las nuevas empresas del sector para-petrolero
y la comunidad académica. Una vez que la cooperación empezó a dar resultados,
se generó el crecimiento de una cadena productiva ó cluster petrolero
diversificado que en pocos años se volcó hacia los mercados internacionales.
Hoy, la industria para-petrolera de Noruega tiene una posición mayoritaria
en las actividades del sector petrolero nacional y se ha convertido en una
significativa industria exportadora.
Otro elemento del modelo fue la interacción del sector petróleo con el
resto de la población. La transferencia de los beneficios obtenidos de los in-
225

ECONOMÍA INFORMA
gresos petroleros se ha hecho visible a través de la construcción de infraestructura,
de recursos trasladados al sistema educativo y del apoyo para
el desarrollo de actividades productivas a nivel local. Noruega, que es una
economía relativamente pequeña, para evitar las presiones inflacionarias, no
inyectó el total de los ingresos petroleros al presupuesto nacional. En vez de
eso, el Parlamento estableció reglas para crear un fondo nacional en el que se
ahorraran parte de los ingresos petroleros.
Más recientemente, el modelo ha incorporado mecanismos para enfrentar
los retos que han ido surgiendo, como lo son la creciente preocupación
social por los problemas ambientales, o la necesidad de desarrollar nuevas
tecnologías para aumentar el nivel de extracción de las reservas petroleras
potenciales, particularmente en campos maduros.
Visto bajo una perspectiva histórica, el modelo ha sido un instrumento
para transformar la riqueza petrolera en desarrollo social y económico, así
como una herramienta para que el país pueda producir nuevos productos
y servicios de valor agregado en un mercado global. El Modelo ha sido la
forma de alcanzar estos objetivos al menor costo posible en términos de cohesión
social y de daño al medio ambiente.
2. Papel del gobierno y forma de gobernar
En 1962 Phillips Petroleum solicitó la concesión para explorar y producir
gas y petróleo a lo largo de la Plataforma Continental Noruega (PCN). 1 Al
año siguiente el Parlamento proclamó la soberanía de Noruega sobre todo
ese territorio. 2 De esa manera el Rey, a través del gobierno, pudo definir las
condiciones para otorgar derechos de exploración y producción sobre los recursos
del subsuelo en el lecho marino. 3 En 1965, el ejecutivo estableció una
autoridad en materia de energía e invitó a las petroleras a solicitar permisos
para explorar y explotar los yacimientos. Pocos después se descubrieron
campos gigantes y súper-gigantes de gas y de aceite.
1 Hanish, Jørgen Tore y Nerheim Gunnar, ”Historia Petrolera Noruega. De la incredulidad
a la insolencia”. Norsk Petroleumsforening, Volumen 1. Leseselskapet,
Oslo, Noruega 1992. p. 12.
2 El Decreto Real del 31 de mayo de 1963. Leøren, Bjørn Vidar. “Gotas de Oro
Negro”, Statoil 1972-2002, p. 19.
226
89

90
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
La manera en que Noruega organizó su industria petrolera debe verse en
el contexto de las instituciones y tradiciones que ya existían en el país antes
de los grandes descubrimientos: 4
• Sistema de gobierno bien desarrollado
• Servicio civil eficaz
• Sistema judicial bien establecido
• Fuertes tradiciones en derecho internacional y en derechos humanos
• Uso recursos del estado para el desarrollo industrial, en conjunto con la
industria privada
• Desarrollo industrial basado en recursos hidroeléctricos extendidos por
todo el país
• Amplio y bien desarrollado sistema educativo
• Tecnología marítima competitiva y con largas tradiciones
• Ambiente tecnológico avanzado
• Instituciones de investigación científica e industrial bien desarrolladas
Las premisas para el desarrollo del la industria petrolera fueron reformuladas
en 1971 por un gobierno social-demócrata cuya postura política fue
la de maximizar la creación de valor económico por encima de lo que se
pudiese obtener por la venta de los hidrocarburos. Este gobierno favoreció
a las empresas noruegas y promovió la participación de la industrial nacional
en la proveeduría para los proyectos petroleros. 5 Durante este período
los sindicatos aumentaron su capacidad de influencia. También se estableció
un régimen fiscal más severo para las actividades petroleras. Al alcanzar un
consenso político sobre la forma en la que se desarrollaría la industria del petróleo,
el gobierno pudo generar la confianza necesaria entre la comunidad
comercial nacional para que ésta comprometiera sus inversiones en el sector
petrolero. Esta política se tradujo en inversiones crecientes y mayores niveles
de producción. 6
3 Ley de Actividades Petroleras, § 1-1.
4 Farouk Al-Kasim, Relevancia del Modelo Petrolero Noruego para los Países en Desarrollo.
Trabajo presentado en la conferencia de Norad: Petróleo para el Desarrollo,
2005.
5 Ministerio de la IndustriaI. “Propuesta Parlamentaria Nr. 95 (1969-70) Exploración
y extracción de descubrimientos naturales en el subsuelo de la Plataforma Continental
Noruega”
6 Bergesen, Helge Ole y Sydnes, Anne Kristin, ¿Inocente recién llegado o astuto
vendedor? Fritjof Nansen Institute, 1990.
227

ECONOMÍA INFORMA
Los principios políticos mas relevantes para el negocio petrolero que se
establecieron durante esos años pueden resumirse como sigue: 7
• Control nacional sobre todas las operaciones que se realicen en la PCN
• Participación de la sociedad en la industria petrolera de Noruega
• Establecer una petrolera del estado para cuidar los intereses comerciales
del gobierno
• La expansión debe controlarse para asegurar un desarrollo gradual
• Crear una comunidad petrolera noruega, bien integrada, con ambiciones
globales
• Las actividades petroleras deben:
• tomar en cuenta las condiciones socio-políticas especiales de cada región
del país
• considerar la protección de la naturaleza y del medio ambiente
• tomar en cuenta las actividades industriales existentes en el país
• usarse como base para el desarrollo de otras actividades industriales
A medida que han pasado los años puede decirse que la fuerza del modelo
Noruego reside en la consistencia de largo plazo del consenso político subyacente.
A su vez, este consenso se ha ido complementando con los lineamientos
siguientes:
• Dirección nacional: el Parlamento y el gobierno crean los instrumentos
legales e institucionales para proteger la soberanía y afirmar la dirección
en el manejo de los recursos.
• Seguridad: Todos los implicados en las actividades petroleras deben respetar
las normas de seguridad. El Estado realiza auditorías técnicas para
verificar el cumplimento de las normas.
• Evitar que los negocios petroleros erosionen otros negocios: la industria
petrolera debe aprender a convivir con el resto de la economía. Adicionalmente,
el gobierno debe mantener una política de apoyos económicos
a las comunidades.
• Compromiso de construir el “know-how” noruego: el país debe desarrollar
los conocimientos y productos necesarios para desarrollar su industrial
petrolera.
7 Hellum Rolf, “Los diez mandamientos petroleros” 14 de junio de 1971. Referido
por Lerøen, Bjørn Vidar en ”Gotas de Oro Negro”, Statoil 1972-2002, pp. 45-46.
228
91

92
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
• Competencia y cooperación: la operación de una licencia se otorga a la
empresa que demuestren tener suficiente experiencia técnica y capacidad
financiera. Los socios en una licencia deben cooperar con ideas y experiencia
para obtener los mejores resultados. 8
• Extracción de la renta económica sin dañar al negocio petrolero: el sistema
impositivo debe asegurar que la mayor parte de la renta petrolera, si
no toda, corresponda a la nación y que los inversionistas reciban un pago
justo por su participación. Si el país quiere conservar una porción mayor
de la renta económica, el Estado debe hacer inversiones directas en las
actividades petroleras, por ejemplo, a través de una empresa petrolera
estatal, para tener derecho a recibir los mismos beneficios que cualquier
otro accionista.
3. Estructura organizacional
• La organización del sector en el modelo petrolero Noruego consta de tres
áreas complementarias pero independientes:
• Las autoridades políticas y gubernamentales
• Las entidades de supervisión (agencias técnicas)
• Las empresas petroleras y las inversiones del Estado en el sector petrolero
Empresas petroleras
(Nacionales y extranjeras)
e inversiones
comerciales del Estado
en el sector petrolero
Autoridades políticas
(Parlamento, Gobierno y Ministerios)
Entes técnicos
(Directorados,
Agencias reguladoras y
oficinas de impuestos)
8 Ministry of Petroleum and Energy, Hechos 2006. El sector petrolero Noruego.
p. 18.
229

ECONOMÍA INFORMA
Responsabilidades de las autoridades políticas y de sus entes técnicos:
• El Parlamento: formular la legislación que define el marco de las actividades
petroleras
• El gobierno: ejecutar la política petrolera a través de los siguientes ministerios
y agencias:
• Ministerio del Petróleo y la Energía (MPE): manejo de los recursos petroleros
de acuerdo con los lineamientos establecidos por el Parlamento.
• Directorado Noruego del Petróleo (DNP): agencia asesora del MPE en áreas
relativas a la dirección, exploración y producción de los yacimientos petroleros.
9 Propone las medidas para maximizar la extracción de las reservas.
10
• Ministerio del Medio Ambiente (MMA): instrumenta y supervisa las leyes
y regulaciones para la preservación del medio ambiente.
• Autoridad Noruega de Control Petrolero: asegura el cumplimiento de la
Ley de Control de la contaminación y proporciona consejos, valoraciones,
documentación técnica y apoyo especializado al MMA.
• Ministerio del Trabajo e Inclusión Social: aplica las leyes y las regulaciones
para la salud, el medio ambiente y la seguridad.
• Autoridad de la Seguridad Petrolera: debe cerciorarse del cumplimiento
de las leyes y regulaciones en materia de seguridad, medio ambiente laboral
y medidas de contingencia necesarias en el sector petrolero.
• Ministerio de Pesca y Asuntos Costeros: instrumenta las medidas de contingencia
en caso de derrames de aceite.
• Administración Costera de Noruega: cuida que el Estado se encuentre
preparado para actuar en casos agudos de contaminación.
• Ministerio de Finanzas: responsable de los ingresos del Estado, que en el
sector petrolero incluyen: impuestos a las actividades petroleras y gasistas;
cargos y tarifas; los dividendos provenientes de acciones en Statoil y
en Hydro, y; la propiedad en campos petroleros a través de los Intereses
Financieros Directos del Estado (IFDE).
Oficina de Impuestos Petroleros: asegura la valuación y recaudación de los
impuestos y cuotas del sector petrolero, de acuerdo con lo establecido en las
leyes y reglamentos.
9 DNP, Los recursos petroleros en la plataforma continental noruega 2005.
10 DNP. Ibid. Capítulos 2 y 6.
230
93

94
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
La mayoría de los países tiene al menos dos regimenes impositivos para
la industria petrolera: el impuesto al ingreso “en general” que se aplica a
todas las actividades económicas, y un régimen especial para las actividades
petroleras. El régimen impositivo especial se justifica porque las empresas
petroleras reciben la concesión de explotar un recurso valioso, escaso y nonrenovable
que pertenece a la nación. 11 La base para el cálculo del impuesto
especial a las actividades petroleras es el precio normado que se fija cada
mes y para cada campo por el Consejo de Normatividad de Precios. El precio
normado para los crudos y el NGL es el precio al que lleguen agentes independientes,
mientras que para el gas, es el precio de las ventas realizadas.
Billion USD 2006 value
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
-5
Norway's Revenues from Petroleum Activities
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005*
Dividend Statoil & Hydro
Net cash Flow SDFI
CO2 tax
Area fee
Production fee
Special tax
Ordinary tax
• Fondo de pensiones del gobierno, establecido en 1990, se maneja a través
del Ministerio de Finanzas. A 2005 el fondo había crecido a US$225 billones
aproximadamente. 12
11 Kemp, Alexander, “Recaudación de la Renta Petrolera en el Mundo”, The Institute
for Research on Public Policy, 1987. xxxvii-xlv.
12 Ministerio del Petróleo y la Energía, Ibid.
231

ECONOMÍA INFORMA
4. Empresas en el negocio del gas y del petróleo
Statoil ASA. Statoil fue creada en 1972 como una empresa gubernamental
para cuidar los intereses comerciales del Estado en el sector petrolero y
para asegurar la presencia nacional en todas las actividades petroleras en
la PCN. 13 Al inicio Statoil contó con recursos limitados para cumplir con sus
mandatos. Por eso, en los setentas, el Estado favoreció a Statoil con participaciones
de al menos 50% en cada licencia concedida. No fue hasta mediados
de los ochenta que esta práctica desapareció cuando Statoil finalmente
tuvo la total capacidad operativa para competir por el desarrollo de un
campo. 14 También durante ese período el Estado concedió a Hydro y a Saga
Petroleum porcentajes preferentes en los bloques más prometedores. Las
tres petroleras nacionales trabajaron de forma muy cercana con las empre-
sas operadoras extranjeras, para aprender de ellas. Después de algunos años
las petroleras nacionales desarrollaron las habilidades y capacidades necesarias
para cumplir con los requisitos que debe satisfacer un operador. 15
Hoy Statoil 16 es una empresa integrada, desde la exploración hasta la
distribución. La mitad de sus 26 mil empleados trabaja en Noruega. El resto
lo hace en los 33 países en los que la empresa tiene representaciones, 15 de
los cuales corresponden a países en donde Statoil tiene actividades de exploración
y producción. La empresa, especializada en la producción submarina,
es operadora de 24 campos de gas y de aceite en Noruega, en tanto que el
total de producción que se maneja en esos campos es de casi 2 MMBPED (millones
de barriles de petróleo equivalentes por día). Statoil es también uno de
los mayores vendedores de crudo en el mundo y uno de los principales proveedores
de gas natural en el mercado europeo. En 2001 el Estado decidió
privatizar parte de Statoil. Las acciones se listaron en el la Bolsa de Valores
de Oslo y de Nueva York. Hoy el Estado posee 70.9% de las acciones y Statoil
ya no juega papel alguno en la instrumentación de políticas gubernamentales.
Su asamblea corporativa consta de 12 miembros, de los cuales ocho son
elegidos por la asamblea general y cuatro por los empleados. En 2005 Statoil
obtuvo US$ 62.5 billones en ingresos y US$ 4.9 billones en utilidades netas.
13 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 22.
14 Ministerio del Petróleo y la Energía. Hechos 2004 Actividades petroleras en
Noruega. p. 11.
15 Hanish, Jørgen Tore and Nerheim Gunnar, ”Historia petrolera de Noruega.
Norsk Petroleumsforening. Volumen 1 Leseselskapet, Oslo, Noruega 1992, p. 370.
16 www.statoil.com
232
95

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núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
Petoro AS es la entidad estatal responsable para la dirección la inversión
financiera directa del Estado (IFDE) que se creó en 1985 como una medida
adoptada por el Estado para tener un mejor control de los enormes flujos
de efectivo que se esperaba obtener de los gigantescos campos de petróleo
y de aceite descubiertos en la PCN. La idea atrás del IFDE fue crear una especie
de “banco petrolero estatal” para invertir directamente en el negocio de
los hidrocarburos, en vez de hacerlo a través de Statoil. El debate surgió al
inicio de los ochenta cuando Statoil crecía de manera acelerada, transformándose
en un gigante económico. La creación del IFDE también ofrecía otras
ventajas. Por ejemplo, el Gobierno dejaría de usar parte de las utilidades
de Statoil para financiar el presupuesto nacional, lo que hasta ese momento
estaba reduciendo la capacidad de la empresa para re-invertir en el negocio
petrolero. 18 El IFDE también ayudaría a liberar a Statoil de numerosas tareas
políticas y administrativas que reprimían su conducta comercial. 18 En 2005
el IFDE produjo 1.2 MMBDpe. 19
Hydro es un conglomerado industrial público-privado con una participación
estatal de 43.8%. La empresa se fundó en 1905 y desde 1965 participa
en el negocio petrolero. Hoy Hydro es una empresa centrada en el aluminio
y la energía, con 35 000 empleados en casi 40 países, y forma parte de la lista
del Fortune 500. En el negocio petrolero Hydro es una empresa global con
actividades costa-afuera que opera 13 campos de gas y de aceite en Noruega,
Rusia, Canadá y Angola, entre otros. En Noruega, Hydro es operador
de campos que en conjunto producen casi 1 MMBDpe. En 2005 la producción
propia fue de 563 mil BDpe.
Saga Petroleum se creó en 1972 como una empresa 100% privada para
incorporar a inversionistas noruegos de pequeña y mediana escala interesados
en participar en la exploración y producción de gas y de petróleo. Saga
desapareció en 1999 cuando 90% de sus acciones fueron vendidas a Hydro
y 10% a Statoil.
Gassco AS: Noruega cuenta con un sistema troncal de gasoductos submarinos
de 6 600 km de largo que une los campos productores con los puntos
de la entrega, en Noruega y en el extranjero. Todos los concesionarios deben
vender su propio gas, pero las autoridades, a través de Gassco, cuidan que
17 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 71.
18 Lerøen, Bjørn Vidar, Ibid. p. 71.
19 Los resultados de Petoro al término de 2005 fueron de Nok 152.7 bn
(US$1 = 6.48 Nok). Su producción de aceite y ngl fue de 788 tbd y su producción de
gas de 73 m3/dia, Petroro, “2.trimestre 2006”. Stavanger, julio 2006. www.petoro.no
233

ECONOMÍA INFORMA
el sistema de transporte y su funcionamiento se realicen de manera eficiente,
además de supervisar las asignaciones de capacidad.
Las petroleras extranjeras
Durante los sesenta y setenta las mayores petroleras internacionales se dirigieron
a Noruega al percibirla como una prometedora provincia petrolera.
Luego de ser expulsadas de los países miembros de la OPEP, las petroleras
internacionales aceptaron las condiciones nacionalistas establecidas por Noruega
para participar en su emergente industria petrolera. A lo largo de los
años la mayoría de las multinacionales han tenido intereses en Noruega. Las
multinacionales también se sintieron atraídas por la estabilidad del marco
económico y legal del país. Sin embargo, a medida que la provincia petrolera
fue alcanzando su madurez, algunas de las petroleras de mayor tamaño
fueron emigrado hacia otros países. Para compensar, el gobierno ha adoptado
medidas para atraer a otras petroleras extranjeras, algunas de menor
tamaño. Hoy existen mas de 40 petroleras precalificadas para participar en
las rondas de licitaciones.
La industria para-petrolera
La tecnología ha jugado un importante papel en el desarrollo de los negocios
de gas y petróleo de Noruega. Mientras que en los años sesenta la política se
basó en las transferencias de tecnología de las multinacionales, hacia mediados
de los setenta quedó demostrado que las difíciles condiciones en el Mar
Norte requerían de soluciones hechas a la medida. Las empresas petroleras
seleccionaron a los proveedores y dieron su apoyo a la emergente industria
para-petrolera de Noruega. Hoy el contenido nacional se basa en dos áreas
principales: el desarrollo de clusters petroleros con empresas nacionales extendidas
alrededor del país, y el constante apoyo económico e institucional
del Estado a la investigación y al desarrollo (I&D) de nuevos productos.
La proveeduría nacional:
Al principio la industria nacional mostró poco interés en participar en la
industria petrolera. 20 Hoy, Noruega cuenta con un sector para-petrolero su-
20 Hanish, Jørgen Tore and Nerheim Gunnar, ”Historia petrolera noruega”, volumen
1 Leseselskapet, Oslo, Noruega 1992. p. 223.
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97

98
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
mamente competitivo, así como con institutos de investigación, en cada eslabón
de la cadena petrolera, particularmente en estudios sísmicos, equipos de
perforación, unidades submarinas y producción flotante que las empresas
noruegas han llevado a los mercados internacionales con productos de primera
línea. Las empresas del sector para-petrolero se encuentran a lo largo
del territorio y emplean 200 mil personas de manera directa o indirecta. 90%
de todos los condados suministran algún producto o servicio a la industria
petrolera. La mayor parte de la actividad de la industria para-petrolera es
para satisfacer demandas en Noruega, cubriendo con contenido nacional
más de 60% del conjunto de contratos. Sin embargo, una creciente porción
de las ventas se destina a las exportaciones.
Exportaciones de bienes y servicios para la industria petrolera. Las exportaciones
de productos y servicios para-petroleros han aumentando al
punto de ser superiores a las ventas en el mercado nacional. Reportes de
investigación estiman que este tipo de exportaciones alcanzaron US$ 7.6 billones
21 en 2005. La meta del sector es duplicar el valor de las exportaciones
para-petroleras en el 2010.
• INTSOK es una fundación creada por las autoridades en 1997 para promover
la internacionalización de la industria para-petrolera. Hoy 160 empresas
son miembros de esta asociación. INTSOK también facilita la complementariedad
de las empresas miembro con las petroleras que operan
en Noruega. Una reciente cartografía hecha por INTSOK muestra que el
sector para-petrolero de Noruega ha desarrollado 16 cadenas competitivas
de suministro, capaces de ganar contratos internacionales. 22
Los centros de investigación:
Algunas de las soluciones que actualmente se usan en la industria del gas
y del petróleo son el resultado de investigaciones y esfuerzos tecnológicos
desarrollados desde los años setenta. Sin embargo, en el futuro los desafíos
en la PCN exigirán más conocimientos y tecnologías. Noruega cuenta hoy con
21 Heum, Per et al., Arbeidsnotat nr. 28/06, ”Proveedurías de empresas noruegas
para la extracción de gas y petróleo en Noruega y en el extranjero” 2005, snf-prosjekt r.
2670. Samfunns-og Næringslivsforsning AS. Bergen. Junio de 2006.
22 Wangen Gullbrand. “Las capacidades tecnológicas competitivas”, en “Tecnología
Petrolera Noruega”. Norwegian Academy of Technological Studies. 2005. p. 12.
235

ECONOMÍA INFORMA
centros calificados de investigación para la industria petrolera, en las universidades
y en las empresas. Muchos de estos centros han ganado reconocimiento
internacional. Ahora el gobierno está dando apoyos económicos a
programas de I&D que conjunten esfuerzos multidisciplinarios para resolver
tareas específicas del sector petrolero.
El “lazo de unión” entre las partes:
La cultura noruega se basa en el consenso y un desarrollado sentido de igualdad.
La colaboración se basa en la confianza pero también en acuerdos, leyes,
sanciones, compromisos y competencia. Con fuertes tradiciones socialdemocráticas
y en organizaciones sindicales pujantes, la construcción de la
industria petrolera noruega ha atravesado por varios procesos para alcanzar
la cohesión que hoy la caracteriza.
• KonKraft es un ejemplo actual del tipo de coordinación que existe entre
las autoridades y la industria del gas y del petróleo. Los debates se lleva
acabo en el Foro de Directivos, establecido en el año 2000, integrado por
los directores de 40 de las mayores empresas petroleras, para-petroleras,
asociaciones patronales, sindicatos, institutos de investigación y autoridades,
para discutir cómo fortalecer la competitividad de la PCN respecto
a otras provincias petroleras, así como la competitividad de la industria
para-petrolera. 23
5. La reglamentación de la exploración y la producción
Actividades actuales
• Al final de 2005 Noruega contaba con 24.4 mil millones de bbl p.e. (MMM-
Bpe) de reservas remanentes en campos existentes. Los campos se desarrollan
a través de 289 licencias de producción, de las cuales 53% corresponden
a Statoil y Hydro. Hay participaciones noruegas en casi todos los
campos, aunque 39 empresas nacionales y extranjeras mantienen actividades
en la PCN. Tomando en consideración los porcentajes que el Estado
tiene en Statoil, Hydro y en Petoro/IFDE, el Estado tiene un interés directo
e indirecto en 54.24% de las reservas remanentes.
23 Kon-Kraft, “Reporte final de actividades”, 28 de agosto de 2003.
236
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100
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
• 59 campos se encontraban en la etapa de producción al término de 2005,
requiriendo inversiones anuales de US$ 14 mil millones y de US$ 6 mil
millones en gastos de operación. Con una producción de 2.97 MMBD
de petróleo en 2005 y de 83 MMMm3 de gas natural, Noruega es uno de
los principales exportadores de estos dos hidrocarburos. En 2005, el
flujo neto de efectivo del sector de petróleo correspondió a 33% de los
ingresos del estado y a 25% del PIB. El valor de las exportaciones petroleras
fue de US$71 mil millones 24 que representan 52% del total de las
exportaciones.
• El DNP calcula que hasta ahora sólo se ha producido un 1/3 de las reservas
potenciales del país. Considera que antes de 2015 es posible agregar
4.6 MMMBpe de reservas contingentes en campos existentes. La estimación
también se basa en que Noruega ha logrado aumentar la recuperación en
la extracción de 25% al inicio de los 1980s a 40% en 1995 y a 46% al día
de hoy, mientras que el objetivo es aumentar el promedio a 50% o más
para extender la vida de los campos maduros. Para alcanzar este objetivo
el DNP promueve nuevos métodos de recuperación mejorada y presiona
a las empresas para que realicen esfuerzos adicionales para aumentar
la recuperación en los campos productores. También promueve que se
desarrollen los campos cercanos a la infraestructura existente, a probar y
desarrollar nuevas reservas, y a operar los campos eficientemente.
24 Ministerio del Petróleo y Energía, Ibid, 2006.
237

6. Los retos por venir
ECONOMÍA INFORMA
• El medio ambiente: Los impuesto a las emisiones de CO 2 , las evaluaciones
de impacto ambiental, las limitaciones a la quema de gas y los estrictos
requisitos del Plan de Desarrollo Operativo y del Plan de Instalaciones
son los instrumentos que se usan para mitigar las emisiones de CO 2 ,
NO x , nmVOC y demás descargas de la industria petrolera. La industria
y las autoridades trabajan conjuntamente en encontrar soluciones que
proporcionen el mayor beneficio ambiental por el capital invertido. Sin
embargo, el debate internacional sobre las responsabilidades medioambientales
de las petroleras se encuentra en continua evolución. 25 A nivel
nacional, se requiere de medidas preventivas adicionales a medida que
la industria petrolera expande sus actividades hacia zonas de mayor fragilidad
ecológica, como es el caso del ártico. En el ámbito internacional,
Noruega es signataria de los Protocolos de Kyoto (emisiones de CO 2 ), de
Ginebra y de Gotemburgo (NO x y emisiones de nmVOC). Sin embargo,
buscar soluciones a los retos medioambientales abre nuevas posibilidades
comerciales para las tecnologías que logren resolver esos problemas.
Esto podría aplicar al almacenamiento de CO 2 en donde Noruega muestra
un progreso significativo en las tecnologías para capturar el CO 2 y
reinyectarlo en los campos petroleros.
• Madurez–reorganización: la cartera Noruega de descubrimientos petroleros
en vías de desarrollados comprende un amplio número de hallazgos
pequeños y medianos que necesitan tecnologías nuevas, sencillas y
compatibles con el medio ambiente. Alrededor de 100 hallazgos de gas
y de aceite se encuentran en la lista de proyectos que podrían ser desarrollados
durante los próximos 25 años, requiriendo inversiones tan
importantes como las ya realizadas. A medida que las petroleras de mayor
tamaño emigran hacia otras provincias, Noruega debe ahora atraer
petroleras de menor talla para desarrollar los recursos remanentes.
• Madurez-tecnología: las necesidades de avance tecnológico aumentan
a medida que la provincia tiende a envejecer. Pequeños aumentos en la
recuperación de las reservas representa grandes ganancias y disminuciones
en los costos de operación. Para lograr un mejor manejo en todas
las fases del ciclo petrolero, Noruega está invirtiendo en operaciones
25 Estrada, Javier, et al., “Los retos del medio ambiente para la industria petrolera”,
John Wiley & Sons, Gran Bretaña. 1997.
238
101

102
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
integradas y en datos en tiempo-real para combinar el trabajo entre las
operaciones mar afuera con las disciplinas técnicas en tierra. Para ello se
han instalado cables de fibra óptica en muchos de los campos. La infraestructura
digital ayuda a transmitir mayores volúmenes de información
entre las actividades en tierra y mar afuera creando nuevas estructuras
organizacionales.
• Impuestos–mantener la competitividad: el alto impuesto especial que
debe pagar la industria petrolera ha ido diezmando la competitividad
de la PCN. Hoy la mayoría de las mejores áreas petroleras prospectivas a
nivel mundial han sido abiertas a la inversión privada. El debilitamiento
de la PCN podría traducirse en menor actividad en la exploración, y
por ende, en un menor número de nuevos proyectos. A través de ajustes
al sistema impositivo las autoridades pueden proporcionar incentivos
competitivos para estimular el desarrollo de pequeños depósitos o de
campos financieramente marginales pero que aún presentan potenciales
interesantes. El debate se enfoca en la necesidad de reevaluar el sistema
impositivo para alcanzar la explotación óptima de los recursos.
• Adaptación a los mercados de exportación: las exportaciones noruegas
de gas y de aceite están ya bien establecidas en los mercados internacionales.
Statoil y Hydro han evolucionado hasta convertirse en petroleras
internacionales operando o teniendo intereses en las mayores provincias
petroleras. Lo mismo está sucediendo con la industria para-petrolera noruega.
Sin embargo, el proceso hacia la globalización involucra nuevos
retos.
7. Beneficios del modelo para la población Noruega
Los objetivos iniciales:
• Soberanía: coordinación nacional para mantener el control de los recursos
y su manejo.
• Proteger valores existentes: desarrollar a la industria petrolera sin destruir
la estructura social y económica existente ni el medio ambiente.
• El petróleo como motor: usar al sector petrolero como fuerza motriz para la
modernización industrial y como puerta de entrada a la era tecnológica.
• Beneficios para todos: los ingresos petroleros se usarán para el beneficio
de la población.
• Consistencia en la política: el sistema deberá basarse en los principios
siguientes:
239

ECONOMÍA INFORMA
• Criterios públicos: la competencia entre las empresas petroleras por ganar
las licitaciones se basa en criterios previamente definidos por el Estado.
• Previsibilidad: a pesar de la evolución gradual de la legislación petrolera,
siempre ha existido un sentido de dirección y liderazgo que ha dado
certidumbre a la sociedad y a los inversionistas.
• Claridad en los roles: no existe traslape entre los mandatos y las funciones
del Parlamento (la soberanía y política), del gobierno (la ejecución
y la vigilancia) y las empresas (el negocio). Cada uno cumple papeles y
responsabilidades complementarias.
• Involucrar a los participantes: se toma en cuenta la opinión de los grupos
sociales.
• Repartición del conocimiento: el gobierno proporciona un apoyo pro-activo
que conduce a un ambiente propicio para la investigación creativa, entrenamiento
y educación, y a una amplia diversidad de proveedores locales.
• Mantener la velocidad: se han mantenido las inversiones y las tendencias
de desarrollo, incluso durante períodos con bajos precios del petróleo.
• Evitar la “enfermedad holandesa”: el potencial impacto negativo de los
ingresos petroleros se ha amortiguado por medio de una cuidadosa planificación
social y económica. Esto se ha logrado ahorrando una porción de
los ingresos petroleros en un Fondo para las futuras generaciones y respetando
las reglas preestablecidas para no inflar el presupuesto nacional.
Mecanismos de control
• Expansión gradual de las actividades petroleras: as rondas de licitaciones
han sido un mecanismo para controlar el nivel de actividad en proporción
a las reservas potenciales.
• Control de los procesos y no de las operaciones: la legislación es funcional. El
gobierno se enfoca en los objetivos globales y en los procesos, mientras que
las agencias reguladoras y los operadores se concentran en las operaciones.
• Observador en todas las decisiones: el MPE y el dnp fungen como observadores
en todas las reuniones de importancia, en todas las licencias, lo que
les facilita asegurar el cumplimiento de las leyes y las regulaciones en las
empresas y en los desarrollos.
• Empresas petroleras nacionales: las empresas petroleras y las inversiones
directas del Estado dan al país la capacidad de realizar todas las actividades
del sector.
• Autoridades técnicas sólidas: el papel que ha jugado el DNP ha sido fundamental:
240
103

104
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
• Mantiene la contabilidad total del manejo de los recursos
• Proporciona consejo al MPE sobre la planeación de largo plazo de la PCN
• Propone los programas para descubrir y producir los recursos petroleros
remanentes
• Evalúa las propuestas de desarrollo y apoya las mejores soluciones
• Realiza todas las mediciones relacionas con las rondas de licitaciones
• Pluralidad de empresas y de operadores 26
• Varios participantes: la diversidad de empresas ha ayudado solucionar la
variedad de retos que existen en las actividades petroleras.
• Cooperación gobierno-empresa: un mayor nivel de descubrimientos y de
actividad se ha obtenido al conjuntar las fuerzas de las empresas petroleras
más grandes del mundo.
• Cooperación empresa-empresa: las habilidades de los distintos accionistas
en una licencia tienden a complementarse.
• Enfoque en la eficiencia: la diversidad ha facilitado crear mecanismos de
comparación para mejorar la eficiencia.
• Responsabilidad: la conformación de licencias con distintos tipos de inversionistas
ha reforzado la transparencia y la responsabilidad, simplifcando
la vigilancia gubernamental.
Los beneficios
Gobernabilidad y control
• Transparencia e integridad en el manejo de las actividades del sector petrolero
y gasista
• Planificación apropiada de las actividades petroleras
• Confianza en el sistema de administración de los hidrocarburos
• El DNP funciona como una autoridad técnica independiente y respetada
• Condiciones predecibles y competitivas para participar en los negocios
petroleros
• Relaciones equilibradas entre las petroleras nacionales y extranjeras
• La PCN se ha mantenido como una área atractiva para la inversión
Ingresos del Estado
• Alto nivel de bienestar para la población noruega
• Existencia de un fondo de pensiones con amplios recursos para toda la
población
26 Ver, Al-Kasim, Farouk, “Manejo de los recursos petroleros: el modelo noruego en
una perspectiva amplia”, The Oxford Institute for Energy Studies, junio de 2006.
241

ECONOMÍA INFORMA
• Bajas tasas de inflación, una moneda fuerte, y sólidos indicadores macroeconómicos
• I&D bien diversificado y apoyado por el Estado
• Amplio apoyo a la economía y a las actividades locales productivas
• Se han estimulado otras actividades como la informática, energías renovables,
etc.
Negocios y empleo
• Baja tasa de desempleo (fluctúa entre 2 y 4%)
• Expansión en el espectro de clusters industriales para-petroleros
• Las empresas noruegas cubren 60% del mercado para-petrolero nacional
• Las exportaciones del sector para-petrolero tiene el segundo lugar a nivel
mundial (US$ 8 mil millones en 2005)
• 90% de todos los condados del país entregan productos o servicios a la
industria petrolera, ya sea de manera directa o indirecta
• Un número creciente de empresas extranjeras del sector para-petrolero se ha
establecido en Noruega para proyectar sus operaciones internacionales
• La apertura a la competencia internacional obliga a las empresas nacionales
a ser mas eficientes
Competencia y cooperación
• Transparencia en las decisiones y en el control político
• Dos empresas petroleras nacionales competitivas a nivel internacional
(Statoil y Hydro)
• Fácil acceso a información “en-línea” sobre las mejores tecnologías y conocimientos
petroleros
• El factor de recuperación de las reservas en los campos ha aumentado de
25% a casi 50% en menos de 20 años.
• Costos competitivos y operaciones eficientes
• La diversidad de ideas facilita el descubrimiento de reservas adicionales
y las soluciones a los nuevos desafíos
Salud, Seguridad y Medio Ambiente (SSMA)
• La SSMA en el sector petrolero Noruego se encuentra entre las mejores a
nivel internacional
• La confianza de la sociedad en el sector petrolero ha ido en aumento
• No existen conflictos mayores entre la industria petrolera y la pesquera o
la naviera
242
105

106
8. Conclusiones
núm. 347 ▪ julio-agosto ▪ 2007
Tener la fortuna de contar con amplias reservas petroleras no basta para
asegurar que su manejo generará beneficios sociales. Como hemos visto, el
modelo petrolero Noruego es un ejemplo interesante de como un pequeño
país logró organizar todas sus habilidades, para aprovechar la oportunidad
única de usar los recursos petroleros y catapultar a la sociedad hacia nuevas
actividades industriales e incursionar en los mercados globales.
Simultáneamente Noruega logró repartir la riqueza petrolera entre la población,
al menor costo posible en términos de estabilidad macroeconómica,
de respeto a las raíces sociales y culturales y de daño al medio ambiente.
A través de la industria petrolera la sociedad aprendió nuevas habilidades
gerenciales y comerciales, mejoró su calidad en la investigación y la tecnología,
y desarrolló nuevas conductas hacia la seguridad y hacia los problemas
medioambientales. Si eso no fuera suficiente, la población noruega cuenta
ahora con amplias reservas financieras en su Banco Central para el beneficio
de futuras generaciones.
Por otro lado, el estado noruego logró dirigir a su industria petrolera hacia
una tendencia progresista. Su industria de gas y de petróleo es saludable
al manejarse de manera competitiva y actualizada, enfocada a la máxima
extracción de los recursos que se encuentran en los yacimientos en producción,
manteniendo un nivel estable de inversiones, usando la infraestructura
existente como puente para acceder a nuevos campos y desarrollando una
región a la vez. De la misma manera, la industria petrolera noruega ha tenido
el cuidado de aminorar los riesgos que sus actividades puedan imponer
en los trabajadores, los vecinos y el medio ambiente. Es una industria que
recibe réditos justos y que es responsable de sus actos.
Nos atreveríamos a decir que el modelo Noruego ejemplifica el caso de
cómo usar los recursos petroleros para generar un círculo social e industrial
virtuoso. Es el resultado de una estructura organizacional basada en visiones
políticas y objetivos que se han mantenido década tras década. El tamaño
del aparato estatal para manejar a la industria petrolera es bastante pequeño
comparado con el de otros países y las piezas de esa estructura han sido
acomodadas de manera que cada uno pueda desempeñar su papel de forma
eficiente. eficiente ▪
243

244

Parte II
El sector eléctrico
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246

4. Situación actual
del sector eléctrico
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248

4.1 MERCADO INTERNACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA 1
1 El presente apartado es un extracto del documento de la Secretaría de Energía “Prospectiva del sector
eléctrico 2007 – 2016”, Secretaría de Energía, primera edición, México, 2007. Consultarse en
www.sener.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub
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4.2 PLAN NACIONAL DE DESARROLLO 2007-2012: ELECTRICIDAD 2
La energía eléctrica se ha convertido en un elemento indispensable para
prácticamente todas las actividades de la vida moderna. Por ello, su suministro
con la calidad requerida y a precios competitivos, permitirá atraer mayores
inversiones, contribuyendo así a la generación de empleos en la economía.
En el sector eléctrico se requiere enfrentar varios retos. Uno de ellos es el nivel
actual de las tarifas eléctricas, el cual tiene un importante impacto en las
decisiones de inversión y es un factor clave para la competitividad de la
economía. Actualmente el 64% de la electricidad generada se basa en la
utilización de hidrocarburos como fuente primaria. En los últimos años el costo de
los energéticos, principalmente el de los hidrocarburos, se ha incrementado
notablemente, lo que ha ejercido presiones sobre el costo de producción de la
electricidad, aumentando los cargos que enfrentan los consumidores.
Un segundo reto consiste en mejorar la calidad del suministro de energía
eléctrica. Para alcanzar niveles de confiabilidad acordes con los estándares
internacionales,
se buscará el desarrollo de la infraestructura necesaria.
Por otra parte, la expansión reciente de centrales generadoras se basó
principalmente en plantas de ciclo combinado, que si bien ofrecen mayor
eficiencia y menores costos de inversión y plazos de construcción más cortos, han
generado mayores importaciones de gas natural, en un entorno de altos precios
de este combustible.
En materia de transmisión y transformación, aunque recientemente se enlazó el
área noroeste al Sistema Interconectado, resulta conveniente seguir propiciando
el intercambio de energía entre regiones.
Por su parte, en el segmento de distribución, actualmente 97 de cada cien
hogares cuenta con electricidad, lo que coloca al país en niveles muy cercanos
de cobertura a los indicadores que tienen los países desarrollados. Sin embargo,
más de 3 millones de habitantes aún no cuentan con el servicio eléctrico y la
mayor parte se ubica en comunidades marginadas y de difícil acceso.
Dentro de las empresas públicas, Luz y Fuerza del Centro presenta una
circunstancia particular. En materia financiera, sus pasivos laborales entre
pensionados y trabajadores activos son cercanos a los 80 mil millones de pesos, y
los recursos transferidos a Luz y Fuerza del Centro han sido crecientes en los últimos
años.
2 Felipe Calderón Hinojosa, Plan Nacional de Desarrollo 2007 – 2012, Presidencia de la República, México,
2007. Consultarse en http://pnd.presidencia.gob.mx/
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259

Las transferencias a dicho organismo programadas para el año 2007 ascienden
aproximadamente a 31 mil millones de pesos y se estima que, de continuar esta
tendencia, las transferencias para el año 2012, serán cercanas a los 57 mil millones
de pesos. Adicionalmente, las pérdidas de energía en Luz y Fuerza del Centro se
ubican en alrededor de 33 %, lo cual excede los estándares de la industria
eléctrica a nivel nacional e internacional. Esto significa que una tercera parte de
la energía disponible para venta, se pierde o no se cobra.
Para el sector eléctrico, se proponen las siguientes estrategias:
ESTRATEGIA 15.8 Fomentar niveles tarifarios que cubran costos relacionados
con una operación eficiente de las empresas. Para ello, se requerirá
mejorar la competitividad del servicio eléctrico con un enfoque integral
desde la planeación, la inversión, la generación, la transmisión, la
distribución y la atención al cliente.
ESTRATEGIA 15.9 Desarrollar la infraestructura requerida para la prestación
del servicio de energía eléctrica con un alto nivel de confiabilidad,
realizando inversiones que permitan atender los requerimientos de
demanda en los diversos segmentos e impulsando el desarrollo de
proyectos bajo las modalidades que no constituyen servicio público.
ESTRATEGIA 15.10 Fortalecer a las empresas del sector, adoptando
estándares y prácticas operativas de la industria a nivel internacional en la
industria, mejorando procesos con la utilización de sistemas de calidad y de
tecnología de punta, y promoviendo un uso más eficiente de su gasto
corriente y de inversión.
ESTRATEGIA 15.11 Ampliar la cobertura del servicio eléctrico en
comunidades remotas utilizando energías renovables en aquellos casos en
que no sea técnica o económicamente factible la conexión a la red.
ESTRATEGIA 15.12 Diversificar las fuentes primarias de generación.
12
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4.3 PROGRAMA NACIONAL DE INFRAESTRUCTURA 2007- 2012 3
3 Felipe Calderón Hinojosa, “Programa Nacional de Infraestructura 2007 – 2012”, Presidencia de la
República, México, 2007. Consultarse en http://www.infraestructura.gob.mx/
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4.4 Mercado Eléctrico Nacional 1996- 2006 4
4 El presente apartado es un extracto del documento de la Secretaría de Energía “Prospectiva del sector
eléctrico 2007 – 2016”, Secretaría de Energía, primera edición, México, 2007. Consultarse en
www.sener.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub
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4.5 Prospectiva del Sector Eléctrico Nacional 2007 - 2016 5
5 El presente apartado es un extracto del documento de la Secretaría de Energía “Prospectiva del sector
eléctrico 2007 – 2016”, Secretaría de Energía, primera edición, México, 2007. Consultarse en
www.sener.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub
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5. El sector eléctrico en México:
aspectos legales
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5.1 EVOLUCIÓN DEL MARCO JURÍDICO DEL SECTOR ELÉCTRICO EN
MÉXICO
La historia mexicana de normatividad de la generación y distribución de la
energía eléctrica, es suficientemente ilustrativa de los diferentes caminos que
puede explorar una Nación para satisfacer sus necesidades al respecto. La
evolución histórica del sector eléctrico en México está marcada por los siguientes
aspectos fundamentales 6 :
a) La promulgación en 1917 de la Constitución Política que estableció
el dominio directo de la Nación sobre sus recursos naturales;
b) La creación de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en 1937;
c) La nacionalización de la industria eléctrica en 1960, mediante la
cual se estableció que sólo la Nación está facultada para realizar
la prestación del servicio público de energía eléctrica, representa
una decisión primordial que se elevó a rango constitucional.
Los antecedentes históricos del sector eléctrico en México, se remontan a finales
del siglo XIX, cuando, en 1879 se instaló, en León, Guanajuato, la primera planta
generadora del país. En un principio el uso de la energía eléctrica se destinó
principalmente a la producción en la industria textil y minera.
Por su parte, la primera compañía en prestar su servicio público fue la Compañía
de Gas y Luz Eléctrica, de capital privado, que instaló las primeras lámparas
incandescentes en la Ciudad de México en 1881; y en 1889 entró en operación la
primera planta hidroeléctrica en Batopilas, Chihuahua.
En 1894 se promulgó un decreto en el que se sujetó a la Federación el control
sobre todos los recursos hidráulicos nacionales, confiriendo al Poder Ejecutivo la
autoridad adecuada para otorgar concesiones de irrigación y generación de
energía eléctrica con propósitos industriales. Además se le atribuyó la facultad al
Gobierno Federal de expropiar los predios que podrían ser ocupados por los
inversionistas para la instalación de plantas generadoras. De igual manera, se
concedió exenciones fiscales tanto a plantas hidroeléctricas, como a la
maquinaria importada, durante un lapso de cinco años. Mediante este decreto
se estableció por primera vez la fijación de tarifas eléctricas sujetas a la
aprobación del Gobierno Federal.
6 Instituto de Investigaciones Legislativas del Senado de la República “Reformas al Sector Eléctrico”
(Volumen 1), México, 2002.
39
287

En el régimen del presidente Porfirio Díaz se otorgó el carácter de servicio público
al sector eléctrico. Justamente en esa época se colocaron las primeras 40
lámparas de “arco” en la Plaza de la Constitución, el actual Zócalo del Distrito
Federal. Durante el gobierno de Porfirio Díaz se fomentó la expansión de la
industria eléctrica al otorgar concesiones a inversionistas alemanes, franceses,
británicos, estadounidenses y canadienses. En la primera década del siglo XX en
México funcionaban 177 plantas y empresas eléctricas privadas.
Para aquella época, México contaba con una capacidad de 31 MW, propiedad
de empresas privadas; para 1910, eran 50 MW, de los cuales el 80 por ciento lo
generaba la Mexican Light and Power Company. Esto se debió al desarrollo del
primer gran proyecto hidroeléctrico, la planta Necaxa, en Puebla, en los años
1900 a 1905.
Fue entonces cuando se comenzó el primer esfuerzo para ordenar la industria
eléctrica con la creación de la Comisión Nacional para el Fomento y Control de
la Industria de la Generación y Fuerza, conocida posteriormente como Comisión
Nacional de Fuerza Motriz.
A finales de la Revolución, algunos mexicanos pudieron adquirir algunos paquetes
de acciones de las principales empresas eléctricas, pero las concesiones más
redituables para la generación de energía eléctrica eran administradas por las
compañías extranjeras.
En la segunda década de ese siglo llegó a México el consorcio The American and
Foreign Power Company, que instaló tres sistemas interconectados en el norte del
territorio nacional. En el occidente del país se extendió otro consorcio de
empresarios extranjeros, conformando la Compañía Eléctrica de Chapala, con
sede en Guatemala.
En 1921 México se ubica como el segundo productor mundial de crudo, después
de Estados Unidos. El uso de la energía eléctrica aumentó considerablemente
durante esa década. Para ese entonces operaban 199 empresas mediante la
inversión de privados extranjeros. Debido a este incremento, en 1926 se expide el
Código Nacional Eléctrico.
El 30 de abril de 1926 se expide el Código Nacional Eléctrico por el Ejecutivo
Federal con base en facultades extraordinarias que le concedió el Congreso, y su
reglamento el 15 de agosto de 1928. En 1933, ante el panorama monopólico de
las tres grandes empresas, el 2 de diciembre, se decretó la creación de la
Comisión Federal de Electricidad que inició sus operaciones hasta 1937. En ese
momento, la población en México, era de 18.3 millones de habitantes. La CFE
contaba con una capacidad instalada en el país de 629 MW, lo que tan sólo
satisfacía al 38 por ciento de la población.
40
288

Para 1934, se publicaría en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 18 de
enero, las reformas a la fracción X del Artículo 73 Constitucional para establecer la
competencia del Congreso de la Unión para expedir leyes en materia de
electricidad, promovidas por el presidente Abelardo Rodríguez.
En diciembre de 1938, el presidente Lázaro Cárdenas promulgó la Ley de
Impuestos sobre Consumos de Energía Eléctrica. Esta ley disponía un cobro de 10
por ciento sobre el importe del consumo, que se destinaría a la creación de un
patrimonio para la CFE.
El 11 de febrero de 1939 se promulgó la Ley de la Industria Eléctrica, regulando la
generación, transformación, transmisión, distribución, exportación, importación,
compraventa, utilización y consumo de energía eléctrica. Esta Ley definió los
requisitos necesarios para el otorgamiento de concesiones a empresas eléctricas.
Estos requisitos eran: capacidad de suministro de 100 KW, duración de 50 años
con posibilidad de renovación, amortización de inversiones, control
gubernamental de las tarifas y el establecimiento de un fondo para la CFE 7 .
El 22 de enero de 1949, el presidente Miguel Alemán expidió un decreto en el que
se estableció a la CFE como un organismo público descentralizado, con
personalidad jurídica y patrimonio propios.
En 1960, la capacidad instalada para atender el servicio público en el país
ascendía a 2,308 MW, de lo cual, 54 por ciento era aportado por la CFE; 25 por
ciento lo aportaba la Mexican Light; 12 por ciento era proporcionado por la
American and Foreign; el resto de las compañías aportaba el 9 por ciento.
El marco constitucional vigente en materia de energía eléctrica, tiene su origen
en la iniciativa que el presidente Adolfo López Mateos presentó ante el Senado
de la República el 25 de octubre de 1960, que al ser aprobada adicionó el
párrafo sexto del Artículo 27 Constitucional, conforme al decreto publicado en el
DOF del 20 de diciembre del mismo año.
La breve exposición de motivos de la iniciativa presidencial, estableció lo
siguiente:
“Como lo anuncié en mi segundo informe que rendí ante la H.
Representación Nacional el 1º de septiembre pasado, de que la
Nación será la única propietaria de la energía eléctrica, fuente vital
para su futuro desarrollo, vengo ante esta H. Cámara a promover, por
el digno conducto de ustedes, la correspondiente adición al párrafo
sexto del Artículo 27 Constitucional.
7 Carmona Lara, María del Carmen, “Régimen Jurídico de la Energía en México”, en Cuadernos del
Instituto de Investigaciones Jurídicas, No. 16, México, UNAM, enero - abril 1991, pp. 78-81.
41
289

“Es propósito firme de mi gobierno cumplir plenamente los postulados
de la Revolución Mexicana, procurando que el desenvolvimiento y
progreso nacionales resulten armónicos en sus beneficios para todos
los habitantes de la República.
“Para ello se hace necesario aprovechar adecuadamente los
recursos naturales de que dispone la Nación y todos los elementos
básicos que requiere su integración económica. Las crecientes
demandas de energía eléctrica en la agricultura, en la industria, en las
comunicaciones y transportes, así como en las diversas actividades
económicas de la población urbana y rural nos imponen la tarea
indeclinable de atenderlas de acuerdo con el ritmo de su crecimiento.
“La prestación del servicio público de abastecimiento de energía
eléctrica, comprendiendo la generación, transformación y distribución
–expresé en mi informe– así como las demás operaciones o
actividades industriales o comerciales de que la misma puede ser
objeto requieren, como en el caso del petróleo y de los carburos de
hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, ser realizados directamente por
el Estado, a través de los órganos competentes, ya que México ha
sostenido tradicionalmente la tesis de que los recursos naturales y las
fuentes de energía básicas, han de estar al servicio de la colectividad
y de la elevación de los niveles de vida del pueblo mexicano”.
Sin embargo, la ratio legis de la nacionalización eléctrica es más amplia
en el III Informe del presidente López Mateos, donde se dice:
“En materia de electrificación, nuestra meta en el sexenio es obtener la
generación de 2,500,000 kilovatios más, a fin de no entorpecer el
desarrollo que se viene registrando. La capacidad de las plantas
puesta en operación en estos dos años es de 304,000 kilovatios, de los
cuales 156,000 kilovatios corresponden a las obras terminadas en este
año; las que se hallan en construcción, proporcionarán 1,900,000, el
resto: 400,000, provendrá de instalaciones bien determinadas y
estudiadas, que se iniciarán el próximo año.
“El país dispone en la actualidad de un potencial de 1,848,899
kilovatios.
“Adquisición de Recursos Eléctricos.
“He de informar a vuestra Soberanía de la política que se ha trazado el
Ejecutivo de mi cargo en una materia de esencial importancia para el
país, y cuyo alcance y significación van más allá de un ejercicio anual
o de un período presidencial, pues trasciende a la vida futura de
México, a su desarrollo y a las generaciones que nos sucedan. Está
encaminada a que, como en el caso del petróleo y de los carburos de
hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos, la prestación de los servicios
42
290

públicos de generación, transformación y abastecimiento de energía
eléctrica, sea realizada por instituciones gubernamentales, órganos de
la Nación, a través de los cuales esté siempre presente, como último
mandante de toda su gestión, el pueblo mexicano.
“Creo necesario, para explicar y fundamentar las medidas adoptadas
por el Gobierno en este campo, precisar la situación real en que se
encontraba la industria eléctrica mexicana, al tomar posesión de mi
cargo.
“Tres grandes entidades tenían prácticamente el control de la
industria. Por el sector público, la Comisión Federal de Electricidad y sus
filiales, con una capacidad instalada de 1,063,830 kilovatios; por el
sector privado, las empresas pertenecientes a la American and Foreing
Power Company y las de la Mexican Light, llamada Compañía
Mexicana de Luz y Fuerza Motriz, SA, con capacidad de 932,812
kilovatios en conjunto.
“El servicio público de energía eléctrica se prestaba así a partes
iguales por empresas estatales y por compañías privadas, teniendo
éstas a su cargo los más amplios sectores de distribución y operando
en grandes áreas como revendedoras de fluido eléctrico producido
por la Comisión Federal de Electricidad.
“En el año 1933 se tenía una capacidad estimada de generación
eléctrica, para servicios públicos, de 472,000 kilovatios. En los años
siguientes y hasta 1945, esta producción creció muy lentamente,
contribuyendo en pequeña escala a su aumento, la Comisión Federal
de Electricidad.
“De 1946 en adelante la capacidad instalada aumentó rápidamente,
con intervención cada vez mayor de la Comisión Federal de
Electricidad y sus empresas filiales. Así, en 1959, teníamos ya una
situación diferente a la original: 1,063,830 kilovatios generados por
empresas del sector público y 932,812 por plantas privadas.
“De los estudios realizados, se llega a la conclusión de que con el ritmo
de crecimiento que lleva actualmente México, la capacidad actual
de generación de energía eléctrica deberá duplicarse en el sexenio.
“Desde que inicié mi gobierno, tuve el convencimiento de que el
desarrollo del país estaba íntimamente vinculado con la creciente
electrificación del mismo, y que era conveniente realizar cuanto
esfuerzo e inversión se requirieran para incrementarla. Como además,
la energía eléctrica ha alcanzado mundialmente un rango superior al
de los combustibles en las necesidades primarias de las nuevas
economías, la administración pública no podía desentenderse de los
problemas que presentaba, máxime cuando en México hemos
sostenido tradicionalmente la tesis de que los recursos naturales y las
43
291

fuentes de energía básicos, han de estar al servicio del desarrollo y de
la elevación de los niveles de vida del pueblo mexicano.
“Mas nos encontramos, al asumir el poder, con que de acuerdo con el
régimen jurídico de las concesiones de servicio público para la
generación, transformación y abastecimiento de energía eléctrica,
existían dos factores, si no contradictorios en las normas dispositivas
mismas, sí con efectos diferentes a los previstos por el legislador en su
aplicación práctica. Por una parte, la Ley de la Industria Eléctrica,
como todo ordenamiento reglamentario de concesiones de servicios
públicos, contiene los usuales preceptos sobre duración de las
concesiones y el derecho de revisión del Estado sobre las mismas que
teóricamente conducen a que en un momento dado se extingan las
concesiones sin que esto signifique un gravamen para la Nación. Sin
embargo, en otro capítulo, la misma ley señala los plazos de duración
y las normas aplicables a tarifas, disponiendo que el período de
vigencia de una concesión empieza a contarse, no desde la fecha de
su otorgamiento, sino en una posterior, variable, puesto que depende
de diversos factores, entre otros, el período de duración de las obras y
el tiempo que requieran los estudios y procedimientos que habrá de
realizar la Comisión de Tarifas Eléctricas; además de que en el caso de
nuevas inversiones vuelven a computarse dichos plazos; esto hace que
las concesiones tengan una duración indefinida y nos lleve a concluir
que en los términos de las disposiciones legales vigentes y en la
práctica, las concesiones resultan serlo a perpetuidad.
“Efectivamente, ninguna de las concesiones otorgadas a las empresas
que adquirimos, tiene en estos momentos una vigencia menor de 45
años, a pesar de que muchas de ellas tuvieron su origen desde el siglo
pasado.
“De ahí que desde este año, y en vista de que el momento era
oportuno y se había llegado a él por caminos naturales, consideramos
conveniente emprender una acción decidida del Estado en la
prestación de los servicios públicos eléctricos. Así, se dio el primer paso
en abril próximo pasado, como se hizo del conocimiento público, al
adquirirse las compañías pertenecientes a la American and Foreing
Power Company, en una operación financiera muy favorable, que
significó para la Nación adquirir 369,000 kilovatios más, que, sumados a
la energía eléctrica ya instalada por el sector público, redujo la
proporción del servicio prestado por las plantas privadas, a sólo un 28.7
por ciento del total de la capacidad instalada para ese efecto.
“A continuación y a fin de integrar definitivamente el sistema nacional
de la generación, distribución y abastecimiento de energía eléctrica, y
de que el pueblo mexicano sea el único dueño de la que se produce,
hemos adquirido la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y sus
filiales con una capacidad instalada de 585,000 kilovatios.
44
292

“Como culminación de este proceso de reivindicación, inspirado en el
más puro patriotismo, promoveré la adición del Artículo 27
Constitucional para que, como en el caso de los combustibles
señalados en el párrafo sexto de ese precepto, no se otorguen
concesiones a particulares para la prestación del servicio público de
energía eléctrica.
“No puedo ocultar a vuestra Soberanía la emoción de mexicano y de
gobernante al anunciar que con la compra de las empresas eléctricas
y la reforma constitucional que propondré, la Nación será la única
propietaria de una fuente de energía vital para su futuro desarrollo y
abrigo la convicción profunda de que quienes actualmente laboran
en la industria eléctrica, se percaten de su nueva situación, de
trabajadores al servicio del pueblo mexicano; empeñando sus
esfuerzos con renovado patriotismo en una gran tarea de solidaridad
nacional” 8 .
De esta iniciativa del presidente López Mateos, la cual constitucionalizó la
nacionalización del sector, se deducen tres aspectos esenciales:
1. Que la Nación es propietaria de la energía;
2. Que la prestación del servicio será realizada directamente por el
Estado; y
3. Que se equiparan los regímenes de exclusividad estatal, tanto para
la electricidad, como para el petróleo y los hidrocarburos.
Con este acto, el gobierno adquirió el 90 por ciento de la Mexican Light Company
y la American and Foreign Company.
En 1963, la industria eléctrica nacionalizada quedó constituida por la Compañía
de Luz y Fuerza del Centro y sus subsidiarias, la CFE con sus 19 afiliadas y las
Empresas Eléctricas Nafinsa, que era un apoderado de las compañías que
pertenecieron a la American Foreign Company. Para 1967, Empresas Eléctricas
Nafinsa se incorporó a la CFE, al igual que otras 18 empresas pequeñas.
La evolución del sector eléctrico posterior a la nacionalización, fue un proceso
que implicó la disolución y liquidación de las empresas filiales para crear la
Comisión Federal de Electricidad unificada que existe actualmente, así como la
unificación de la frecuencia eléctrica a 60 ciclos por segundo en todos los
sistemas destinados al servicio público.
8 “Los Presidentes de México ante la Nación”. Informes, Manifiestos y Documentos de 1821 a 1966.
Tomo IV, Informes y Respuestas desde el 30 de noviembre de 1934 al 1 de septiembre de 1966.
Cámara de Diputados XLVI Legislatura. México, 1966, pp. 726-727.
45
293

El 22 de diciembre de 1975 se emitió la actual Ley del Servicio Público de Energía
Eléctrica, abrogando la Ley de la Industria Eléctrica del 31 de diciembre de 1938,
en la cual se señaló que corresponde exclusivamente a la Nación la generación,
transformación, distribución y abastecimiento de la energía eléctrica para su
prestación como servicio público. El Reglamento de esta Ley, se publicaría en el
DOF del 31 de mayo de 1993.
A la fecha, este ordenamiento ha sido reformado en seis ocasiones (1975, 1983,
1986, 1989, 1992, 1993). En particular, las reformas de 1983 fueron para establecer
la posibilidad de que, previo permiso otorgado por la autoridad, la utilización de
la potencialidad energética generada por la industria mediante lo que se
denomina cogeneración. La razón esgrimida para impulsar esa reforma fue: “
…aprovechar al máximo la energía total disponible, así como la utilización
eficiente de la energía secundaria para la producción de energía eléctrica como
subproducto”.
Igualmente se estableció la posibilidad del autoabastecimiento de energía
eléctrica, previo permiso, destinada a la satisfacción de necesidades propias de
personas físicas o morales individualmente consideradas, en los casos en que
fuera imposible o inconveniente el suministro, o cuando existiera algún
impedimento o razones económicas para la prestación de un suministro normal
del servicio por parte de la CFE. En ambos casos se debía poner a disposición de
dicho organismo, los excedentes que resultaren.
Con el objeto de incluir en la Ley las figuras de producción independiente y la
pequeña producción, nuevamente fue reformada en 1992, argumentándose que
era necesario abrir la posibilidad de que los particulares concurriesen al proceso
productivo, generando energía eléctrica para destinarla exclusivamente a la
venta, por la totalidad de su producción, a la CFE para el cumplimiento de su
objeto; o bien, para permitir el abastecimiento de pequeñas comunidades rurales
o áreas aisladas que carecieran del servicio.
Las reformas de 1992 igualmente contemplaron el esquema de exportación de
electricidad, derivada de cogeneración, producción independiente y pequeña
producción, previa anuencia de la Secretaría correspondiente; a fin de que la
energía no aprovechable generase divisas.
En la actualidad, del 100 por ciento de la generación eléctrica, el 90 por ciento
corresponde a la CFE, el uno por ciento a Luz y Fuerza del Centro, 5 por ciento a
Pemex y 4 por ciento al sector privado. En cuanto a transmisión, la CFE controla el
95 por ciento y Luz y Fuerza del Centro el 5 por ciento; en distribución la CFE
controla el 90 por ciento y Luz y Fuerza del Centro el 10 por ciento restante.
46
294

5.2 CRONOLOGÍA DE LA EVOLUCIÓN JURÍDICA DEL SECTOR ELÉCTRICO
• Decreto que crea el Código Nacional Eléctrico (10-05-26), Vigencia
(1926 - 1938).
• Decreto que reforma el Artículo 73 fracción X de la Constitución
para otorgarle facultades al Congreso de la Unión en materia de
electricidad (18-01-1934).
• Decreto que autoriza al Ejecutivo Federal para constituir la Comisión
Federal de Electricidad (20-01-34).
• Acuerdo que ordena la inmediata organización de la Comisión
Federal de Electricidad (02-03-37).
• Decreto por el cual se reforma el que autoriza al Ejecutivo Federal,
para constituir la Comisión Federal de Electricidad (04-05-37).
• Ley que crea la Comisión Federal de Electricidad (24-08-37).
• Ley de la Industria Eléctrica (11-02-39).
• Decreto por el cual se adiciona la Ley que creó la Comisión Federal
de Electricidad (14-04-41).
• Decreto que establece las bases para el funcionamiento de la
Comisión Federal de Electricidad (14-01-49).
• Rectificación del Decreto que establece las bases para el
funcionamiento de la Comisión Federal de Electricidad (10-02-49).
• Decreto mediante el cual se nacionaliza la Industria Eléctrica, a
través de la reforma del Artículo 27 Constitucional, en el que reserva
como actividad exclusiva de la Nación la generación,
transformación, distribución y abastecimiento de la energía
eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público.
Establece también que no se otorgarán concesiones a los
particulares y que la Nación aprovechará los bienes y recursos
naturales que se requieran para dichos fines (29-12-60).
• Se declara de utilidad pública la unificación de frecuencia eléctrica
de todos los sistemas destinados al servicio público (Julio de 1971).
• Se crea el Instituto de Investigaciones Eléctricas, encargado de
elevar el nivel científico y tecnológico del sector eléctrico, a fin de
mejorar el servicio y procurar un desarrollo tecnológico en equipos y
servicios del sistema eléctrico nacional (Diciembre de 1974).
• Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (22-12-75).
• Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en
materia de autoabastecimiento (31-05-91).
47
295

• Reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, la cual
establece la posibilidad para los particulares de participar en la
generación de electricidad en las modalidades de cogeneración,
autoabastecimiento, pequeña producción, producción
independiente, exportación e importación (23-12-92).
• Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica,
donde se especifican los mecanismos de incorporación de la
energía eléctrica generada por los particulares al Sistema Eléctrico
Nacional (31-05-93).
• Ley de la Comisión Reguladora de Energía (31-10-95).
• Se crea la Unidad de Promoción de Inversiones responsable de
promover, fomentar y difundir las oportunidades de inversión dentro
del sector de la energía, en específico en los subsectores gas natural
y electricidad (Mayo de 1996).
• Se publica la resolución sobre la aprobación del modelo de
“Contrato de Adhesión para Interconexión”, el cual establece la
relación contractual entre la CFE y los permisionarios de generación
de energía eléctrica mayor a 10 MW (cogeneración y
autoabastecimiento), cuando estos últimos requieran utilizar la
infraestructura de transmisión y distribución de la Comisión (8-10-96).
• Se publica el Acuerdo que Autoriza la Reestructuración, Ajuste y
Modificaciones de la Tarifas para Suministro y Venta de Energía
Eléctrica (15-11-96).
• Publicación de los Modelos de: Convenio de Compraventa de
Excedentes de Energía Eléctrica (energía económica); Convenio de
Servicios de Transmisión, con aplicación de Cargo Mínimo o Cargo
Normal y sus opciones de ajuste; Convenio de Energía de Respaldo
(07-01-97).
• Se publica el Decreto que reforma el Reglamento de la Ley del
Servicio Público de Energía Eléctrica (25-07-97) 9 .
5.3 MARCO JURÍDICO VIGENTE
A continuación se relacionan los ordenamientos que regulan en la actualidad el
sector de la electricidad en México:
9 H. Cámara de Diputados, “El Sector Eléctrico en México y otros países del mundo (cambio de régimen
legal)”. Sistema Integral de Información y Documentación, México 1999, pp. 5-7.
48
296

LEGISLACIÓN
I. MARCO CONSTITUCIONAL
CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS
UNIDOS MEXICANOS
II. LEGISLACIÓN SUSTANTIVA DEL SECTOR
FECHA DE PUBLICACIÓN EN EL
DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACIÓN
5 de febrero de 1917 Reformada en
Materia Eléctrica en 1934 (Art. 73-X)
y en 1960 (Art. 27)
LEY DEL SERVICIO PÚBLICO DE ENERGÍA
ELÉCTRICA
22 de diciembre de 1975
LEY DE LA COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA 31 de octubre de 1995
LEY REGLAMENTARIA DEL ARTÍCULO 27
CONSTITUCIONAL EN MATERIA NUCLEAR
4 de febrero de 1985
III. LEGISLACIÓN ADMINISTRATIVA DEL SECTOR
LEY ORGÁNICA DE LA ADMINISTRACIÓN
PÚBLICA FEDERAL
29 de diciembre de 1976
LEY FEDERAL DE LAS ENTIDADES PARAESTATALES 14 de mayo de 1986
LEY DE PLANEACIÓN 5 de enero de 1983
LEY FEDERAL DE RESPONSABILIDADES
ADMINISTRATIVAS DE LOS SERVIDORES PÚBLICOS
31 de diciembre de 1982
LEY FEDERAL DE TRANSPARENCIA Y ACCESO A
LA INFORMACIÓN PÚBLICA GUBERNAMENTAL
11 de junio de 2002
LEY FEDERAL DE PROCEDIMIENTO
ADMINISTRATIVO
4 de agosto de 1994
IV. LEGISLACIÓN ECONÓMICA DEL SECTOR
LEY DE INGRESOS PARA EL EJERCICIO FISCAL DE
2003
30 de diciembre de 2002
LEY DE INVERSIÓN EXTRANJERA 27 de diciembre de 1993
LEY GENERAL DE DEUDA PÚBLICA 31 de diciembre de 1976
LEY DE PRESUPUESTO, CONTABILIDAD Y GASTO
PÚBLICO FEDERAL
31 de diciembre de 1976
PRESUPUESTO DE EGRESOS PARA EL EJERCICIO
FISCAL DE 2003
30 de diciembre de 2002
LEY GENERAL DE BIENES NACIONALES 8 de enero de 1982
LEY FEDERAL PARA LA ADMINISTRACIÓN Y
ENAJENACIÓN DE BIENES DEL SECTOR PÚBLICO
19 de diciembre de 2002
LEY DE ADQUISICIONES, ARRENDAMIENTOS Y
SERVICIOS DEL SECTOR PÚBLICO
4 de enero de 2000
LEY DE OBRAS PÚBLICAS Y SERVICIOS
RELACIONADOS CON LAS MISMAS
4 de enero de 2000
LEGISLACIÓN
V. LEGISLACIÓN DE APOYO SOCIAL
FECHA DE PUBLICACIÓN EN EL
DIARIO OFICIAL DE LA FEDERACIÓN
LEY DE ENERGÍA PARA EL CAMPO 30 de diciembre de 2002
49
297

VI. REGLAMENTOS
REGLAMENTO DE LA LEY DEL SERVICIO PÚBLICO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA
REGLAMENTO DE LA LEY DEL SERVICIO PÚBLICO
DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN MATERIA DE
APORTACIONES
REGLAMENTO INTERIOR DE LA SECRETARÍA DE
ENERGÍA
REGLAMENTO INTERIOR DE LA COMISIÓN
NACIONAL PARA EL AHORRO DE ENERGÍA
REGLAMENTO DE LA LEY FEDERAL DE LAS
ENTIDADES PARAESTATALES
REGLAMENTO DE LA LEY DE PRESUPUESTO,
CONTABILIDAD Y GASTO PÚBLICO FEDERAL
REGLAMENTO DE LA LEY FEDERAL DE
TRANSPARENCIA Y ACCESO A LA INFORMACIÓN
PÚBLICA GUBERNAMENTAL
VII. DECRETOS
DECRETO POR EL QUE SE CREA LA COMISIÓN
REGULADORA DE ENERGÍA
DECRETO POR EL QUE SE CREA LA COMISIÓN
NACIONAL PARA EL AHORRO DE ENERGÍA,
COMO ÓRGANO DESCONCENTRADO DE LA
SECRETARÍA DE ENERGÍA
VIII. COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD
ESTATUTO ORGÁNICO DE LA COMISIÓN
FEDERAL DE ELECTRICIDAD
31 de mayo de 1993
10 de noviembre de 1998
2 de junio de 1995
8 de enero de 1990
26 de enero de 1990
18 de noviembre de 1981
11 de junio de 2003
4 de octubre de 1993
20 de septiembre de 1999
31 de agosto de 2000
IX. LUZ Y FUERZA DEL CENTRO
ESTATUTO ORGÁNICO DE LUZ Y FUERZA DEL
21 de marzo de 2000
CENTRO
50
298

5.4 POLÍTICA ENERGÉTICA EN EL MARCO DEL TLCAN
El compromiso internacional contraído por nuestro país ante Estados Unidos de
Norteamérica y Canadá en cuanto a materia energética se encuentra reflejado
en el capítulo VI del Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN).
En este sentido, el Acuerdo encuentra sus principales límites en los principios que
contiene en su Artículo 601, en donde se establece el pleno respeto a las
Constituciones de cada país, manifestando, sin embargo, la importancia que las
partes reconocen al hecho de “contar con sectores energéticos (...) viables y
competitivos a nivel internacional para promover sus respectivos intereses
nacionales”.
Aún cuando el Tratado señala disposiciones expresas aplicables a la materia en
particular, como medidas a observar en la exportación de energía, México se
manifiesta claramente al respecto por medio de una reserva expresa plasmada
en el anexo 602.3 contenido en el mismo ordenamiento, en donde el Estado
mexicano se guarda para sí mismo la inversión y prestación de servicios en
diversas actividades estratégicas, entre las cuales se encuentran aspectos del
sector eléctrico, lo cual guarda un claro lineamiento constitucional.
A este respecto, y en congruencia con el ordenamiento mexicano aplicable,
existen tres actividades cuya realización se encuentra permitida a los particulares
en el territorio nacional: el autoabastecimiento, la cogeneración y la producción
independiente de energía eléctrica. El respaldo legal de dichos supuestos se
encuentra en el Artículo 36 de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, y se
señala igualmente en la reserva expuesta en el TLCAN por México.
Por estas razones, se considera que el TLCAN, por lo menos en materia de
generación, conducción, transformación, distribución y venta de energía
eléctrica, no impone ninguna obligación internacional sustancial a nuestro país.
Disposiciones del Tratado de Libre Comercio de América del Norte
• Capítulo VI: Energía y Petroquímica Básica
Artículo 601. Principios
1. Las Partes confirman su pleno respeto a sus Constituciones.
2. Las Partes reconocen que es deseable fortalecer el importante
papel que el comercio de los bienes energéticos y petroquímicos
básicos desempeña en la zona de libre comercio, y acrecentarlo a
través de su liberalización gradual y sostenida.
3. Las Partes reconocen la importancia de contar con sectores
energéticos y petroquímicos viables y competitivos a nivel
internacional para promover sus respectivos intereses nacionales.
51
299

Artículo 602. Alcance y cobertura
Son materia de este capítulo las medidas relacionadas con los bienes energéticos
y petroquímicos básicos que se originan en territorio de las Partes, y las medidas
relacionadas con la inversión y con el comercio transfronterizo de servicios
vinculados a dichos bienes, tal como se establece en este capítulo.
Artículo 603. Restricciones a la importación y a la exportación
1. Sin perjuicio de los demás derechos y obligaciones de este Tratado,
las Partes incorporan al mismo las disposiciones del Acuerdo General
sobre Aranceles Aduaneros y Comercio (GATT), relativas a las
prohibiciones o restricciones al comercio de bienes energéticos y
petroquímicos básicos. Las Partes convienen en que esta fórmula no
implica sus respectivos protocolos de aplicación provisional del
GATT.
2. Las Partes están de acuerdo en que las disposiciones del GATT
incorporadas a este Tratado conforme al párrafo 1 prohíben, en
toda circunstancia en que lo esté cualquier otra forma de restricción
cuantitativa, los requisitos de precios mínimos o máximos de
exportación y, salvo lo permitido para la aplicación de órdenes y
compromisos en materia de cuotas compensatorias y antidumping,
los requisitos de precios mínimos o máximos de importación.
3. Cuando una de las Partes adopte o mantenga alguna restricción a
la importación o a la exportación de un bien energético o
petroquímico básico desde o hacia un país que no sea Parte, nada
de lo dispuesto en este Tratado se interpretará como impedimento
para que la Parte:
a) limite o prohíba la importación, desde territorio de cualquiera de
las Partes, de dicho bien energético o petroquímico básico
proveniente de un país que no sea Parte; o
b) exija, como condición para exportar tal bien energético o
petroquímico básico de la Parte a territorio de cualquier otra
Parte, que el bien sea consumido en territorio de esa otra Parte.
4. En el caso de que una de las Partes adopte o mantenga alguna
restricción a las importaciones de un bien energético o
petroquímico básico desde países que no sean Parte, a la solicitud
de cualquiera de ellas, las Partes realizarán consultas con miras a
evitar una interferencia o distorsión indebida en los mecanismos de
precios, comercialización y distribución de otra de las Partes.
5. Las Partes podrán administrar un sistema de permisos de
importación y exportación para bienes energéticos y petroquímicos
básicos, siempre que la operación de dicho sistema sea congruente
con las disposiciones de este Tratado, incluyendo el párrafo 1 y el
Artículo 1502, "Monopolios y empresas del Estado".
52
300

6. Este Artículo se sujeta a las reservas establecidas en el anexo 603.6.
Artículo 604. Impuestos a la exportación
Ninguna de las Partes puede adoptar o mantener gravamen, impuesto o cargo
alguno sobre la exportación de ningún bien energético o petroquímico básico a
territorio de otra Parte, a menos que dicho gravamen, impuesto o cargo se
adopte o mantenga sobre:
a) La exportación de dicho bien a territorio de todas las otras Partes; y
b) Dicho bien, cuando esté destinado al consumo interno.
Artículo 605. Otras medidas sobre la exportación
Salvo lo dispuesto en el Anexo 605, una Parte podrá adoptar o mantener
restricciones que estarían justificadas conforme a los Artículos XI:2(a) o XX(g), (i) o
(j) del GATT respecto a la exportación de bienes energéticos o petroquímicos
básicos a territorio de otra Parte, sólo sí:
1. La restricción no reduce la proporción entre la totalidad de las
exportaciones del bien energético o petroquímico básico específico
a disposición de esa otra Parte y la oferta total de dicho bien en la
Parte que mantiene la restricción, comparada con la proporción
prevaleciente en los 36 meses más recientes anteriores a la
adopción de la medida, para los cuales existan datos disponibles, o
en otro periodo representativo que las Partes acuerdan;
2. La Parte no impone un precio mayor para las exportaciones de un
bien energético o petroquímico básico destinado a la otra Parte,
que el aplicado para dicho bien cuando se destine al consumo
interno, a través de ninguna medida tal como permisos, derechos,
impuestos o requisitos de precios mínimos. La disposición anterior no
se refiere a un precio mayor que pueda ser resultado de una
medida tomada con base en el inciso (a), que sólo restrinja el
volumen de las exportaciones; y
3. La restricción no requiere la distorsión de los canales normales de
suministro a esa otra Parte, ni de las proporciones normales entre
bienes energéticos o petroquímicos básicos específicos
suministrados a esa otra Parte, como por ejemplo, entre petróleo
crudo y productos refinados, o entre diferentes tipos de petróleo
crudo y de productos refinados.
Artículo 606. Medidas reguladoras en materia de energía
Las partes reconocen que las medidas reguladoras en materia de energía están
sujetas a las disciplinas de:
Trato nacional, según lo dispuesto en el Artículo 301;
53
301

Restricciones a la importación o a la exportación, según lo dispuesto
en el Artículo 603; y
Impuestos a la exportación, según lo dispuesto en el Artículo 604.
Cada una de las Partes procurará asegurarse de que, al aplicar cualquier medida
reguladora en materia de energía, los organismos reguladores correspondientes
en su territorio, eviten, en la medida de lo posible, la ruptura de relaciones
contractuales, y proveerá lo necesario para que sea puesta en práctica de
manera ordenada, adecuada y equitativa.
Anexo 602.3. Reservas y disposiciones especiales
Reservas
El Estado mexicano se reserva para sí mismo incluyendo la inversión y la prestación
de servicios las siguientes actividades estratégicas:
1. Exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural;
refinación o procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y
producción de gas artificial, petroquímicos básicos y sus insumos y
ductos;
2. Comercio exterior; transporte, almacenamiento y distribución, hasta
e incluyendo la venta de primera mano de los siguientes bienes:
a) petróleo crudo;
b) gas natural y artificial;
c) bienes cubiertos por este capítulo obtenidos de la refinación o del
procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y
d) petroquímicos básicos;
e) la prestación del servicio público de energía eléctrica en México,
incluyendo la generación, conducción, transformación; distribución
y venta de electricidad, salvo lo dispuesto en el párrafo 5; y
f) la exploración, explotación y procesamiento de minerales
radiactivos, el ciclo de combustible nuclear, la generación de
energía nuclear, el transporte y almacenamiento de desechos
nucleares, el uso y reprocesamiento de combustible nuclear y la
regulación de sus aplicaciones para otros propósitos, así como la
producción de agua pesada;
g) En caso de contradicción entre este párrafo y cualquier otra
disposición de este Tratado, prevalecerá el primero en la medida de
la incompatibilidad.
54
302

6. Experiencias internacionales
en materia eléctrica
55
303

56
304

6.1 REFORMAS AL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES
LATINOAMERICANOS
a) Argentina
El estudio del Instituto de Investigaciones Legislativas del Senado de la República
(IILSEN) 10 , establece que antes de la privatización del sector eléctrico argentino, el
servicio de electricidad estaba a cargo del Estado mediante cuatro empresas
nacionales que controlaban el 84% de la capacidad de generación y poseían el
100% de la red de transmisión de alta tensión. Además, alrededor de 600
empresas distribuían la electricidad a los consumidores finales, de las cuales dos
eran de carácter nacional que tenían a su cargo el 55% del suministro; 21 eran
provinciales y proporcionaban el 34% del servicio y el 11% restante correspondía a
empresas municipales de distribución.
Otro estudio del Ex - Senador Alejandro Gutiérrez del PRI 11 , indica que el sector
eléctrico argentino se caracterizaba por una incapacidad crónica de generación
(disponibilidad promedio de generadores térmicos menor a 50 %) y por un sistema
de distribución con altas pérdidas comerciales causadas por robo de energía,
malos medidores y bajas tasas de cobranza (similar al caso de LyFC). Las
entidades responsables de la prestación del servicio eléctrico estaban integradas
verticalmente, operaban deficitariamente, y las tarifas tenían como objetivo la
contención de la inflación. La población en general estaba inconforme con la
calidad del servicio (apagones programados de hasta 3 horas al día).
Por otro lado, y según el citado estudio del IILSEN, las empresas enfrentaban
grandes dificultades, había necesidad de actualizar las tarifas, faltaba
mantenimiento a los sistemas y, por tanto, la mala calidad del servicio se traducía
en cortes constantes. La deficiente administración de las empresas no les permitía
atender una demanda superior al 7 % anual. Adicionalmente, otros problemas
tenían que ver con desvío de fondos de parte del gobierno para cubrir el
presupuesto nacional; a que las tarifas no respondían a ningún criterio
económico, sino a necesidades políticas; a los obsoletos medios de producción;
al uso básico de los recursos naturales (generación hidroeléctrica); y, sobre todo,
al contexto socioeconómico del país que llevó a la disminución brusca del ritmo
de crecimiento real, inmovilización de activos y, por tanto, al ahogo financiero de
las empresas del sector.
La reforma privatizadora de Argentina, realizada entre 1992 y 1993, tomó como
base el modelo de Chile y Gran Bretaña, con las siguientes metas:
10
INSTITUTO DE INVESTIGACIONES LEGISLATIVAS DEL SENADO DE LA REPUBLICA (IILSEN).
“Reformas al Sector Eléctrico en Diversos Países” (volumen 2) Marzo de 2002.
11
GUTIÉRREZ GUTIÉRREZ, Alejandro. Senador de la República (PRI). “La Reforma a la Industria Eléctrica
en México y el Mundo”, Octubre 2003.
57
305

• Mejorar la calidad del servicio;
• Habilitar al sector para llevar a cabo inversiones para su modernización y
expansión (la expansión siendo la prioridad del sector argentino en ese
entonces);
• Promover la competencia con reglas de mercado en la generación y
comercialización de energía eléctrica;
• Disminuir las pérdidas en distribución; y
• Lograr un reflejo correcto del costo del suministro en las tarifas y lograr la
disminución paulatina de estas últimas 12 .
Antes de instrumentar la reforma se ajustaron las tarifas para reflejar el costo real
del suministro del servicio. Las empresas federales fueron segmentadas vertical y
horizontalmente, y los activos de las mismas se privatizaron entre 1992 y 1994. Así,
reforma se centró, principalmente, en dos cuestiones:
1. La fragmentación del proceso de producción, dividiéndolo en
generación (producción de energía), transporte (vinculación de la
producción con el consumo) y distribución (abastecimiento a los
usuarios); y
2. La atomización de empresas definiendo unidades de negocio mínimas 13 .
La privatización se llevó a cabo bajo la dirección técnica y financiera de
organismos internacionales como el FMI, el BID y el Banco Mundial, ya que los
argumentos del gobierno eran salir del grave déficit fiscal, lograr estabilidad
económica, fomentar la eficiencia y evitar la corrupción y burocracia, para
comenzar a financiar nueva tecnología para encarar obras de modernización en
el sector eléctrico.
12 GUTIÉRREZ GUTIÉRREZ, Alejandro. Doc. Cit.
13 IILSEN. Idem.
58
306

Según el estudio del IILSEN, en Argentina se estableció un mercado eléctrico de
mayoreo tipo ‘spot’ con precios nodales que reflejan las pérdidas marginales de
transmisión y las rentas por congestión en el sistema, y se creó un órgano
regulador independiente denominado “Ente Nacional Regulador de la
Electricidad (ENRE”). Asimismo se abrió el acceso a la red de transmisión, se
crearon contratos bilaterales de largo plazo y se permitió la participación de los
grandes consumidores en el mercado eléctrico.
En cuanto al marco jurídico, la Constitución Nacional fue reformada en 1994 para
establecer la participación de los usuarios en los organismos de control de los
servicios públicos que son prestados por empresas privadas. Desde su
promulgación, ha producido permanentes experiencias innovadoras en la
materia y su instrumentación se encuentra aún en estado embrionario 14 . En
cuanto a la Ley Federal del Sector Eléctrico promulgada en 1992, misma que fijó
las reglas del juego para otorgar elementos fundamentales que permitieran atraer
capitales privados al sector, tiene objetivos tales como proteger los derechos de
los usuarios; promover la competitividad de los mercados y alentar inversiones
privadas para el suministro a largo plazo; promover la operación confiable y el
libre acceso a los servicios; y regular las actividades de transporte y la distribución
asegurando tarifas razonables.
Cabe destacar que la Ley caracteriza como ‘servicios públicos’ al transporte y a
la distribución de energía eléctrica y consideró como una actividad de interés
general a la generación de la misma, estableciendo en esta etapa la
participación de empresas competidoras con el objeto de que funcionara un
dinámico mercado eléctrico. La transmisión y la distribución, que constituyen
monopolios naturales, están reglamentadas y requieren el otorgamiento de una
concesión.
La generación sólo requiere concesión si se trata de plantas hidroeléctricas; en el
caso de plantas termoeléctricas solamente se necesita una autorización para
conectarse a la red, siempre que cumpla con la reglamentación de seguridad y
de protección del medio ambiente. En Argentina también tiene rango
constitucional el derecho a la participación de los usuarios en los organismos de
control de los servicios públicos privatizados.
En opinión del IILSEN, la Ley pasó a regir a la industria eléctrica bajo una
organización institucional y un régimen de propiedad no público. Y en lo
institucional, se permitió realizar la máxima participación de las empresas para
facilitar la competencia y promover la eficiencia en el sector. Una vez culminado
el proceso de privatización, el mismo Instituto señala que la base del
funcionamiento del sector fue la conformación de mercados de energía
eléctrica, un sistema de establecimiento de precios y un administrador de dicho
mercado.
14 IILSEN. Idem.
59
307

De tal forma, se integraron dos mercados eléctricos mayoristas asociados a dos
sistemas interconectados, que permanecen aislados uno del otro: El Sistema
Argentino de Interconexión (SADI), que cubre a casi todo el país, con excepción
de la Región Patagónica y que conforma el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); y
el Mercado Eléctrico Mayorista Sistema Patagónico (MEMSP) que abastece a la
Región Patagónica, salvo el extremo sur del país. Ambos mercados operan bajo
similares reglas de funcionamiento, pero los precios difieren dependiendo de las
condiciones particulares de oferta y demanda de cada mercado.
Como consecuencias de la privatización en Argentina, el IILSEN señala que
solamente al inicio de la privatización se dieron algunos avances favorables en el
sector eléctrico, como el aumento en la capacidad de generación total
instalada, el número de generadores instalados, la capacidad de producción en
el mercado, la baja de los precios en las tarifas, la competencia que comienza y
el aumento de las inversiones privadas. Sin embargo, después de casi diez años
de la privatización, se ha observado que, por el contrario, el sector eléctrico se
encuentra sumido en una grave crisis.
La feroz competencia implantada, dejó de lado el dinamismo inversor, ya que la
reforma sólo se concentró en la generación y distribución, sin alcanzar al
transporte eléctrico. Entre 1992 y 1999, la demanda de electricidad creció 50 %,
mientras que el transporte sólo amplió sus redes en 15 %. Esta situación está
vinculada con el diseño privatizador, ya que la responsabilidad de las obras de
ampliación sólo se dejó en manos de las distribuidoras y de los grandes usuarios.
La introducción de competencia en la prestación del servicio público también
llevó al abaratamiento de los costos del servicio y, por tanto a una baja calidad
en su prestación y peores condiciones de seguridad para los trabajadores y la
población de Argentina. Los problemas también se reflejan en la generación
eléctrica. El crecimiento del consumo eléctrico (3 % anual) exige que cada año
se incorporen al sistema 1,200 MW de generación, lo que demanda una inversión
de alrededor de 1,500 millones de dólares. Nuevos proyectos de transporte
requieren entre uno y dos años para su construcción, y las generadoras se
levantan entre tres o cuatro años.
El servicio se ha visto deteriorado, acorde a lo expuesto en el estudio del IILSEN,
porque la introducción de la competencia ha llevado a las empresas a una
carrera inusitada por la reducción de costos y la ambición de ampliar la
rentabilidad. Ejemplo de ello es el apagón de 11 días en febrero de 1999 en
Buenos Aires.
Los objetivos de la privatización han privilegiado la participación de capitales
extranjeros y grandes grupos económicos, garantizándoles su participación, lo
cual ha ido en perjuicio de los trabajadores, a quienes la privatización afectó con
despidos masivos y sustitución de personal (hasta en un 45 %); con un incremento
de accidentes y carga de trabajo, por la incorporación de nueva tecnología
para la producción; con la eliminación del pago de las horas extras y la
60
308

educción del tiempo libre del trabajador: y con la desaparición de sindicatos y
líderes sindicales.
Debido a los constantes apagones que se produjeron en los primeros años
después de la privatización, se paralizaron las inversiones privadas, porque no se
pudo asegurar un suministro eléctrico adecuado, ya que no se supo seleccionar
la nueva infraestructura necesaria para el sector privatizado, debido a las
inexperiencias de las empresas para poder dominar en el mercado.
Por otra parte, el estudio del Senador Alejandro Gutiérrez, del PRI 15 , considera que
la reforma al sector eléctrico argentino ha generado efectos positivos al sistema,
ya que:
• Se eliminaron los apagones programados, de manera que la calidad del
servicio ha mejorado considerablemente.
• La capacidad instalada pasó de alrededor de 13 GW en 1992 a cerca de
19 GW para 1998 y se espera que entren en operación 7.4 GW adicionales
antes de 2004.
• Para 1999 el sector consistía de 40 generadores operando en condiciones
reales de competencia.
• La disponibilidad de los generadores térmicos supera el 75 %.
• Los precios han disminuido desde la introducción de la reforma pasando
de $49/MWH a $24/MWH entre 1992 y 1998.
• La capacidad instalada creció 68 %, de 13,267 MW en 1992 a 22,344 MW
en 2001. La renovación de las plantas de generación térmica y la parte
suplementaria de las plantas de generación hidráulica se dieron bajo
riesgo privado hasta por un total de 7,822 MW, lo que excede todo el
poder térmico instalado al momento de la privatización (1992). El equipo
de generación térmica, el cual tenía en promedio más de 30 años de
antigüedad, sólo promedia dos o tres años de uso.
• La red de transmisión de medio y alto voltaje creció por 4,000 Kms. (en las
líneas de 132KV y 500KV) y la inversión hecha importó la cantidad de USD
$975 millones.
• La red de distribución creció más del 40 %, manteniéndose por arriba del
crecimiento de la demanda. Sólo en el área de la Gran Buenos Aires, el
número de usuarios creció en más de 500 mil personas y las compañías
servidoras de esos usuarios invirtieron USD $2,215 millones entre 1992 y 2001.
Esa inversión, dada la concentración urbana del servicio, representó 65 %
de las inversiones agregadas hechas en este sector, que alcanzaron 3,388
millones de dólares.
En cuanto a la reducción de los costos de energía al mayoreo, establece que de
1992 a 2001, los precios de venta cayeron alrededor del 55 % en términos
nominales, y alrededor del 63 % en términos de inflación descontada. Una
reducción de precio como ésta no se aprecia en otras partes del mundo y refleja
las consecuencias de haber introducido un sistema altamente competitivo en el
15 GUTIÉRREZ GUTIÉRREZ, Alejandro. Idem.
61
309

mercado de venta de energía al mayoreo, resultando en un proceso poderoso
de modernización con el uso de equipo con tecnología de punta en generación
térmica. Así, en 2001 Argentina fue uno de los países de los cuales su precio de
venta de electricidad estuvo dentro de los más bajos a escala mundial.
Asimismo, se hace mención a que la calidad y seguridad del abastecimiento
eléctrico a través de los distribuidores y transportistas incrementó más del 76 % a
través de inversiones genuinas y del perfeccionamiento de la administración de
las compañías.
Uno de los actos de mayor impacto en la población es la frecuencia y longitud
de los cortes de energía, los cuales fueron reducidos a una cuarta parte
comparado con los niveles antes de la privatización, disminuyendo de 21 horas al
año en 1992 a 5 horas al año en 2001. Las pérdidas por robo de energía fueron
también reducidas a una cuarta parte, perfeccionando así el servicio brindado a
la comunidad.
Sobre el caso argentino, el estudio intitulado “El Debate sobre la Reforma
Eléctrica” coordinado por el Ex Senador Manuel Bartlett Díaz, del PRI 16 , señala que
en el caso argentino, las empresas transnacionales, después de haber extraído
enormes ganancias remitidas al exterior, demandan al Estado argentino en medio
de una dolorosa quiebra pública y privada, entre 17 y 20 mil millones de dólares
por supuestas pérdidas y la exigencia perentoria de alza de tarifas.
Y por sólo mencionar el último desastre privatizador, el gobierno de República
Dominicana se vio obligado a retomar el control de su sistema eléctrico después
de una lucha en contra de las empresas privatizadas, que generaron apagones
deliberados e incluso desórdenes y muertes.
b) Brasil
El anteriormente mencionado estudio del IILSEN establece que en el caso de
Brasil, antes de que se emprendiera la desregulación del sector hidroeléctrico, el
sistema operaba a través de sistemas de transmisión como si fueran vasos
comunicantes, lo cual permitía que Brasil tuviera grandes cantidades de reservas
y brindara un servicio barato y seguro.
La participación en el sector era tanto del Estado como de empresas privadas,
pero el monopolio del sector lo tenía el gobierno por medio de la corporación
Electrobras, la cual tenía la responsabilidad de planificar la ampliación y reformas
al sistema en el ámbito nacional. Un gran apagón que afectó a la mitad del
país, demostró la fragilidad del sistema en su funcionamiento y el riesgo enorme
que diariamente enfrentaba el país y no había sido tomado en cuenta.
16 BARTLETT DIAZ, Manuel. Senador de la República (PRI). “El Debate sobre la Reforma
Eléctrica” Con la participación de Víctor Rodríguez Padilla, José Luis Apodaca Villarreal,
Alberto Castelazo y López y Faustino Valle González. Octubre 2003.
62
310

Las principales causas que llevaron al deterioro del funcionamiento del sistema en
1980 y a que el gobierno tomara la decisión de emprender la desregulación del
sector, fueron la deuda externa; los reajustes tarifarios; la falta de inversión por
parte del Estado; las exigencias del Banco Mundial; y la fuerte demanda del
suministro de parte de los consumidores. Por ello, se decide emprender la
desregulación del sector eléctrico.
Con la Enmienda Constitucional Número 9 de 1995, comienza la inserción de la
iniciativa privada en el sector eléctrico del país. Y la disposición legal y
administrativa que pasó a regular al sector de la energía eléctrica después de
que se da paso a la apertura privada, es el Decreto 2335 de 1997, el cual fijó
como objetivos llevar a cabo inversiones significativas; que los consumidores no
gasten más del 20 % del suministro, de lo contrario se multaría a los consumidores
irracionales; y lograr mayores niveles de calidad y competencia.
La decisión de privatizar y desregular el sistema eléctrico en Brasil, provino del
gobierno, cuyo objetivo principal fue abrir el acceso a los inversionistas
extranjeros, en las actividades reservadas hasta entonces a inversionistas locales o
al Estado y con ello aumentar la captación de ahorro externo, especialmente
disminuido en los años ochenta, a raíz de la crisis de la deuda externa y de la
caída de la tasa de crecimiento de la economía. Quienes se opusieron a ello
argumentaron que resultaba técnica y financieramente injustificable, debido a
que se generarían grandes monopolios económicos, se desequilibrarían las
cuentas externas y se alteraría la matriz energética.
Hasta mediados de 1999, la privatización del sector había abarcado
principalmente a las empresas de distribución de energía eléctrica, reservándose
al Estado brasileño el total de las empresas generadoras y una parte sustancial de
las áreas de transmisión. Además, se previó la venta de 10 empresas generadoras
para finales de 1999; y a pesar de que continúa gran parte de las empresas
suministradoras de energía eléctrica en manos del gobierno, al paso de los años
se ha continuado el proceso de privatización, principalmente en la distribución y
generación, a través de contratos específicos entre el gobierno y los
compradores.
De acuerdo al estudio del IILSEN, la situación del sector después de la
privatización fue la siguiente:
• Las transferencias más importantes han correspondido a las compras
realizadas por un consorcio que encabeza Electricité de France y en el que
participan también las empresas americanas AES Corporatión y Houston
Energy Industries. La empresa adquirida fue la Light Servicos de
Electricidade, Eletropaulo, Metropolitana Electricidade de San Paulo SA.
• La empresa española Ibedrola, se adjudicó la privatización de tres
importantes empresas del sector eléctrico de Brasil: Compañía de
Electricidad de Pernambuco (CELPE) Companhia de Electricidade do
63
311

Estado da Bahía (COELBA) y la Companhia Energética do Río Grande do
Norte (COSERN).
• Otra de las operaciones más importantes fue llevada a cabo por la
empresa belga Tractebel, la que adquirió mediante compras sucesivas,
parte de la empresa Centraís Generadoras do Sul do Brasil SA (GERASUL).
Las consecuencias de la desregulación del sector eléctrico, de acuerdo al IILSEN,
se conjugan en un ambiente de fatalidad para el gobierno de Brasil, porque el
país está pasando actualmente por una crisis energética; una recesión en
Argentina que le perjudica por ser su principal socio comercial; una crisis
financiera por la pérdida de valor del real frente al dólar.
Como crítica al modelo brasileño se dice que un factor importante de retraso de
la economía del país se debe al fracaso del modelo de desregulación del sector
eléctrico. Incluso, aunque no las condiciones económicas, sociales, políticas e
internacionales fueran benignas, el modelo de todas maneras hubiera fracasado
porque no fue bien pensado y porque lo que lo impulsó fue “el fallido ideal de
que las empresas privadas lo solucionan todo”.
De acuerdo a la exposición de motivos de la iniciativa presentada por la
Diputada María del Rosario Tapia Medina (PRD) 17 , las ventas de energía eléctrica
en Brasil han venido creciendo a una tasa anual de entre 5 % y 6 % y la
reestructuración terminó la tradición de la planeación centralizada. De esta
manera –afirma- la ejecución de planes de expansión de la electricidad ya no
fueron dirigidos por Electrobras, la empresa estatal que organizaba, planeaba,
financiaba y operaba todo el sistema de energía eléctrica, sino por el sector
privado, en un mercado sujeto a una creciente competencia. Como resultado
de lo anterior, el Estado abandonó sus inversiones en generación y el sector
privado no pudo sustituirlo en forma eficaz. Ahora Brasil camina nuevamente
hacia la regulación. Por el momento ha pospuesto la liberalización total de su
industria eléctrica y ha sustituido su Mercado de Energía al Mayoreo,
prácticamente sin intervención del Estado, por el denominado Mercado de
Energía Brasileño, fuertemente regulado por la Agencia Nacional Para la
Regulación de la Electricidad (ANEEL).
Por otra parte, el Ex - Senador Alejandro Gutiérrez del PRI 18 , señala que el ente
público ahora sólo cuenta con el 50 % de la generación y el resto se encuentra en
3 empresas privadas. La distribución está dividida en 4 empresas distintas. Está
prohibido que empresas de transmisión tengan participación en empresas de
generación y comercialización. Todo ello dentro del marco de un mercado
competitivo.
17 TAPIA MEDINA, María del Rosario. Diputada Federal (PRD). “Iniciativa de Reformas en
Materia Eléctrica”. Febrero, 2002.
18 GUTIÉRREZ GUTIÉRREZ, Alejandro. Doc. Cit.
64
312

c) Chile
El estudio del IILSEN dice respecto al caso de Chile, que en el gobierno del
general Pinochet (1974-1981) se decidió privatizar la gran mayoría de sectores
estratégicos, debido a la crisis económico-financiera. A pesar de ello, en 1980
gran parte del sector eléctrico seguía en manos del Estado (la generación,
transmisión y distribución, así como el Sistema Interconectado del Norte (SING), el
Sistema Interconectado Central (SIC) y los sistemas aislados de la XI y XII regiones),
y se aglutinaban en su mayor parte en manos de las empresas públicas: Enersis,
Chilectra Metropolitana SA, Chilquinta y Chilgener.
El mismo estudio señala como objetivos de la privatización los siguientes:
• Dejar al Estado fuera de su papel de empresario y otorgarle únicamente el
de regulación.
• Generar la competencia en el sector y abrirlo al sector privado.
• Introducir eficiencia en el servicio.
• Fijar o regular las tarifas.
• Mejorar el perfil financiero de las empresas del sector.
• Establecer precios reales en los energéticos.
• La asignación al Estado de un rol subsidiario.
• Establecer la competitividad en el mercado y la transparencia, vía la
desconcentración y desintegración (de la cadena generación, transmisión
y distribución) del sector.
Señala el IILSEN que en este país, el gobierno estableció el modelo de
privatización conocido como “capitalismo popular”, inaugurando con ello la
desregulación de los mercados de electricidad en Latinoamérica, dividiendo la
producción de electricidad en tres etapas, la generación, la transmisión y la
distribución. En primer lugar, se crea la Comisión Nacional de Energía (CNE) en
junio de 1978, como organismo asesor del gobierno en temas energéticos.
Después, se modificó la Ley General de Servicios Eléctricos en 1982. Para 1986 y
1987, se privatizan Chilgener, Chilquinta y Chilectra Metropolitana y se traspasaron
las empresas distribuidoras y generadoras filiales de ENDESA al sector privado.
Las empresas públicas se dividieron en 7 compañías de generación y transmisión y
13 de distribución que comenzaron a competir en la Red Eléctrica principal. Para
1989, la empresa ENDESA (la más grande de Chile), ya había sido privatizada. El
Estado no dejó de regular al sector eléctrico después de la privatización, ya que
se regularon los precios, la producción y el comercio de la electricidad, mediante
diversas disposiciones:
• La Ley General de Servicios Eléctricos, que permite la participación privada
en todas las etapas de la producción eléctrica. Además, establece que las
compañías deben coordinar sus actividades a través de la asociación de
proveedores de energía del Centro de Despacho Económico de Carga
(CDEC), ya sea en el SIC o en el SING, para minimizar los costos
65
313

operacionales del sistema eléctrico, garantizando normativamente el libre
acceso de los generadores.
• La Comisión Nacional de Electricidad (CNE) planifica ciertas normas de
inversión en generación y transmisión y calcula tarifas.
• La Superintendencia de Electricidad y Combustibles (SEC), organismo
fiscalizador con responsabilidad técnica para otorgar concesiones, fijar
tarifas y, sobre todo, controlar la calidad del servicio.
• El Ministerio de Economía, Fomento y Reconstrucción, que se encarga de
fomentar el desarrollo eficiente de las diversas empresas eléctricas, por
medio de prácticas competitivas en las áreas donde sea posible.
• El Centro de Despacho Económico de Carga (CDEC), que coordina y
regula la producción. Se integra por las más importantes empresas
generadoras, coordina el funcionamiento de las centrales generadoras y
líneas de transmisión interconectadas en el sistema.
• El Departamento de Distribución Económica (DDE), que supervisa y fiscaliza
el funcionamiento del sistema en el ámbito de la distribución. Regula desde
la operación en las instalaciones, pasando por la atención de reclamos de
los usuarios, hasta la aplicación correcta de los niveles tarifarios.
Según lo establecido en el referido estudio, después de su privatización, el sector
eléctrico chileno funciona de la siguiente manera:
• La industria eléctrica nacional quedó dividida en dos grandes redes
geográficas, el Sistema Interconectado Central (SIC) y el Sistema
Interconectado del Norte (SING). Y en cinco áreas o regiones eléctricas no
interconectadas eléctricamente entre sí.
• La Ley garantiza el uso abierto y no discriminatorio de los sistemas de
transporte, distribución y el acceso de los grandes distribuidores y
consumidores.
• Las ventas de energía eléctrica deben realizarse por medio de contratos a
corto o largo plazo o entre compañías generadoras en el mercado spot.
Para que se dé la competencia en la generación de electricidad se ha
establecido un mercado de contratos a largo plazo en los que existen dos tipos
de clientes: Los clientes libres, con un consumo mayor a 2 Mw; y los clientes
regulados, cuyo consumo depende del precio nudo. El sistema de precios
consiste en una negociación entre los que generan y transmiten y los clientes
finales. La negociación se realiza cada cuatro años, lo cual provoca que las
empresas busquen mantener los precios dentro de un marco rentable. Las
compañías generadoras logran afianzar contratos para las ventas, ya sea con
energía que ellas mismas generan o con la que compran en el mercado abierto.
El 86 % de la generación en el SIC se encuentra en manos privadas y un 14 %
proviene de Colbún (principal empresa de generación en manos del Estado).
Las mayores empresas generadoras son ENDESA SA (que junto con Pehunche
posee el 60 % de la capacidad instalada de generación) y Chilgener SA. En el
SING (que abarca la I y II regiones), el 80 % de la generación proviene de la
capacidad instalada por autoproductores mineros de la CODELCO. Los sistemas
66
314

aislados de las regiones XI y XII son abastecidos por Edelaysen (empresa estatal) y
Edelmag (empresa privada). La distribución de electricidad al usuario final es
efectuada por empresas privadas distribuidoras, como Chilectra Metropolitana SA
y Chilquinta (en la 5ª. Región).
En cuanto a las consecuencias de la privatización, el IILSEN menciona que:
• El sector eléctrico se encuentra en grave déficit desde la crisis de
noviembre de 1998.
• La intervención del Estado no ha asegurado un racionamiento eficiente del
recurso eléctrico escaso. La fijación del precio regulado únicamente está
distorsionando la asignación eficiente de los recursos.
• Luego de la privatización, la oferta bajó considerablemente, debido a la
disminución de la generación hidroeléctrica, a raíz de la sequía y las
constantes fallas en las centrales térmicas de respaldo productivo.
• Ausencia de una política energética de largo alcance de las actividades
del sector, que vaya más allá del objetivo exclusivo de minimizar los costos
de generación.
• Los impactos económicos, sociales y ambientales han sido fuertes, debido
a las fallas constantes en las centrales, los límites de la Ley para contratar el
suministro directamente con los generadores y la proliferación de equipos
generadores a base de diesel.
• Los consumidores no son compensados por los costos o pérdidas por fallas
en el abastecimiento, pese a que la Ley lo establece y constantemente
ocurren apagones.
• Se ha agudizado el proceso de concentración de empresas en pocas
manos extranjeras, es decir, se han presentado tendencias monopólicas de
ciertas empresas que dificultan la competitividad en perjuicio de los
usuarios.
• El marco regulatorio no contempla la participación de los consumidores o
la sociedad civil organizada, en las tareas de fiscalización de las
actividades de producción.
• No existen incentivos para incrementar la inversión privada en el sector,
porque para muchos ya no es rentable, debido a las barreras en el
mercado de generación, tanto medioambientales como por los precios
nudo regulados y sus implicaciones, como mayores costos y un
enfrentamiento constante con la burocracia administrativa.
• Al interior del país no se ha alcanzado suficiente competencia, porque
existen grandes productores y se ha limitado la inversión en los últimos años.
• La regulación no es transparente en todo el proceso de producción y los
organismos encargados de planear un esquema tarifario, han perdido su
importancia inicial, a pesar de ser fundamentales para el gobierno. El
CDEC ha fallado como autoridad y no ayuda a mejorar el déficit y a
establecer acuerdos acerca de los precios a pagar y el Ministerio
Económico de Fomento y Reconstrucción no ha resuelto con eficiencia las
divergencias que se generan para el acuerdo de los precios entre las
compañías.
67
315

El estudio “El Debate sobre la Reforma Eléctrica” 19 afirma que en Chile, el otro
‘paradigma’ no funciona, ni su aplicación forzada en América Latina, en donde
se han establecido monopolios y oligopolios extranjeros.
Por su parte, el Senador Alejandro Gutiérrez, del PRI, se refiere a la privatización en
Chile diciendo que todo quedó en manos de privados; la segmentación funcional
es completa; y hay un mercado competitivo de precios marginales, además de
posibilidad de contratos bilaterales.
6.2 REFORMAS AL SECTOR ELÉCTRICO EN PAÍSES EUROPEOS
a) España
El IILSEN señala en su trabajo de análisis que entre el periodo 1890 - 1912 surgen las
grandes compañías eléctricas privadas (Sevillana de Electricidad, Iberdrola,
Hidroeléctrica Española, FECSA y Unión Eléctrica Madrileña) únicas monopólicas
en la industria hasta la creación del Instituto Nacional de la Industria (INI).
A partir de que el Estado crea el INI en 1941, el gobierno decide propulsar y
financiar en servicio de la Nación, la creación y resurgimiento de nuevas
industrias, en especial de las que colaboraran en el desarrollo de la autarquía
económica. El Estado refuerza su influencia en el sector eléctrico, creando la
Asociación Española de la Industria Eléctrica (UNESA), como organismo
encargado de aminorar las graves restricciones en el consumo; de coordinar las
industrias ENDESA (uno de los mayores grupos eléctricos privados del mundo),
GESA y ENHER; de fijar las tarifas únicas; y de explotar al sistema eléctrico en su
conjunto, por parte del gobierno. Incluso el Estado era el que le indicaba al
usuario el tipo de empresa a la que tenía que acudir para contratar el suministro
eléctrico.
Entre 1970 y 1980, el Estado inició el proceso de reorganización del sector,
comenzando por la construcción del sistema de tarifas binomias, basado en la
producción y el consumo, y terminando con la constitución de un régimen de
tarifas tope unificadas.
Respecto a los motivos que llevan al Estado a tomar la decisión final de
emprender la desregulación del sector en este país, el IILSEN menciona que no
fueron los simples objetivos que se venían fijando de liberalización y competencia
entre las empresas privadas para incrementar la calidad del servicio, sino que el
país se encontraba con centrales térmicas, hidroeléctricas y nucleares obsoletas
y, por tanto, la producción era muy baja.
Asimismo señala que lo que más tarde influiría para privatizar finalmente al sector,
tampoco sería el afán de competencia o la mayor libertad para las empresas,
sino que por un lado, una fuerte sequía, la devaluación de la peseta y la recesión
19 BARTLETT DIAZ, Manuel. “El Debate sobre la Reforma Eléctrica”.
68
316

económica, llevaron a comienzos de la década a que se consumiera menos
electricidad por la baja en la producción y/o cierre de empresas. Y por otro lado,
por la deuda de 25,000 millones de dólares que adquirió el gobierno debido a las
inversiones realizadas en los ochenta para modernizar al sector, y una deuda de
4,400 millones de dólares por la moratoria nuclear que el gobierno de 1982
decretó al asumir el poder, lo cual también convirtió en obsoletas varias
instalaciones de producción de electricidad.
En 1997 se crea la Ley del Sector Eléctrico, que marca el inicio de un nuevo
sistema eléctrico liberalizado y competitivo. Sus objetivos son conseguir mayor
calidad en el servicio y precios eléctricos competitivos, mediante el
establecimiento de unas nuevas reglas para el desarrollo de la producción,
transporte, distribución y comercialización de la electricidad. Como elementos
fundamentales de la Ley para el nuevo sistema eléctrico español se señalan los
siguientes:
• Libertad de construcción de nuevas centrales de generación de
electricidad.
• Competencia entre las empresas productoras de electricidad en un
mercado de ofertas.
• Libertad progresiva de los consumidores para elegir el suministrador que
deseen y acordar con él las condiciones y precio del kWh.
• Libertad de comercialización de la electricidad.
• Libertad de acceso a las redes de transporte y distribución de electricidad.
• Libertad de comprar o vender electricidad a empresas y consumidores de
otros miembros de la Unión Europea.
• Libertad de construcción de nuevas centrales de producción de
electricidad.
Dentro de los nuevos actores y medidas contemplados en el sector eléctrico
español, menciona a los siguientes:
• La Directiva sobre Normas Comunes para el Desarrollo del Mercado Interior
de la Electricidad, que contiene objetivos y criterios mínimos de
liberalización y competencia que funcionan para los países comunitarios,
los cuales han adoptado las medidas en sus legislaciones eléctricas en los
plazos que la propia Directiva ha indicado.
• El Operador del Mercado o Compañía Operadora del Mercado Español
de Electricidad, que es una sociedad mercantil encargada de la casación
entre las ofertas y las demandas en el mercado competitivo de
generación; recibe las ofertas de venta de energía de las unidades de
generación y las demandas de los consumidores cualificados; selecciona
la entrada en funcionamiento de las unidades de generación hasta cubrir
la totalidad de la demanda; e informa a los distintos agentes de las
liquidaciones de cobros y pagos que han de hacerse.
• El Operador del Sistema, que es el encargado de garantizar la correcta
coordinación en el sistema de producción y transporte de electricidad, a
fin de asegurar la continuidad y la seguridad en el suministro de energía. Su
69
317

cometido es gestionar los programas de intercambios internacionales de
electricidad a corto plazo y programar el funcionamiento técnico de las
instalaciones de producción de electricidad, a partir de las casaciones de
ofertas y demandas de energía realizadas por el Operador del Mercado.
• La Red Eléctrica de España (REE), que vigila las funciones del Operador del
Sistema. También se encarga de realizar la operación, mantenimiento y
desarrollo de la red de transporte de electricidad.
• El Ministerio de Industria y Energía, que tiene la responsabilidad máxima en
materia de regulación del sistema eléctrico ejercida por la administración
del Estado, además de regular la organización y funcionamiento del
mercado de producción de electricidad y los mercados que se puedan
derivar de él; fijar las tarifas eléctricas, los peajes por el uso de las redes y
regular la estructura de los precios eléctricos; y establecer los requisitos
mínimos de calidad y seguridad del sistema.
• La Comisión Nacional del Sistema Eléctrico (CNSE), que es un organismo
adscrito al Ministerio de Industria y Energía, que tiene como objetivo velar
por la competencia efectiva en el sistema y por su objetividad y
transparencia, en beneficio de todos los sujetos que operan en el mismo y
de los consumidores, actuando como órgano consultivo de la
administración en materia eléctrica.
Posteriormente, el gobierno decidió emprender cambios más radicales, a fin de
lograr, principalmente, la competencia y eficacia del sector. Para cumplir tales
objetivos, el sector eléctrico español modificó el Marco Legal Estable, o sistema
de retribución de las compañías mediante tarifas atractivas; permitió el
intercambio de activos entre compañías para estimular a las empresas y permitir
la eficacia en el manejo de sus activos; y, finalmente, firmó el Protocolo Eléctrico
con las empresas.
Los tres principales puntos del Protocolo, fueron:
• La subasta o los concursos, los cuales llevarían a la competencia y eficacia
del sector.
• Introducción de comercializadoras independientes como fórmula para
acercar el servicio al consumidor.
• Separación de las actividades de generación, transmisión, distribución y
comercialización.
Según el trabajo realizado por el IILSEN, después de la privatización, la situación
del sector eléctrico español es la siguiente:
• El nuevo sistema se basa en el funcionamiento de un mercado liberalizado
y competitivo en el cual, los poderes públicos actúan como supervisadores,
para no dejar de garantizar el derecho de todos los consumidores a recibir
el suministro con calidad y seguridad.
• El funcionamiento del sistema entre los diferentes grupos de generación
consiste en efectuar ofertas, con base en la contemplación de la
70
318

antelación mínima con la que deberían realizarse las ofertas, el horizonte
de las mismas y el período de programación y régimen de operación.
• La energía generada en cada período de programación se retribuye al
costo marginal del sistema eléctrico, que se basa en la oferta realizada por
el último grupo de generación.
• El resto de las instalaciones no se sujetan, en su funcionamiento, al régimen
de programación por ofertas, sino que lo hacen con el precio resultante
indicado en cada período de programación, incluido el factor de garantía
de potencia.
• Las instalaciones de generación y el consumo asumen los costos derivados
de su posición con respecto a la red de transporte y consumo, mediante
un procedimiento de determinación de coeficientes de pérdidas o por
medio de mecanismos equivalentes.
• En casos de emergencia, como el desabasto por indisponibilidad de las
centrales o fallas graves en las redes, se puede establecer un
procedimiento de asignación, reparto y retribución de los costos
provocados por las situaciones de emergencia.
• La energía generada puede negociarse por contratos vinculados al precio
derivado del sistema de ofertas o por contratos a precio pactado que se
liquidan por diferencias con respecto al precio resultante del sistema de
ofertas.
• Los servicios que complementan la producción de energía eléctrica
necesarios para que la electricidad llegue al consumidor y se entregue en
las debidas condiciones de calidad y seguridad de servicio, es tarea de los
servicios complementarios.
• Para las instalaciones de potencia instalada superior o igual a 50 MW, se
aplica el modelo de ofertas competitivas y para el resto de las
instalaciones, sus excedentes de energía eléctrica se adquieren al precio
que resulte de las ofertas, incluida la garantía de potencia.
• La formación de precios de la electricidad para los consumidores finales se
realiza de conformidad con los siguientes criterios, que se relacionan con
los distintos componentes del coste de suministro, como costos de
generación, costos permanentes de funcionamiento del sistema eléctrico,
costos de transporte, costos de distribución, costos de gestión comercial y
gestión de la demanda, costos de transición a la competencia y costos de
seguridad de abastecimiento. Todos los costos, repercuten en la energía o
de potencia en el proceso de formación de precios.
• Las tarifas, se mantiene en el régimen de tarifas máximas y únicas en todo
el territorio nacional, el cual se basa en acuerdos con los principales
agentes interesados.
• Los tipos de combustible que se utilizan en la generación, son: hidráulico, el
bombeo, nuclear, hulla, lignito pardo, lignito negro, carbón importado y
fuel - gas.
b) Francia
Desde 1984 Electricidad de Francia estableció un contrato de desempeño con el
Estado en el que se comprometió a mejorar la productividad y reducir las tarifas
71
319

eléctricas que, en términos reales, fue del 6 % en el periodo de 1989 - 1992 y de 8
% en el de 1993 - 1996. Para el periodo 1997 - 2000 la reducción propuesta fue del
14 %. El 1º de febrero de 2000 la Asamblea Nacional de Francia aprobó un
proyecto de Ley que incorpora la Directiva de la Unión Europea sobre la apertura
del mercado eléctrico. Esta apertura incluye la desaparición del monopolio en la
generación para dar paso a los productores independientes y acceso de terceros
a la red de transmisión.
De acuerdo con el Ex - Senador Alejandro Gutiérrez, los principales aspectos del
texto definitivo de la Ley eléctrica francesa son:
1. Se contempla el sistema de autorizaciones para las nuevas instalaciones
de generación, las cuales serán otorgadas por el Ministro de Energía, de
acuerdo con el procedimiento previsto en la Ley. La Ley considera también
como nuevas instalaciones de generación, a efectos de la exigencia de
una autorización, a las instalaciones que sustituyan a una instalación ya
existente, al aumento de un 10 % o más de la potencia instalada en una
instalación, y al cambio de la fuente de energía primaria. Los incrementos
de potencia inferiores al 10 % sólo están sujetos a una declaración por
parte del operador de la instalación ante el Ministro de Energía.
Se mantiene sin embargo, un sistema de planificación plurianual periódica
de las inversiones en producción, de forma que si existen divergencias entre
las inversiones y los objetivos de la planificación a largo plazo,
especialmente aquellos relacionados con las técnicas de generación y la
localización geográfica, el Ministro de Energía podrá recurrir al
procedimiento de licitación para la construcción de nueva capacidad,
previa consulta al gestor de la red de transporte, y en su caso a cada
gestor de la red de distribución afectada.
El Ministro de Energía determinará periódicamente una planificación
plurianual de las inversiones en generación en la que se fijan los objetivos
en materia de reparto de las necesidades de nueva capacidad por fuente
de energía primaria y, llegada el caso, por tecnología de producción y por
zona geográfica. Esta planificación se realiza con el fin de dar cabida a la
generación descentralizada, a la cogeneración y a las nuevas tecnologías.
2. La Ley se limita a cumplir con el porcentaje de apertura mínimo exigido
por la Directiva (30,27 % en el 2000). Un Decreto establecerá los umbrales
de consumo que determinen la condición de cliente cualificado, de forma
que se permita una apertura del mercado conforme a la cuota media
comunitaria que publique cada año la Comisión Europea de acuerdo con
el art. 19 de la Directiva 96/92/CE.
Hoy día, existe un decreto que fija como umbral de consumo para
acceder a la condición de cliente cualificado 16 GWh. Según éste, la
condición de elegibilidad se concederá por tres años. Deben todavía
determinarse las condiciones de elegibilidad de otras categorías de
72
320

clientes, como las distribuidoras privadas, ferrocarriles, y generadores y sus
filiales. Los clientes que superen los umbrales de consumo por punto de
consumo fijados en dicho decreto podrán elegir libremente suministrador.
Sin embargo, la Ley exige que los contratos de suministro firmados por los
clientes cualificados tengan una duración mínima de tres años.
3. El Gestor de la Red de Transporte se mantiene como parte integrante de
EDF, pese a la opinión del Senado que exigía la separación jurídica de esta
actividad en una entidad independiente.
La ley exige únicamente una independencia de gestión en la realización
de esta actividad respecto de las demás actividades de EDF. Sus funciones
como Gestor de la Red de Transporte serán fijadas por un pliego de
condiciones tipo de concesión que deberá ser aprobado por Decreto en
Consejo de Estado, previo dictamen de la Comisión Reguladora.
El Gestor de la Red de Transporte realizará la operación del sistema, siendo
responsable entre otros de:
• Explotar, mantener y desarrollar la red. Elaborará cada año un
programa de inversiones que será sometido a la aprobación de la
Comisión Reguladora.
• Poner en marcha los programas de despacho resultado de las ofertas y
demandas de electricidad previamente realizadas.
• Garantizar el equilibrio en los flujos de electricidad por la red, así como
la seguridad y fiabilidad de la red, teniendo en cuenta las restricciones
técnicas. Podrá para ello modificar el programa de despacho. Estas
modificaciones tendrán en cuenta “el orden de mérito”. Los criterios de
selección deberán ser objetivos, no discriminatorios y públicos.
• Velar por la disponibilidad y la puesta en marcha de los servicios
necesarios para el funcionamiento de la red.
• Velar también por la compensación de pérdidas ligadas al despacho
de la electricidad. A este respecto podrá cerrar los contratos de
compra necesarios con los productores y los suministradores
• Gestionar las interconexiones con otros sistemas.
• Preservar la confidencialidad de todas las informaciones de carácter
técnico, económico, comercial, industrial, etc.
4. Se ha optado por un sistema de acceso de terceros regulado. Los gestores
de la red deberán garantizar el derecho de acceso a las redes de
transporte y distribución de forma no discriminatoria. Podrán negar el
acceso por razones objetivas y no discriminatorias, basadas en imperativos
ligados al cumplimiento de las misiones de servicio público o motivos
técnicos relacionados con la seguridad de las redes y la calidad de su
funcionamiento.
5. La Ley impone a EDF y a las distribuidoras no nacionalizadas en su zona
exclusiva de suministro, una obligación de suministro de electricidad a
73
321

todos los consumidores del territorio nacional, teniendo en cuenta su
carácter de servicio público. Esta obligación se dirige fundamentalmente a
los clientes a tarifa regulada que no tienen posibilidad de elegir
suministrador.
No obstante, también se contempla un suministro de “socorro” a los
productores y a los clientes cualificados conectados a la red pública,
cuando estos lo soliciten, e incluso a cualquier cliente cualificado cuando
éste no encuentre ningún suministrador. Los derechos exclusivos de
distribución siguen quedando en manos de EDF y de los distribuidores no
nacionalizados. También el servicio público de la distribución, que está en
manos de los municipios, se mantiene como hasta ahora.
6. Pese a las enmiendas del Senado dirigidas a liberalizar la actividad de
“trading” o comercialización de electricidad, el texto definitivo aprobado
por la Asamblea vuelve a su interpretación “muy restrictiva” de la
actividad, permitiendo únicamente a los productores comprar electricidad
para su reventa, con el fin de completar su oferta, siempre que obtengan
la correspondiente autorización y por un volumen de electricidad que no
supere un porcentaje máximo de su producción. Este porcentaje será
fijado por Decreto. Las tarifas de venta de electricidad a los clientes no
cualificados, las tarifas de cesión de electricidad a los distribuidores no
nacionalizados, las tarifas de “socorro a los clientes cualificados”
mencionadas anteriormente, y las tarifas de acceso a las redes públicas de
transporte y distribución serán reguladas.
Igualmente la Ley prevé la posibilidad de fijar precios máximos para el
suministro de electricidad a los clientes cualificados en las zonas del
territorio no conectadas a la red metropolitana continental (Ultramar, etc.).
La Ley prevé un sistema de tarifas especiales para las clases menos
favorecidas, que son precisados por Decreto. Las tarifas por el uso de las
redes de transporte y distribución serán calculadas de manera no
discriminatoria en función de los costos de las mismas. Las decisiones sobre
las tarifas y precios máximos se tomarán conjuntamente por los Ministros de
la Energía y de Economía, a propuesta de la Comisión Reguladora de
electricidad, en el caso de las tarifas de acceso a las redes, y previa
consulta a la Comisión Reguladora en el caso del resto de las tarifas y
precios máximos.
7. La Ley prevé la creación de una Comisión Reguladora con un papel muy
modesto, y con unos poderes muy inferiores respecto de los demandados
por el Senado. Esta Comisión Reguladora de la Electricidad velará sobre
todo por un acceso transparente y no discriminatorio a las redes de
transporte y distribución, y actuará como órgano consultivo con
capacidad de propuesta en determinadas materias, como en relación
con las tarifas de utilización de las redes de transporte y distribución o los
costos correspondientes a las obligaciones de servicio público.
74
322

Deberá ser consultada previamente en temas como la fijación de las
tarifas reguladas, las condiciones de la obligación de compra de la
electricidad procedente de las instalaciones de energías renovables o de
cogeneración, el plan de desarrollo de la red de transporte, la concesión
de las autorizaciones de nuevas instalaciones de generación o
construcción de líneas directas, los proyectos de reglamentos en desarrollo
de la Ley, etc.
Asimismo, resolverá los conflictos relacionados con el acceso a las redes de
transporte y distribución y tendrá poderes de inspección y sanción
conforme a lo previsto en la Ley.
c) Reino Unido (Inglaterra y Gales)
Respecto a la situación que prevalecía antes de la privatización del sector en
Reino Unido, el estudio del IILSEN indica que inicialmente el sector eléctrico era
una parte propiedad pública y otra parte, propiedad privada; y señala que la
reestructuración del sector se lleva a cabo a partir de 1980, dividiendo el proceso
de producción de electricidad en generación-transmisión, además de
distribución y suministro eléctrico, aún con la CEGB como instancia coordinadora.
Además, se fijó un sistema de tarifas y un Consejo de Electricidad, la Bulk Supply
Tariff (BST) y Electricity Council (EC). Asimismo, menciona que bajo la insistencia
del gobierno de privatizar los sectores públicos, se decide privatizar la industria
eléctrica en 1990 y, aunque si bien, el sector no tenía problemas de crecimiento
en la demanda, sí contaba con la presencia de un número elevado de centrales
obsoletas de muy alto costo que requerían reemplazo.
Por su parte, el estudio del Ex - Senador Alejandro Gutiérrez, refiere que hasta
1990, el sector eléctrico estaba dominado por una única empresa de generación
y transporte, la Central Electricity Generating Board (CEGB), que vendía su
electricidad a 12 “Area distribution Board” cada una con su monopolio de
distribución en un área determinada. Como principal consecuencia de La Ley
Eléctrica (“Electricity Act”) de 1989 la CEGB se dividió desde abril de 1990, en
cuatro compañías distintas. De las cuales tres eran generadoras: Nacional Power,
PowerGen, y Nuclear Electric propietaria de 12 centrales nucleares; y una
empresa de transporte: National Grid Company, a quien se le transfirió la
propiedad y la operación del sistema de transporte.
Expone que el suministro de electricidad fue abierto a la competencia en tres
fases, comenzando en 1990, y terminando en mayo de 1999, fecha en la que
todos los consumidores se consideran cualificados para elegir a su suministrador
de electricidad. Para el IILSEN, el plan del gobierno conservador para privatizar la
industria eléctrica en el Reino Unido, contempló cuatro elementos:
1. Una separación vertical entre la generación y la transmisión
eléctrica;
2. Un rompimiento horizontal y la liberalización de la generación
eléctrica;
75
323

3. Una estructura regional para la distribución y el suministro eléctrico al
público; y
4. Una liberalización por fases para el suministro eléctrico al público.
De los cuatro elementos mencionados del plan de gobierno, el único que se llevó
a cabo fue el de la separación vertical de la generación y la transmisión, a fin de
promover la competencia en el ámbito de la generación eléctrica. Asimismo,
menciona como objetivos principales de la privatización los siguientes:
• Reestructurar, desintegrar e introducir competencia.
• Iniciar una mayor apertura económica de mercado para crear empresas
con tecnología de punta.
• Separación del sector en cuatro unidades de negocios independientes.
• Creación de un Instituto que mantendría la competitividad.
• La baja de los costos de las tarifas y el establecimiento de una nueva
regulación para transferir a los accionistas privados la propiedad del
gobierno.
Desde el punto de vista de este Instituto, una característica general del programa
de privatización británico fue que una gran proporción de las acciones se vendió
al público en general a fin de que la medida gubernamental fuera popular.
Después de la privatización, de acuerdo al IILSEN, la situación es la siguiente:
• El monopolio de la CEGB se fragmentó en cuatro unidades de negocio
independientes para intentar introducir competencia en todo el proceso
de producción: el servicio de distribución, la comercialización, la
generación y la operación del sistema y transporte de energía eléctrica.
• Las empresas distribuidoras anteriormente conocidas como Area Boards,
dueñas de las ganancias de las empresas distribuidoras de la energía local,
cambiaron su nombre al de Compañías Regionales de Electricidad (REC).
• Se introdujeron los usuarios domésticos al permitirles adquirir acciones a
partir de 1998.
• Los activos de la generación eléctrica fueron repartidos entre las
compañías National Power, Power Gen y Nuclear Electric. recibieron todas
las plantas de combustible de la CEGB, además de una cantidad muy
limitada de capacidad hidroeléctrico.
• Todas las plantas de energía nuclear fueron transferidas a Nuclear Electric,
compañía que permaneció por mayor tiempo en manos del Estado.
• El resto de los activos de la CEGB fueron transferidos a la National Grid
Company (NGC). La NGC se convirtió en copropiedad de las doce oficinas
regionales (REC) y llegó a operar con bastante independencia.
• En el sistema de la distribución comenzaron a operar doce compañías
regionales y la red de transmisión operaba por conducto de la National
Grid Company.
• Enseguida de haberse concretado la privatización, se instalaron alrededor
de 15 GW de nueva capacidad, la mayoría proveniente de turbinas de
gas de ciclo combinado de bajo costo, parte de las nuevas instalaciones
de turbinas de gas de ciclo combinado fueron construidas por nuevas
76
324

empresas generadoras, el precio de la energía resultó 20 % más bajo que lo
previsto, principalmente en el sector industrial y comercial.
• Dado que se creó una estructura de tarifas/zona que se cobra en libras/Kw
para la generación de electricidad, ha ocurrido que ahora los precios son
mayores, porque aumentaron los costos para las empresas generadoras en
el Norte de Inglaterra y en el Sur, ya que se obligó a las empresas a pagar
por la instalación de plantas de transmisión.
• Además, porque el precio al consumidor comprende, el precio de
adquisición, los costos de las compañías regionales, los cargos por
transmisión y el costo de distribución.
• Las industrias núcleo - eléctrica y termoeléctrica con base en la
combustión del carbón no pueden subsistir, a pesar de los mejores
esfuerzos del gobierno y de las inversiones de grandes consumidores, para
salvar lo que queda de esta industria, ya que éstas industrias son únicas y
están muy limitadas.
• Los monopolios privados se han arraigado al sistema de generación y
transmisión, ya que prevalecen esquemas que favorecen especialmente a
las compañías regionales de electricidad, combinando riesgos bajos,
ganancias crecientes y reducciones significativas de precios sólo para
algunos consumidores grandes, lo cual ha resultado atractivo para las
empresas, pero significa el descuido del suministro.
• La planeación de los sistemas de electricidad ha resultado ser
incompatible con las exigencias de los mercados libres, en parte, porque
hasta ahora la presión para construir una nueva planta termoeléctrica de
combustión de gas, ha llevado a la disminución considerable de la
capacidad de producción de electricidad.
• El empleo cayó 40 % en este ramo, pero, por el lado de los usuarios, existe
un elevado grado de satisfacción por el nivel de calidad del servicio que
reciben. Ello en parte, por la existencia de un sistema de control de la
calidad, enfocado a aspectos de atención al cliente, aunque la atención
comercial se ha descuidado por los entes reguladores.
• A pesar de que las quejas parecen no ser muchas, el modelo de
privatización y las metas fijadas inicialmente, como la creación de
competencia, fueron abandonadas por el gobierno. Es decir, el gobierno
ya no hizo ningún esfuerzo para cubrir los objetivos de la privatización, sino
simplemente dejó que los inversionistas se hicieran cargo del
funcionamiento del sector, tanto para formular nuevos proyectos, como
para decidir la venta o asociación con otras empresas.
77
325

6.3 REFORMAS AL SECTOR ELÉCTRICO EN CALIFORNIA, ESTADOS
UNIDOS
El IILSEN señala que en 1935 la industria eléctrica estadounidense altamente
centralizada, se fragmentó en compañías monopólicas regionales y que, de ese
año hasta 1970, el desarrollo del sector fue satisfactorio gracias a los trabajos de
un operador único en la red y una efectiva forma de regular el mercado por
parte del gobierno.
En el caso específico de California, eran tres las empresas privadas (Pacific Gas
and Electric Company –PG&E–, Southern California Edison –SCE– y San Diego Gas
and Electric –SDG&E–), que monopolizaban la generación, la transmisión y la
distribución, las cuales aunque carecían de ciertas fuentes de abastecimiento,
sacaban a flote la producción. El resto de la producción eléctrica (25 %),
pertenecía a empresas municipales que otorgaban servicio a los consumidores
californianos, con diversos grados de integración.
De acuerdo al IILSEN, los problemas en el sector comenzaron a principios de la
década de los noventa, debido al incremento de precios de electricidad y de
otros energéticos. Incluso en California estaban 50 % arriba del promedio en todo
el país. Además, la economía del Estado se encontraba en medio de una
recesión, las principales industrias amenazaron con trasladarse a otros estados
para no quebrar, se dieron constantes apagones por los problemas de operación
en el mercado y la bolsa de energía cerró.
Derivado de lo anterior, menciona dicho Instituto, se llegó a la conclusión de que
el sector requería grandes reformas en California, a fin de reducir los precios de la
electricidad a niveles similares que los de los estados vecinos. La opción elegida
fue la de reestructurar todo el sector e introducir la competencia a nivel mayorista
y minorista; de esta manera se da la apertura de redes de generación
independientes en diciembre de 1995, año en que la “Public Utilities Commission”
del estado de California, emite una declaración a fin de reestructurar el mercado
eléctrico y propiciar la competencia.
Este proceso de reforma del sector estadounidense y otros factores antes
señalados, llevaron a California a tomar la decisión de reestructurar el mercado
eléctrico, estableciendo el acceso abierto a las redes de transmisión (Open
Access), la creación de los organismos independientes para operación de los
sistema (Independent System Operator, ISO), también de los organismos de
operación del mercado (Power Exchange, PX) y por último, de los sistemas de
información para la operación de mercados competitivos (Open Access Same
Time Information System, OASIS).
El programa de reforma californiano se basó en la reestructuración y la
competencia (no entrañaba ninguna privatización porque la mayor parte del
sector ya era privado). Sus objetivos fundamentales fueron:
78
326

• Traspaso obligatorio del 50 % de las centrales generadoras, sin celebrar
contratos de recompra de la producción.
• Participación obligatoria de las empresas, en calidad de compradoras y
vendedoras en los mercados mayoristas de entrega inmediata.
• Control operativo de la red de transmisión de alto voltaje que seguía en
manos de las empresas.
• Introducción de competencia a nivel minorista o de la posibilidad para el
consumidor de cambiar de proveedor.
• Congelación de las tarifas minoristas durante cuatro años, o hasta que las
empresas pudieran recuperar los excedentes de costos.
De esta manera, California fue el único estado que inició para el 31 de marzo de
1998 el proceso de desregulación del sector eléctrico, con ayuda de dos
organismos fundamentales: el operador y la bolsa. La Investor Owned Utilities
vendió la mayoría de sus plantas de electricidad a 7 compañías energéticas y a
una corporación (CALPINE) por $3.2 billones de dólares. Las compañías que
compraron las plantas de la “Utilities” fueron: AES, CALPINE CORP, DUKE ENERGY,
DYNERGY, NRG ENERGY, RELIANT ENERGY, SOUTHERN ENERGY (ahora llamada
MIRANT) y THERMO ECOTEK (que después vendió su planta a AES).
Las consecuencias para California de esta privatización, según el IILSEN, fueron:
• Un fuerte déficit en el sector, que se debió, en parte, a lo ocurrido con las
compañías Pacific Gas and Electric y Southern California, las cuales,
vendieron sus generadoras de electricidad a otras compañías, y los nuevos
propietarios de esas generadoras, vendieron sus paquetes de energía a los
agentes e intermediarios de los negocios en el mercado abierto. Este
hecho produjo graves implicaciones, entre ellas, el aumento radical de los
precios a las tarifas de la electricidad y a los apagones repetitivos, debido
a que las generadoras y distribuidoras quedaron en bancarrota, por la crisis
financiera que dañó drásticamente a los inversionistas. Las ventas
negociadas en el mercado mayorista para el día siguiente subieron más de
500 % entre el segundo semestre de 1999 y el segundo semestre del 2000.
• La oferta no pudo responder a la demanda, debido a que: la
incertidumbre en torno al nuevo mercado de energía eléctrica desalentó a
los inversionistas hasta que se dio forma definitiva a las nuevas regulaciones
y estructura del mercado; y se produjeron en consecuencia demoras
excesivas en la adjudicación de permisos de emplazamiento de nuevas
centrales eléctricas y fuertes restricciones ambientales.
• Se creó un mercado donde los precios estaban en manos de
especulaciones de los empresarios generadores de electricidad, es decir,
que estaban en manos de un mercado oligopólico que les permitía
manipular los precios mediante una escasez de energía intencional que
originaba un incremento hasta 10 veces mayor a su valor promedio. Ello,
reflejó la deficiencia de la creación de un mercado de entrega inmediata
obligatoria, basado en el mejor postor (mercado donde los vendedores
licitan libremente a cualquier precio) en la mayoría de las empresas de
79
327

servicios eléctricos del Estado. Este proceso, tomó unos cuatro años y costó
más de US $100 millones.
• Se vive ahora una crisis con precios de generación 9 veces más altos que
los históricos, continua el desabasto (29 %), las distribuidoras están a punto
de caer en una quiebra financiera que dañaría a tres cuartas partes de
California y falta injerencia del estado para resolver tal situación.
• El punto anterior obliga a California a otorgar mayores fondos a las
compañías de electricidad; así como firmar contratos de largo plazo
valuados en más de 43 mil millones de dólares para comprar electricidad a
precios inflados para los próximos 20 años.
• Al carecer de medidas regulatorias eficaces, los empresarios presionaron al
Estado para que éste a su vez les proporcionara fondos para tratar de
cubrir la crisis. Incluso el gobernador de California también propuso que el
Estado adquiriera instalaciones de transmisión (propiedad de PGE y SCE) y
construyeran nuevas centrales. Y varios políticos californianos amenazaron
con “confiscar” las centrales eléctricas que pertenecen a empresas
privadas de generación.
• La competencia a nivel minorista no se dio por razones vinculadas a las
características específicas del diseño del programa de reformas, como: la
reducción obligatoria de tarifas en un 10 %, combinada con una
congelación de tarifas y la repercusión de los costos que excedían los del
mercado mediante un cargo por transición que todos los proveedores
(nuevos o antiguos) debían recuperar de sus clientes minoristas. Incluso, las
empresas distribuidoras se encuentran en la bancarrota.
• El sistema regulatorio californiano no pudo asegurar que las tarifas
minoristas cubrieran los costos y las grandes compañías distribuidoras
quedaron atrapadas entre los precios, desregulados y volátiles, del
mercado mayorista de entrega inmediata y los precios al por menor,
regulados y fijos.
• Las entidades reguladoras no pudieron llevar a cabo sus funciones en la
práctica ya fuera porque se sobreponían las funciones estatal y federal o
por el número elevado de los integrantes del consejo que hacia más difícil
la toma de decisiones. Además, las ventas de generadoras se llevaron a
cabo sin contratos de protección.
• El aumento de los precios en los insumos, que llevó al incremento del costo
marginal de la electricidad, para cubrir los mayores costos de producción.
Y la sequía de 1999, que disminuyó la producción hidroeléctrica de
California, en un 20 % por las bajas precipitaciones. En consecuencia,
California presentó un problema de escasez o de exceso de demanda
frente a un recurso cuya oferta disminuyó como producto de los shocks
señalados.
80
328

7. Ponencias y artículos de análisis
81
329

82
330

7.1 Memoria “Seminario de políticas públicas para el sector eléctrico”, Comisión de
Energía LIX Legislatura, H. Cámara de Diputados, p. 37-46.
83
331

84
332

85
333

86
334

87
335

88
336

89
337

90
338

91
339

92
340

7.2 Memoria “Seminario de políticas públicas para el sector eléctrico”, Comisión de
Energía LIX Legislatura, H. Cámara de Diputados, p. 53-60.
93
341

94
342

95
343

96
344

97
345

98
346

99
347

7.3 Memoria “Seminario de políticas públicas para el sector eléctrico”, Comisión de
Energía LIX Legislatura, H. Cámara de Diputados, p. 61-68.
100
348

101
349

102
350

103
351

104
352

7.4 Francisco Carrillo Soberón (coord.), Memorias del Foro: Los trabajadores de la
energía por un nuevo rumbo de nación: Relatorías, ponencias y propuestas, H. Cámara de
Diputados, México, 2004, p. 61 – 90.
105
353

106
354

107
355

108
356

109
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110
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119
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120
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123
371

124
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125
373

126
374

127
375

128
376

129
377

378

Parte III
Opinión pública
y artículos de opinión
379

380

8. Opinión pública
Nota sobre las fuentes de información
Este documento ofrece información proveniente de encuestas de opinión, elaboradas y publicadas por
iniciativa y responsabilidad de las empresas que, en cada caso, se citan como fuente.
El Centro de Estudios Sociales y de Opinión Pública no solicitó ni patrocino la elaboración de ninguno de
estos estudios. Se pone a disposición de los Legisladores y personal técnico de esta Cámara, como parte de
las actividades de seguimiento que tiene encomendada este Centro.
Al final del documento es posible consultar los detalles técnicos de cada una de las encuestas utilizadas, así
como la fuente y el responsable de cada estudio.
381

382

Febrero 21, 2008
Encuesta Telefónica Nacional GEA-ISA
sobre una posible reforma energética
Reporte gráfico de resultados
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
383

2
Este reporte incluye los resultados de un ejercicio complementario a la encuesta nacional
trimestral que se realiza mediante entrevistas personales. Corresponde a los datos producto
de una medición a través de entrevistas telefónicas, orientada a precisar el impacto que
tiene la formulación de los cuestionamientos en las distribuciones de respuesta a preguntas
relacionadas con una potencial reforma en materia energética, que permitió constatar la
elevada sensibilidad en las opiniones de los informantes a la redacción específica de los
reactivos que se formulen.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
384

3
Encuesta Telefónica Nacional GEA-ISA (21 de febrero de 2008, 401 casos)
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita legalmente la
participación privada en la exploración de las reservas petroleras del país?
Junto con PEMEX (Genérico) Independiente de PEMEX
De acuerdo
31%
De acuerdo
50%
De acuerdo
28%
+3%
+19%
No sabe
6%
No sabe
5%
No sabe
5%
Sin información sobre
retos actuales
Desacuerdo
66%
Desacuerdo
64%
+12%
Desacuerdo
45%
+29%
+20%
De acuerdo
40%
De acuerdo
60%
De acuerdo
70%
+20%
+10%
Con información sobre
retos actuales
No sabe
7%
No sabe
6%
No sabe
5%
Desacuerdo
53%
Desacuerdo
34%
Desacuerdo
25%
Efecto total = +42%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
385

4
Encuesta Telefónica Nacional GEA-ISA (21 de febrero de 2008, 401 casos)
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita legalmente la
participación privada en la explotación de las reservas petroleras del país?
Junto con PEMEX (Genérico) Independiente de PEMEX
De acuerdo
24%
De acuerdo
48%
De acuerdo
29%
+5%
+19%
No sabe
6%
No sabe
5%
Desacuerdo
70%
No sabe
5%
Sin información sobre
retos actuales
Desacuerdo
66%
+15%
Desacuerdo
47%
+28%
+20%
De acuerdo
39%
De acuerdo
57%
De acuerdo
68%
+18%
+11%
Con información sobre
retos actuales
No sabe
7%
No sabe
5%
No sabe
5%
Desacuerdo
54%
Desacuerdo
38%
Desacuerdo
27%
Efecto total = +44%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
386

5
Cuestiones de método
A. Responsables.
Responsables: Estudio realizado bajo la firma asociada GEA-ISA:
GEA Grupo de Economistas y Asociados, S.C.
Responsable del análisis: Alejandro Hope.
Oficinas: Pestalozzi 522, Col. Narvarte, CP 03020, México, DF
Tel. [52] 55 5639 9205 E-mail: ahope@gea.structura.com.mx
Investigaciones Sociales Aplicadas, S.C.
Responsable del diseño: Ricardo de la Peña (Presidente Ejecutivo).
Despacho: Minerva 359, Col. Florida, CP 01030, México, DF
Tel. [52] 55 5663 4348 E-mail: ricartur@prodigy.net.mx
Responsable del operativo: Rosario Toledo (Directora General).
Oficinas: Coyoacán 7, Col. Del Valle, CP 03100, México, DF
Tel. [52] 55 5669 3481 E-mail: rostol@prodigy.net.mx
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
387

6
B. Características técnicas de la encuesta telefónica nacional.
Método de aproximación: Entrevista telefónica en hogares (asistida por computadora).
Cobertura del estudio: Mexicanos de 18 y más años de edad residentes en el territorio
nacional que cuentan con línea telefónica en sus domicilios.
Fecha de levantamiento: 21 de febrero de 2008.
Tamaño de la muestra: 401 entrevistas.
Margen de error teórico: ±5% (al 95% de confianza).
Esquema de selección: Selección sistemática de números telefónicos a partir de un listado
ordenado por entidad federativa y serie telefónica.
Advertencias: Las encuestas telefónicas reflejan la opinión de una población más urbana, con
mayor escolaridad e ingreso que el promedio; por ende, los resultados de este
tipo de estudios sólo pueden reflejar las opiniones de la población observada y no
las del total de ciudadanos residentes en el territorio nacional.
En ejercicios de comparación de distribuciones de respuestas ante diversas
preguntas formuladas a los mismos entrevistados, como es el caso de los datos
que se presentan producto de este estudio, las diferencias estimadas no están
afectadas por el margen de error estadístico derivado del muestreo.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
388

REFORMA ENERGÉTICA (PEMEX)
389

REFORMA ENERGÉTICA (PEMEX)
¿Usted esta a favor o en contra de ampliar la participación de capital privado en la industria petrolera?
A favor En contra
70
55
60
51
50
42
39
40
27
30
23
16
20
14
10
0
Jun
2007
Jun
2003
Feb
Encuesta
en VIVIENDA
2008
Nov
2003
Nota: Suma 100% agregando “Ni a favor ni en contra”, “No sabe” y”No contesta”.
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en vivienda / 1200 casos/ Error (+/-) 2.8% / Del 9 al 16 de Febrero de 2008 390

REFORMA ENERGÉTICA (PEMEX)
¿Usted esta a favor o en contra de ampliar la participación de capital privado en la industria petrolera?
A favor En contra Ni a favor ni en contra No sabe No contesta
42%
40% 41%
23%
20%
15%
12%
6%
1%
0%
Encuesta en Vivienda Encuesta Telefónica
Fuente Parametría y Gabinete de Comunicación Estratégica: Encuesta Nacional
Telefónica / 600 casos / Error (+/-) 4% / 18 y 19 de Febrero de 2008. 391
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en vivienda / 1200 casos/
Error (+/-) 2.8% / Del 9 al 16 de Febrero de 2008

REFORMA ENERGÉTICA (PEMEX)
Para usted, ¿ampliar la participación de capital privado en la industria petrolera significa
privatizar PEMEX o que el Estado va a seguir teniendo control de PEMEX?
Significa privatizar PEMEX
Significa que el Estado va a seguir teniendo control de PEMEX
No sabe
No contesta
2% 3%
16%
22%
29%
29%
42%
25%
44%
49%
39%
Encuesta en Vivienda / Jun 07 Encuesta en Vivienda / Feb 08 Encuesta Telefónica / Feb 08
Fuente Parametría y Gabinete de Comunicación
Estratégica: Encuesta Nacional Telefónica / 600 casos
Error (+/-) 4% / 18 y 19 de Febrero de 2008. 392
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en Vivienda
1200 casos/ Error (+/-) 2.8%
Del 9 al 16 de Febrero de 2008
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en Vivienda
1200 casos/ Error (+/-) 2.8%
Del 8 al 11 de Junio de 2007

REFORMA ENERGÉTICA (PEMEX)
¿Usted estaría a favor o en contra de la participación de capital
privado en las siguientes áreas de PEMEX (…)?
Encuesta Telefónica
Febrero 2008
Encuesta en Vivienda
Febrero 2008
Encuesta en Vivienda
Junio 2007
54%
33%
33%
42%
32%
51%
Exploración de nuevos yacimientos
51%
36%
31%
44%
29%
53%
Distribución del gas y petróleo
54%
31%
32%
42%
32%
50%
Refinación del petróleo
58%
28%
33%
42%
31%
50%
Construcción de
plataformas o plantas
En contra A favor
Nota: Suma 100% agregando “No sabe” y”No contesta”.
Fuente Parametría y Gabinete de Comunicación
Estratégica: Encuesta Nacional Telefónica / 600 casos
Error (+/-) 4% / 18 y 19 de Febrero de 2008.
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en Vivienda
1200 casos/ Error (+/-) 2.8%
Del 9 al 16 de Febrero de 2008
Fuente Parametría: Encuesta Nacional en Vivienda
1200 casos/ Error (+/-) 2.8%
Del 8 al 11 de Junio de 2007
393

Febrero, 2008
ESCENARIOS POLÍTICOS, 2007-2009
CAMBIO Y CONTINUIDAD
Primera Encuesta Nacional GEA-ISA 2008
Reporte gráfico de resultados
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
394

24
OPINIONES SOBRE UNA POSIBLE
REFORMA ENERGÉTICA
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
395

25
Según lo que usted sabe, ¿de quién es PEMEX: es una
empresa del gobierno o de los mexicanos?
Según identificación partidaria
Del gobierno
44%
60%
40%
No sabe
6%
20%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Del gobierno 47% 33% 36% 59%
De los mexicanos 50% 62% 54% 33%
De los mexicanos
50%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
396

26
En su opinión, ¿qué tan importante es para México que PEMEX
sea una empresa pública?
Según identificación partidaria
80%
Mucho
35%
60%
40%
20%
Poco
42%
No sabe
13%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Mucho 68% 58% 60% 54%
Poco 24% 26% 26% 26%
Nada 3% 6% 4% 11%
Nada
10%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
397

27
En su opinión, ¿el hecho de que PEMEX sea una empresa
pública que tanto beneficia a...?
Gobierno federal Ciudadanos como usted
Mucho
36%
Mucho
73%
No sabe
6%
No sabe
7%
Poco
33%
Nada
2%
Poco
19%
Nada
24%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
398

28
Comparada con otras empresas petroleras del mundo, ¿cree
usted que PEMEX es eficiente o ineficiente?
Según identificación partidaria
80%
Eficiente
58%
60%
40%
No sabe
12%
20%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Eficiente 68% 56% 51% 55%
Ineficiente 26% 30% 32% 33%
Ineficiente
30%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
399

29
Actualmente, muchos de los ingresos de PEMEX van a parar al presupuesto gubernamental,
quedándose la empresa petrolera con escasos recursos para llevar adelante trabajos de exploración y
explotación. Cree usted que los beneficios que obtiene PEMEX debieran ir al presupuesto del gobierno
o que deben quedarse en PEMEX para financiar la exploración y explotación de yacimientos?
Según identificación partidaria
60%
Al gobierno
32%
40%
20%
No sabe
13%
En PEMEX
55%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Al gobierno 36% 31% 26% 34%
En PEMEX 52% 56% 55% 56%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
400

30
Para ejercer sus recursos, actualmente PEMEX debe cumplir con las mismas reglas que cualquier
dependencia pública, con procedimientos más rígidos que los que tienen otras petroleras en el mundo.
¿Cree usted que PEMEX debiera seguir cumpliendo con las mismas reglas que cualquier dependencia
pública para ejercer sus recursos, o que debiera tener una mayor autonomía que le permitiera realizar
contrataciones como cualquier otra empresa petrolera en el mundo?
Según identificación partidaria
Mismas reglas
42%
40%
20%
No sabe
13%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Mismas reglas 44% 40% 39% 47%
Más autonomía 45% 46% 46% 43%
Más autonomía
45%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
401

31
En su opinión, ¿es conveniente que PEMEX se
reforme o debe seguir como está?
Según identificación partidaria
80%
Que se reforme
62%
60%
40%
20%
No sabe
15%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Que se reforme 70% 66% 57% 56%
Que siga como está 21% 16% 26% 27%
Que siga como está
23%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
402

32
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita
legalmente la participación privada, junto con PEMEX, en la
refinación del petróleo en el país?
Según identificación partidaria
De acuerdo
51%
60%
40%
20%
No sabe
16%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 65% 51% 46% 38%
En desacuerdo 23% 29% 39% 46%
En desacuerdo
33%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
403

33
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita
legalmente la participación privada, junto con PEMEX, en la
distribución del petróleo en el país?
Según identificación partidaria
De acuerdo
51%
60%
40%
20%
No sabe
16%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 65% 50% 48% 38%
En desacuerdo 24% 29% 40% 47%
En desacuerdo
33%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
404

34
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita
legalmente la participación privada, junto con PEMEX, en la
transportación del petróleo en el país?
Según identificación partidaria
De acuerdo
52%
60%
40%
20%
No sabe
17%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 67% 53% 48% 37%
En desacuerdo 22% 26% 35% 47%
En desacuerdo
31%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
405

35
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita
legalmente la participación privada, junto con PEMEX, en la
exploración de las reservas petroleras del país?
Según identificación partidaria
80%
De acuerdo
57%
60%
40%
20%
No sabe
13%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 71% 53% 51% 44%
En desacuerdo 18% 28% 39% 44%
En desacuerdo
30%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
406

36
¿Está usted de acuerdo o en desacuerdo con que se permita
legalmente la participación privada, junto con PEMEX, en la
explotación de las reservas petroleras del país?
Según identificación partidaria
De acuerdo
50%
60%
40%
20%
No sabe
16%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 63% 49% 48% 37%
En desacuerdo 25% 28% 41% 48%
En desacuerdo
34%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
407

37
El reto que enfrenta PEMEX para los próximos años es explorar y explotar
yacimientos petroleros en aguas profundas. Muchos de estos yacimientos pueden
ser explotados por México o por Estados Unidos. ¿Qué cree usted que es mejor: que
se permita que PEMEX pueda explorar y explotar estos yacimientos en aguas
profundas, aunque tenga que contar con participación privada; o que no participen
privados en la exploración y explotación de estos yacimientos en aguas profundas,
aunque se dejara la exploración y explotación en manos de Estados Unidos?
Según identificación partidaria
100%
Que se exploten
72%
80%
60%
40%
20%
No sabe
20%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
Que se exploten 81% 68% 62% 73%
Que no haya privados 8% 8% 15% 4%
Que no haya privados
8%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
408

38
Tomando en cuenta lo anterior, ¿está usted de acuerdo o en desacuerdo
con que se permita legalmente la participación privada, junto con
PEMEX, en la exploración de las reservas petroleras del país?
Según identificación partidaria
100%
Sin información Con información
80%
De acuerdo
69%
De acuerdo
57%
60%
40%
No sabe
14%
No sabe
13%
20%
En desacuerdo
17%
En desacuerdo
30%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 79% 63% 59% 65%
En desacuerdo 13% 19% 22% 21%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
409

39
Tomando en cuenta lo anterior, ¿está usted de acuerdo o en desacuerdo
con que se permita legalmente la participación privada, junto con
PEMEX, en la explotación de las reservas petroleras del país?
Según identificación partidaria
80%
Sin información Con información
60%
De acuerdo
61%
De acuerdo
50%
40%
No sabe
15%
20%
No sabe
16%
En desacuerdo
24%
En desacuerdo
34%
0%
PAN PRI PRD Ninguno
De acuerdo 75% 59% 53% 56%
En desacuerdo 18% 22% 27% 30%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
410

40
Cuestiones de método
A. Patrocinio y responsables.
Patrocinador: Estudio con patrocinio sindicado entre diversas personas
morales (dependencias públicas, organismos autónomos,
partidos políticos, empresas privadas, instancias sociales).
Responsables: Estudio realizado bajo la firma asociada GEA-ISA:
GEA Grupo de Economistas y Asociados, S.C.
Responsable del análisis: Alejandro Hope.
Oficinas: Pestalozzi 522, Col. Narvarte, CP 03020, México, DF
Tel. [52] 55 5639 9205 E-mail: ahope@gea.structura.com.mx
Investigaciones Sociales Aplicadas, S.C.
Responsable del diseño: Ricardo de la Peña (Presidente Ejecutivo).
Despacho: Minerva 359, Col. Florida, CP 01030, México, DF
Tel. [52] 55 5663 4348 E-mail: ricartur@prodigy.net.mx
Responsable del operativo: Rosario Toledo (Directora General).
Oficinas: Coyoacán 7, Col. Del Valle, CP 03100, México, DF
Tel. [52] 55 5669 3481 E-mail: rostol@prodigy.net.mx
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
411

41
B. Características técnicas de la encuesta nacional
1. Población bajo estudio: Ciudadanos mexicanos residentes en el territorio nacional
El presente análisis de resultados se refiere exclusivamente a la población estudiada y
estos datos sólo tienen validez para expresar la opinión de la población bajo estudio
en las fechas específicas del levantamiento de los datos.
2. Método de recopilación Cara a cara en hogares, con cuestionario
de la información: estructurado aplicado por entrevistadores.
3. Método de muestreo: Marco muestral: listado de secciones electorales en el territorio
nacional, con los resultados oficiales de las elecciones para
diputados federales de 2006, 2003 y 2000. Primera etapa: selección
aleatoria con probabilidad proporcional a tamaño (definido por el
número de electores registrados en 2006) de cien secciones
electorales; segunda etapa: selección de diez viviendas por sección,
mediante recorrido aleatorio (con arranque a partir del domicilio
de la casilla básica en la elección federal pasada e intervalo
constante por cada sección en muestra); tercera etapa: selección
como informante en cada vivienda en muestra de la persona que
celebrara el próximo cumpleaños de entre las presentes al
momento de la entrevista. En caso de no poderse realizar la
entrevista en el domicilio elegido o a la persona seleccionada, se
procedió a intentar la entrevista en la vivienda contigua, hasta su
realización, controlando la tasa de encuentro y de respuesta.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
412

42
4a. Tamaño de la muestra: 1,000 casos efectivos.
Margen de error teórico: +/- 4% (al 95% de confianza).
Perfil de la población entrevistada en la encuesta nacional:
UBICACION ESCOLARIDAD
Secciones urbanas 74% Hasta primaria 29%
Secciones mixtas y rurales 26% Media básica 36%
SEXO Media superior 23%
Masculino 48% Superior 12%
Femenino 52% OCUPACIÓN
EDAD Trabajadores 52%
De 17 a 24 años 17% Estudiantes 8%
De 25 a 39 años 39% Amas de casa 35%
De 40 a 54 años 25% Otros 5%
De 55 y más años 19%
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
413

43
4b. Pregunta sobre aprobación: En general, ¿usted aprueba o desaprueba la labor
realizada por Felipe Calderón como Presidente
de la República?
OPCION DE RESPUESTA PROPORCIONES *
Y ERROR ESTADÍSTICO
(A 95% DE CONFIANZA)
Aprueba 64.5% ± 5.6%
Desaprueba 31.6% ± 5.5%
No sabe 3.9% ± 1.7%
* Las proporciones reportadas corresponden a estimaciones hechas
una vez ponderados los casos por el factor de expansión muestral .
4c. Tasa de rechazo a la entrevista: 19.1% *
* Corresponde al cociente de los rechazos entre la suma de casos
efectivos más rechazos más casos indeterminados ponderados por
la tasa de elegibilidad. En total se realizaron 1429 intentos de
entrevista, mil logradas (70.0% de contactos), 267 casos de rechazo
a la entrevista, 28 viviendas deshabitadas o sin personas presentes
elegibles y 134 casos en que no se pudo determinar la elegibilidad
de las personas (en 30.0% de viviendas originales no se realizó a
entrevista); conforme a ello, con una tasa de elegibilidad de 97.3%,
la tasa de respuesta (AAPOR-RR3) fue de 71.6%; la tasa de
cooperación de 78.9%; y la tasa de rechazo la indicada.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
414

44
5. Fecha de levantamiento: 14 a 17 de febrero de 2008.
Encuestas previas de la serie: 17 al 20 de noviembre de 2007.
7 a 10 de septiembre de 2007.
16 a 18 de junio de 2007.
17 a 21 de marzo de 2007.
Consulta pública: Los principales resultados y los datos técnicos de esta
encuesta nacional serán accesibles en forma gratuita para
el público interesado en el sitio www.isa.org.mx.
Personal involucrado: 40 entrevistadores, 12 supervisores, diez codificadores, seis
digitalizadores, responsables de campo, de validación, de
codificación y de sistemas, revisor de base, apoyos administrativos.
El análisis estuvo a cargo de los responsables directos por las
empresas que realizaron el estudio.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
415

45
Control de calidad: Para el control de calidad del trabajo de campo se emplearon
diversas técnicas: primero, la supervisión in situ de las entrevistas,
con un tramo de control de 25% (supervisión directa de al menos
una de cada cuatro entrevistas aplicadas); la verificación posterior
en campo del seguimiento de las instrucciones para la selección de
vivienda en cada sección en muestra, corroborando la adecuada
elaboración de los croquis levantados; el re-contacto posterior de
una submuestra de personas entrevistadas, para la corroboración
de la efectiva, correcta y completa aplicación de los cuestionarios.
Adicionalmente, en oficina se efectuó un proceso de validación y
crítica del correcto llenado de cuestionarios y se mantuvo una
supervisión directa sobre la codificación de cuestionarios. La
captura se realizó en un sistema de cómputo que permite el
monitoreo en tiempo real del correcto vaciado de la información,
labor que se complementó con un proceso de doble captura de las
variables relevantes para la corroboración de los datos capturados.
6. Método de cálculo: Los resultados presentados no son en ningún caso frecuencias
simples, sino estimaciones basadas en el empleo de factores de
expansión muestral, calculados como el inverso de la probabilidad
de selección de cada individuo en muestra, ajustados para hacer
acorde la distribución de casos en muestra conforme a sexo y edad
con la reportada en el Listado Nominal de Electores al corte de
junio de 2006.
GEA
Grupo de Economistas y Asociados
416

Consultarse en :
http://www.consulta.com.mx/interiores/99_pdfs/12_mexicanos_pdf/mxc_NA20061125_MidiendoR
eformas.pdf
417

418

419

420

421

422

9. Artículos de opinión en periódicos
de circulación nacional (del 3 de enero
al 7 de marzo de 2008)
423

424

9.1 Índice por autor en orden alfabético
Se presentan artículos de opinión localizados en los periódicos El Universal, La Jornada y
Reforma del 3 de enero al 13 de marzo del presente año.
Páginas
1. Alemán, Ricardo 22
2. Alcocer V., Jorge 34
3. Aristegui, Carmen 26
4. Aziz Nassif, Alberto 1
5. Bartlett Díaz, Manuel 17
6. Begné Guerra, Alberto 36
7. Cárdenas, Cuauhtémoc 3
8. Castañeda, G. Jorge 23
9. Del Paso, Fernando 25
10. Encinas Rodríguez, Alejandro 5
11. Fernández Vega, Carlos 37
12. Flores Olea, Víctor 7
13. García Soto, Salvador 9
14. Gershenson, Antonio 28
15. Gilly, Adolfo 13
16. González Martínez, Jorge Emilio 1
17. Granados Chapa, Miguel Ángel 29
18. Hernández López, Julio 8
19. Labastida Ochoa, Francisco 20
20. Lopéz Obrador, Andrés Manuel 15
21. Martínez Cobalá, Gonzalo 11
22. Martínez, Ifigenia 27
23. Mayer-Serra, Elizondo Carlos 18
24. Merino, Mauricio 35
25. Meyer, Lorenzo 39
26. Ortiz Pinchetti, José Agustín 19
27. Quintana, Enrique 41
28. Rojas, Francisco 33
29. Saxe Fernández, John 24
30. Sarmiento, Sergio 4
31. Schields, David 6
32. Schettino, Macario 16
33. Sheinbaum Pardo, Claudia 31
34. Sodi de la Tijera, Demetrio 32
425

426

MIERCOLES 30 DE ENERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
Consumo energético y desarrollo
Jorge Emilio González Martínez.
30 de enero de 2008
9.2 ARTÍCULOS DE OPINIÓN SOBRE REFORMA ENERGÉTICA
La producción de energía es vital para el desarrollo de todas las naciones. Desafortunadamente,
también ha sido uno de los elementos que más daño han causado al medio ambiente, toda vez que las
fuentes para obtener energía principalmente de los hidrocarburos, así como el excesivo consumo energético,
no han sido sustentables hasta el día de hoy.
Aquellos que han tenido oportunidad de viajar a algún país desarrollado habrán podido atestiguar el
enorme consumo energético de estas naciones, pues pese a que las condiciones del clima no son extremas
todos los meses del año, casi todos los edificios públicos y condominios privados cuentan con sistemas
activos de calefacción o enfriamiento del aire y del agua durante todo el año, es conocido que existe una
mayor cantidad de vehículos por número de habitantes, la automatización de los servicios en casas y oficinas
conllevan permanentemente a un mayor consumo de energía eléctrica, etcétera.
Los países en vías de desarrollo, en cambio, no siempre cuentan con ese nivel de infraestructura
urbana o con ese parque vehicular; sin embargo, su consumo energético es aún más ineficiente, toda vez que
gasta más energía per cápita para producir menos ingreso per cápita. Además de que se utilizan —con mayor
frecuencia— tecnologías de producción de energía altamente contaminantes como la quema del carbón.
Un ejemplo: Nueva Zelanda se ha impuesto como meta alcanzar en pocas décadas que 90% de la
electricidad que consume su país se genere con fuentes renovables de energía. Por el contrario, en México
42% de la electricidad es generada a través de hidrocarburos, cerca de 8% con la quema de carbón y sólo
11.4%, 3.24% y 0.109% de la electricidad se genera con energía hidráulica, geotérmica y eólica,
respectivamente.
Consideremos, además, el hecho de que nuestras reservas probadas de petróleo, aquellas que
pueden ser realmente explotadas hoy en día, sólo alcanzan para los próximos 10 ó 15 años al ritmo de
producción actual, lo que podría impactar ampliamente el gasto gubernamental, ya que los ingresos petroleros
representan alrededor de 34% del presupuesto público federal.
Para que nuestro país pueda seguir siendo un exportador neto de crudo y autosuficiente en
combustibles, requiere hacer cuantiosas inversiones en exploración, refinación y producción durante los
próximos años; de lo contrario, en muy poco tiempo estaremos comprando casi la totalidad de nuestros
combustibles al extranjero.
Si deseamos tener futuro como nación, requerimos una reforma energética de carácter integral. No
obstante, el modelo de política energética de ninguna manera deberá buscar asimilarse al existente en los
países desarrollados, en donde no sólo cuenta la alta capacidad de producción energética sino también un
consumo insostenible a largo plazo.
Lo que requerimos es impulsar toda clase de energías alternativas y renovables que en mediano o
largo plazo puedan proveernos de energía suficiente para crecer como país. Ello implicará innovar, por
ejemplo, en materia de construcción, logrando que las casas habitación y los edificios puedan mantener
ciertos rangos de temperatura al interior, sin depender de los sistemas de calefacción o aire acondicionado.
Requerimos un transporte público más eficiente y menos contaminante, requerimos reforzar los programas de
ahorro de energía.
Pero indudablemente necesitamos una reforma energética integral para involucrar más a todos los
sectores del país en la planeación y producción de la energía que requiere nuestra nación en los próximos
años, a fin de que los mexicanos puedan tener mayores oportunidades de ingreso con un consumo energético
razonable y sustentable.
Presidente nacional del PVEM
MARTES 5 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
La encrucijada del PRD
Alberto Aziz Nassif
5 de febrero de 2008
Ha empezado la campaña dentro del PRD para elegir a su dirigencia nacional. Un mes y medio será
el trayecto durante el cual los perredistas de todo el país tendrán que decidir por quién de los cuatro
1
427

candidatos registrados van a votar el próximo 16 de marzo: Jesús Ortega, Alejandro Encinas, Alfonso Ramírez
Cuéllar y Camilo Valenzuela.
Esta elección tiene una característica particular: define el futuro próximo de ese partido, lo cual
significa en este momento, su viabilidad como partido, su estrategia legislativa inmediata y la elección
intermedia del 2009. Sin embargo, no todo apunta hacia delante, también quedan las herencias que dejó el
2006. Un reto mayor es saber si el PRD podrá seguir siendo el paraguas de fracciones, grupos y tribus que a
veces apuntan en direcciones diferentes. Las tensiones a las que está sometido el PRD tienen que ver con un
conjunto de piezas difíciles de ensamblar: la dinámica entre el Frente Amplio Progresista y el PRD; la relación
del partido con la Convención Nacional Democrática; la línea de mando entre López Obrador (AMLO), su
gobierno legítimo, el partido y los legisladores. En este rompecabezas hay diferencias para determinar cuál es
la ruta para tomar las decisiones; si la dirigencia impone sus proyectos, o si existen espacios de negociación
con los diferentes grupos y corrientes internas.
Lo que se ha visto en los últimos meses es una cuerda que cada día se ha estirado más entre dos
posiciones, precisamente las que representan los dos candidatos con mayores posibilidades de ganar en
marzo, Jesús Ortega, cabeza de los llamados Chuchos y de la corriente Nueva Izquierda, y Alejandro
Encinas, el candidato afín a López Obrador y a las corrientes dominantes en el DF como Izquierda
Democrática, fundada por el polémico René Bejarano.
El PRD no ha resuelto cómo tiene que ser la relación con el actual gobierno federal, y esa tensión le
genera diferencias y pugnas. Hemos visto las constantes descalificaciones que hay entre algunos de los
voceros del grupo AMLO y los líderes de Nueva Izquierda, cuya figura más polémica ha sido precisamente
Ruth Zavaleta, actual presidenta de la Mesa Directiva de la Cámara de Diputados. Este conflicto es una
herencia del 2006. Hasta el momento no ha habido rupturas, sino expresiones y descalificaciones, que dejan
ver las diferencias que prevalecen entre las partes más negociadoras y las más radicales de ese partido.
Preparar las reformas que vienen significa establecer definiciones básicas en materia de reforma
energética. El PRD tendrá que explicar su proyecto sobre Pemex y la industria eléctrica, decidir si votará en
contra de un posible proyecto consensado entre PRI y PAN; si apoyará cambios constitucionales en materia
de inversiones. Una parte del PRD, con López Obrador al frente, está en una posición de no aceptar por
ningún motivo la inversión privada y los cambios a la Constitución. ¿Es posición general? Hasta el momento
no ha habido otra postura interna distinta. El problema es que tampoco se pueden quedar las cosas como
están en materia energética.
En diciembre pasado los diputados del PRD se dividieron al momento de aprobar el Código Federal
de Instituciones y Procedimientos Electorales (Cofipe), porque López Obrador expresó una posición contraria
al final, a pesar de que los legisladores de ese partido participaron activamente e incluso ganaron temas
sustantivos de su agenda en esa reforma electoral.
Por el momento, las elecciones intermedias del 2009 son el tema menos importante del perredismo,
no porque no sea apremiante su preparación, sino porque éstas dependen de un listado de problemas
estructurales que tendrá que enfrentar la próxima dirección nacional de este partido. Se trata de una
autocrítica que hizo la corriente Nueva Izquierda en agosto del 2007 antes del X Congreso Nacional:
problemas como ausencia de institucionalidad; falta de organización electoral; desvinculación de movimientos
sociales y grupos de intelectuales; falta de controles partidarios sobre los gobiernos y legisladores perredistas;
falta de formación y estímulos a la militancia; impunidad ante la violación a normas internas. ¿Qué implica
este nudo de problemas en la elección del próximo 16 de marzo? Para decirlo de forma rápida, el PRD
transitará por un intenso y competido proceso de elecciones internas con varios déficits estructurales.
En otras elecciones internas, incluso en momentos menos polarizados, el PRD ha tenido problemas
de fraude y violación de las normas, faltas que han quedado en la impunidad. Si en esta elección se diera un
resultado conflictivo y fraudulento —como los que ha tenido en otras elecciones— el PRD sufriría un golpe
decisivo. En otras palabras, la perspectiva para enfrentar los problemas estructurales señalados necesita
atravesar por un proceso interno limpio y legítimo. Como sucede con procesos muy competidos, puede haber
un resultado muy cerrado, por lo cual se necesita que haya mucha limpieza. Cada líder y cada aspirante
tendrán que impedir la posibilidad de cometer irregularidades. Una buena solución interna podría posicionar al
PRD para llegar al 2009 en mejores condiciones, esa sería la salida optimista.
Por el contrario, si las elecciones terminan con importantes impugnaciones, con un ganador
cuestionado, el PRD estará expuesto a fracturas que siempre debilitan. En este escenario crecería la tensión
interna y se profundizaría la división que hoy existe entre “negociadores” y “radicales”. Para un partido que ha
denunciado fraude en 2006, sería terrible que no pudiera hacer un proceso interno limpio; perdería mucha
autoridad moral y política. En estos momentos ya se han hechos denuncias sobre el uso de recursos del
gobierno del DF en la campaña de Encinas. De igual forma, en el lado contrario se han hecho críticas en
contra de las corrientes.
La elección interna del PRD es sólo un momento importante, un paso que necesita una solución
adecuada en términos de legitimidad y limpieza. Quizá en otro momento esta elección no tendría mayor
importancia que elegir una dirección nacional, pero el momento actual, la herencia del 2006 y el futuro
inmediato, hacen de estos comicios un proceso crítico. Veremos qué hace el PRD frente a su encrucijada…
2
428

Investigador del CIESAS
MIÉRCOLES 6 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
Cuauhtémoc Cárdenas
Pemex tiene con que salir adelante
Todos los días y cada vez con mayor profusión e intensidad, los distintos medios de información dan
cuenta de declaraciones de diferentes actores de la vida pública –legisladores, funcionarios públicos,
financieros, conductores de programas de televisión y radio, académicos, articulistas, dirigentes políticos–
sobre la necesidad y conveniencia de llevar a cabo una reforma energética, sin que nadie precise de qué se
trata, qué es lo que se pretendería modificar o qué es lo que se quiere que no cambie con respecto a la
situación actual.
No pretendo en esta ocasión hacer un planteamiento amplio o una propuesta integral sobre una nueva política
petrolera –que la hice hace ya algunos meses y considero mantiene vigencia–, sino sólo fijar una posición
sobre algunos temas específicos y tratar de hacer claridad sobre otros, que con frecuencia se manejan
falazmente.
Empezaré por decir que el transporte de petrolíferos por oleoducto o poliducto debe seguir siendo función
exclusiva del Estado, realizada por conducto de Petróleos Mexicanos. Por la red de la paraestatal se
transporta alrededor de 60% del total de los líquidos que mueve, otro 30-35% se transporta en buques tanque
y sólo el resto va a distintos puntos del país sea por ferrocarril, sea por pipas que transitan por las carreteras.
Transportar el petróleo por ductos cuesta 5 centavos por kilómetro. Hacerlo en pipas asciende a 90 centavos,
esto es 18 veces más.
Sería absurdo, como ciertas voces sostienen que es necesario, privatizar la red de ductos de Pemex con el
argumento de que un particular puede transportar petrolíferos en pipas por carretera –lo que representa
aproximadamente 3% de los productos que Pemex distribuye por todo el país, con precio 18 veces superior al
que cuesta a Pemex hacerlo por sus tuberías– y está legalmente impedido para hacerlo por ductos que el
propio particular concesionario dueño de las pipas construya y opere.
El transporte que hace Pemex de sus productos por medio de su red de ductos es más barato y eficiente que
el que se hace por cualquier otro medio de transporte. Lo que procede, en consecuencia, es dotar a Pemex
con los recursos necesarios para que extienda su red de ductos lo más posible, les dé el mantenimiento
adecuado y establezca los procedimientos de control electrónico de sus flujos, tal como los tiene ya
establecidos para el control de los flujos que transitan por su red de gasoductos.
Siguiendo con el asunto de los ductos, actualmente cada subsidiaria de Pemex maneja sus ductos con
independencia del resto de la red. Lo racional, sostenido por conocedores de la operación petrolera, sería
crear en Petróleos Mexicanos una entidad que unitariamente manejara esa extensa red y coordinara con una
visión integral, de conjunto, el movimiento de la diversidad de productos que deben llegar a las distintas áreas
de la industria.
Otra función que debe a mi juicio mantenerse con exclusividad para el Estado es la refinación –la producción
de combustibles y lubricantes, que por imponer y practicar una política antinacional se dejaron de producir en
México y se han venido importando en volúmenes crecientes en esta época del neoliberalismo–, ya que de
abrirse esta actividad a intereses privados, es muy posible que éstos demandaran y presionaran económica y
políticamente –de lo que pueden encontrarse buen número de antecedentes de triste memoria en la historia
económica y política de nuestro país– para que se les abasteciera de petróleos ligeros, los más fáciles de
refinar y sobre todo los más rentables, dejando al Estado los productos y las mezclas de más complejo y
costoso tratamiento.
Es necesario, y así parece estar aceptado por quienes opinan desde distintas posiciones políticas y los hacen
con diferentes visiones, que se invierta en exploración, en la construcción de nuevas refinerías, en la
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modernización de la flota petrolera, en nuevos ductos, en mejorar el mantenimiento de las instalaciones
existentes, etcétera, pero, dicen algunos, Pemex carece de recursos, no tiene dinero. Esta es una afirmación
falsa y falaz.
En los últimos años, con el aumento de los precios del crudo, Pemex ha generado excedentes en sus
ingresos monetarios no previstos oficialmente, que debían haber servido ya para atender prioritariamente las
necesidades de la industria. Por otro lado, la Secretaría de Hacienda, al finalizar 2007, mantenía congelados
fondos de Pemex –es decir, recursos ya aprobados por el Congreso para ser invertidos o gastados por
Pemex– que sumaban más de 322 mil millones de pesos, que tendrían que haberse ejercido para hacer más
rentable y eficiente nuestra industria petrolera y que debían haber contribuido, sumados a otros recursos y
medidas, para superar el prolongado estancamiento de nuestra economía. De mantener esa política de
congelamiento de recursos, al final de 2008 Hacienda habrá retenido 129 mil millones más, llegando a un
acumulado de 451 mil millones de pesos. ¡Una barbaridad, un crimen económico, social y político!
Pemex, es necesario repetirlo, genera recursos y debiera efectivamente contar con ellos para salir adelante y
recuperar para la industria petrolera el papel de motor del crecimiento económico del país.
Volviendo a la reforma energética, que fue el tema con el que empecé, quiero entender que cuando se hace
referencia a ésta, se está hablando de la necesidad de instrumentar una política energética que tenga una
orientación y mecanismos distintos a los de la política en la materia vigente en los últimos sexenios. Esto es,
en lo que hace al petróleo, es necesario antes que otra cosa conceder a Pemex autonomía de gestión,
separándolo del presupuesto federal y liberándolo consecuentemente del estrangulamiento al que lo tiene
sometido la Secretaría de Hacienda –que es en la práctica la que ha venido decidiendo lo que hace y lo que
no Petróleos Mexicanos, sustituyendo así indebidamente a su dirección formal, que es finalmente la
responsable ante el país del manejo de este recurso y de la industria que se deriva de su aprovechamiento–,
destinar mayores presupuestos a Pemex para que invierta en exploración, explotación, refinerías, ductos,
petroquímica, en el desarrollo de las tecnologías necesarias para la exploración y explotación de los
yacimientos situados en aguas profundas, etcétera, llevando a cabo, por otro lado, un cambio radical al
tratamiento fiscal que se da a Pemex y poniendo en práctica una política internacional agresiva que lleve a
abrir nuevos horizontes a nuestra industria, como la que practican las principales petroleras del mundo, y todo
ello sin modificar nuestra Constitución.
Finalmente, es tiempo ya, con relación a los yacimientos transfronterizos, que el gobierno nos diga qué
manejo les está dando o está previendo darles de aquí en adelante y qué acuerdos se están haciendo con
nuestros vecinos y qué previsiones se están tomando para que México derive de su aprovechamiento los
beneficios a los que tiene derecho.
VIERNES 8 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: REFORMA
REFORMA EN PEMEX
Por Sergio Sarmiento.
(08-February-2008).- "Habría una gran reforma en la política si la sabiduría pudiera difundirse tan fácil y
rápidamente como la tontería".
Winston Churchill
En un punto hay un acuerdo total. Todos los políticos, de todos los partidos, saben que la situación
no puede continuar tal y como está. Necesitamos una reforma petrolera. El problema es definir cuál.
Las reservas probadas de petróleo se están agotando con rapidez, especialmente por la declinación
del yacimiento de Cantarell, del cual han vivido Pemex y el gobierno desde la década de los setenta. En unos
cuantos años más, si no cambia la actual tendencia, nos convertiremos en importadores netos de crudo. Pero
además ya estamos importando el 40 por ciento de las gasolinas y un porcentaje muy importante de
petrolíferos y petroquímicos.
En contraste, la producción de gas ha venido aumentando de manera considerable en la cuenca de
Burgos, lo cual ha reducido la importación que realizamos de Estados Unidos.
Lo que ha sucedido con el gas puede ocurrir con el petróleo crudo, la gasolina, los petrolíferos y los
petroquímicos. ¿Qué se requiere? Simplemente inversión. No hay magia. La producción de gas ha aumentado
porque se han registrado inversiones muy importantes en la cuenca de Burgos en los últimos años. Se trata, a
propósito, de inversión privada, a pesar de lo que señalan las leyes de nuestro país.
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¿Debe una reforma energética promover la inversión privada en petróleo, refinación y petroquímica?
No necesariamente. Lo importante es que haya inversión y que ésta sea eficiente. El problema es que con las
actuales normas Pemex no cuenta con los recursos para realizar estas inversiones mientras que sus reglas de
operación son complejas y dispendiosas. Las opciones para evitar la crisis energética de México son
evidentes. Una de ellas es, por supuesto, abrir por lo menos algunas partes de la industria a la inversión
privada. Esto se puede hacer sin ceder la propiedad de los yacimientos petroleros. De hecho, de esta manera
operan las industrias petroleras de Canadá, Noruega, Reino Unido, Estados Unidos e incluso Cuba. En estos
países la nación, la provincia o el Estado son propietarios de los hidrocarburos, pero la iniciativa privada
realiza la explotación física y da una regalía a los gobiernos, que no corren así ningún riesgo: simplemente
gozan de un dividendo sin tener que desviar recursos de proyectos sociales a actividades productivas.
Algunas actividades petroleras en nuestro país son candidatas más lógicas para la apertura a la
inversión privada. El transporte de gasolina, por ejemplo, se realiza actualmente a través de pipas de Pemex,
pero resultaría mucho más eficiente -tanto para la empresa como para el país- si la mayor parte posible se
llevara a cabo por medio de ductos. Ésta es una inversión en la que no hay razón para impedir la participación
de la iniciativa privada. Nada dice la Constitución acerca de mantener para el Estado el transporte de
combustibles. Si se abre el transporte, Pemex podría encauzar más recursos a la exploración y explotación de
crudo.
Otra actividad en la que debe haber coinversiones con empresas privadas es la extracción de
petróleo en aguas profundas. Pemex no tiene ni los recursos ni la tecnología para hacerlo, pero además las
empresas internacionales que cuentan con la tecnología no la venden sino que insisten en participar en
coinversiones. Lo lógico sería llegar a acuerdos con ellas. De lo contrario las operaciones del lado
estadounidense se acabarán los yacimientos del Golfo de México.
Si los mexicanos queremos mantener el actual monopolio de Pemex, será imprescin- dible dejarle
más dinero a la paraestatal. Para ello se requiere de una reforma fiscal de verdad. La que el año pasado
hicieron el gobierno y el Congreso, y que incluyó la introducción del Impuesto Empresarial de Tasa Única, el
IETU, es simplemente insuficiente. Habría que aumentar la recaudación gubernamental en cuando menos un
30 o un 40 por ciento para evitar el actual saqueo de Pemex por parte de Hacienda. Pero habrá que ver si
algún político se atreve a llevar a cabo esa real reforma fiscal. Dejarle más recursos a Pemex, sin embargo,
no es suficiente. Es indispensable también liberar a la empresa de la camisa de fuerza de la Ley de Obras
Públicas, la cual hace que se multipliquen los costos de operación de la paraestatal en comparación con los
de las empresas privadas. Esa Ley de Obras Públicas, por otra parte, paraliza a cualquier funcionario de la
empresa en el momento de firmar un documento. Los ejecutivos de Pemex pueden ser sometidos a acciones
legales por acciones que se consideran normales en cualquier empresa privada. Ahí está el caso de Raúl
Muñoz Leos. Si realmente queremos que Pemex sea una empresa de clase mundial, no sólo habrá que
permitirle mantener los recursos que necesita sino también darle una verdadera autonomía de gestión.
Confiscación
Un teniente coronel del Ejército, Fortino Castillo León, murió y tres soldados fueron heridos en un
enfrentamiento con sicarios en Uspero, Parácuaro, Michoacán. Después del enfrentamiento, un grupo de
miembros del Ejército confiscó las cámaras y grabadoras de los reporteros que llegaron a cubrir el hecho.
¿Por qué? Supuestamente por razones de seguridad. Pero el Ejército debe entender que si va a hacer labores
de policía tiene que aceptar las reglas de la vida civil. Y una de ellas es la libertad de información. La
confiscación de instrumentos de trabajo de los reporteros en Michoacán es un abuso y un simple robo
MARTES 12 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO EL UNIVERSAL.
Petróleo: paradojas de la historia
Alejandro Encinas Rodríguez.
12 de febrero de 2008
La transformación más importante que logró la Revolución Mexicana fue establecer en la
Constitución de 1917 la propiedad de la nación sobre la tierra, el espacio aéreo, el subsuelo y las riquezas
naturales.
Con esta medida se hizo prevalecer el interés público por encima del privado, lo que creó un severo
conflicto con Estados Unidos y otros países que consideraron esta disposición como un atentado a sus
intereses, lo que derivó en una controversia legal que demandaba la no retroactividad de la ley, lo que
resultaba improcedente ya que la Constitución establecía un nuevo pacto social.
Los intereses extranjeros ejercieron enormes presiones para modificar el artículo 27 constitucional;
sin embargo, el gobierno de Venustiano Carranza mantuvo la vigencia del nuevo pacto.
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Años después, Álvaro Obregón firmó en secreto los deshonrosos Pactos de Bucareli, con los que, a
cambio del reconocimiento de Estados Unidos a su gobierno —el que había sido negado a Carranza—,
restableció los intereses extranjeros en la explotación del petróleo.
Con Lázaro Cárdenas se dio un paso definitivo para hacer valer el mandato constitucional y se expropian los
bienes de las empresas extranjeras, las que impusieron un embargo económico y tecnológico que buscaba
revertir la expropiación. De ahí surgen Petróleos Mexicanos y el Instituto Politécnico Nacional.
Hoy se pretende revertir esta situación. Bajo el argumento de que no se cuenta con la capacidad
tecnológica y financiera para el aprovechamiento de los hidrocarburos, se busca promover, al igual que en los
Pactos de Bucareli, una reforma legal que disfraza la apropiación privada de los hidrocarburos.
El intento de abrir Pemex al capital privado se enmarca en el deliberado debilitamiento de la
empresa, su abandono presupuestal y la falta de inversión en sus subsidiarias, lo que ha provocado que
nuestro país sea deficitario en gas natural y gasolinas a pesar de su riqueza petrolera. Pemex ha sido
manejada bajo una lógica financiera que distrae los recursos económicos que genera y que le permitirían
contar con inversión suficiente para su sano desarrollo.
La estrategia de priorizar las extracciones masivas de crudo para exportación, en vez de generar bienes con
valor agregado, ha reducido las reservas probadas y beneficiado a nuestros compradores, a quienes se
compra gasolinas a costos crecientes.
La ineficiencia de la onerosa burocracia de la empresa se ha encubierto en una alianza cómplice con uno de
los sindicatos más corrupto del país.
Pese a ello y a los intentos por debilitar a la empresa, Pemex es la segunda empresa más rentable
del mundo. De acuerdo con datos de la Secretaría de Hacienda y de la misma paraestatal, en 2006 los
ingresos de Pemex superaron los 100 mil millones de dólares y sus utilidades, sin impuestos (72 mil 100
mdd), sólo fueron superadas en el ámbito mundial por la transnacional Exxon.
Pemex es la segunda surtidora de crudo a Estados Unidos y está considerada como la décima empresa
integrada del mundo; la tercera en producción y la onceava en reservas de crudo; así como la treceava en
producción de gas natural y capacidad de refinación.
Recientemente Pemex ha informado que sólo se ha explorado 25% del territorio geológicamente
susceptible de almacenar hidrocarburos y que cuenta con más de 20 mil millones de barriles de crudo de
reservas probables.
Nada justifica su privatización. Se necesita, sí, eficientar su operación y reducir el gasto corriente del
gobierno para contar con recursos adicionales para inversión en el sector. Se requiere una administración
austera y eficiente, erradicar la corrupción y democratizar la vida sindical.
Se debe reinvertir la renta petrolera en la empresa; sanear sus finanzas; impulsar su desarrollo
tecnológico; ampliar su infraestructura de gasoductos y oleoductos; construir nuevas refinerías; y reactivar la
petroquímica básica y secundaria.
Es inexplicable el intento de privatizar Pemex, a no ser que lo que prevalezca sea, además de
renunciar a una visión estratégica de Estado, el pago de favores para obtener del extranjero y los poderes
fácticos el reconocimiento que no se obtuvo en las urnas y entregar a particulares las enormes utilidades de
Pemex tan necesarias para el desarrollo del país.
aencinas@economia.unam.mx
Profesor de la Facultad de Economía de la UNAM
PERIODICO: REFORMA.
PEMEX, ¿PARA LOS GRANDES?
Por David Shields.
(12-February-2008).- Se ha planteado, desde hace décadas, que Petróleos Mexicanos (Pemex) debe ser un
promotor de cadenas industriales y debe jalar y fortalecer, incluso cobijar, a las medianas y pequeñas
empresas mexicanas. En realidad, Pemex renunció a ese papel en buena medida, cuando empezó, hace
tiempo, a destinar más del 80 por ciento de sus presupuestos a exploración y producción -actividad muy
rentable, pero de poco valor agregado-, pero desatendió la refinación y desarticuló la petroquímica.
Sin embargo, Pemex ahora ejerce niveles de inversión sin precedentes. Según sus funcionarios, sus
gastos de capital ascenderán a 19.7 mil millones de dólares este año y 22 mil millones en el 2009. Uno
pensaría que, con esos recursos, debe existir un gran potencial para que Pemex apoye industria, tecnología y
empleos mexicanos, por lo menos en exploración y producción. Pero todo indica que esto no sucede.
Por el contrario, se eleva la voz de alerta de que Pemex "no tiene proyectos ni capacidad de
ejecución" para tanto dinero. La deficiente ejecución de proyectos se traduce en costos adicionales, retrasos
en las obras e incumplimiento de programas operativos. La subsidiaria Pemex Exploración y Producción
(PEP), el "único inversionista" bajo el obsoleto marco jurídico actual, se convierte en un embudo que debe
canalizar toda la inversión de la industria, pero no lo puede hacer con eficiencia.
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Obligado a gastar masiva y rápidamente, PEP quiere estructurar sus programas con base en
contratos integrales de servicios petroleros, que dejan fuera de la jugada no sólo a las pequeñas empresas,
sino también a las medianamente grandes que se han dedicado a especialidades. Las razones por las que ha
optado, preferentemente, por los contratos integrales son la simplificación administrativa (es más fácil
administrar un solo contrato, en vez de 40), la supuesta obtención de ahorros económicos (ahora cuestionada
públicamente por los propios funcionarios), el temor a las responsabilidades de los servidores públicos y la
falta de capacidad de ejecución.
Se han otorgado nuevos contratos por mil millones de dólares a Halliburton y hasta por 3 mil millones
a Schlumberger. También han podido competir en esa liga ICA Fluor, Repsol, Cobra, Precision Drilling, pero
no hay muchas compañías más. El componente extranjero es fundamental para participar, porque no hay
compañías mexicanas que puedan ofrecer fianzas por 70 o 100 millones de dólares.
PEP se equivoca al apoyarse cada día más en contratos integrales, porque va a desbaratar la
competencia y destruir las capacidades de las empresas de mejor tamaño. Las compañías que ofrecen
servicios de cimentación, control de sólidos, trabajos sísmicos, fluidos de perforación, estimulaciones y
bombeos diversos, registros geofísicos o registros giroscópicos van a tener que procurar colgarse de
Halliburton o Schlumberger, quienes realmente no las necesitan, porque ya cuentan con sus propias
capacidades en especialidades. Así, muchas compañías de mediano tamaño podrían desaparecer.
Con sus políticas actuales, PEP no fomenta a las compañías mexicanas que ofrecen servicios
especializados. Si estas compañías no obtienen contratos, se verán obligadas a despedir personal, ya que no
tienen la opción de trasladar sus operaciones a otros países. Así, pierden capacidad tecnológica y operativa.
Además, se crea el peligro de que toda la parte operativa de la industria petrolera quede en manos de unas
cuantas empresas extranjeras de servicios, como ya sucede.
Para evitarlo, PEP debe dar mayor prioridad a los contratos por especialidad, lo cual, a la larga, es
conveniente en términos de economía y competencia, si bien implica una mayor carga de trabajo
administrativo. Además, PEP debe fomentar que las pequeñas y medianas empresas desarrollen tecnologías,
porque hay urgencia de recurrir a nuevas soluciones para elevar las reservas probadas en los grandes
yacimientos y para reactivar y desarrollar campos maduros y abandonados, si se quiere mitigar la caída de la
producción. Hoy, las compañías pequeñas con tecnologías novedosas enfrentan resistencias, falta de
oportunidades y poca atención por parte de PEP.
La solución a fondo a esa problemática sería reorganizar la industria por completo a través de una
reforma integral que, entre otras cosas, tenga un espíritu de apoyo a la industria nacional y permita sacar de la
sombra y de la polémica a la industria privada de los servicios petroleros. Por desgracia, los políticos no salen
de su primitivo discurso ideológico, tan alejado de las realidades de la industria. Así, no hay mucha esperanza
de que sucedan cosas buenas.
David Shields es analista de la industria energética. Su e-mail: shields@energiaadebate.com.mx
VIERNES 15 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
La batalla de PEMEX
Víctor Flores Olea
15 de febrero de 2008
Está en su punto más alto la discusión sobre el estatus del petróleo en México: aquellos que
consideran necesario abrir la puerta ancha al capital privado para que Pemex se sostenga, renueve y
desarrolle, y aquellos que sostienen que Pemex cuenta ya con los recursos necesarios para realizar
plenamente sus funciones presentes y futuras y, entonces, que no debe perder su situación de empresa
pública nacional, eso sí, bajo otros supuestos de existencia. El primero sería que no sea literalmente
esquilmada por el fisco, al cual está obligada a entregar más de 80% de sus ingresos.
La cuestión se ha convertido en tema de un rudo debate nacional porque los “privatizadores” de
Pemex desearían que el país se ajustara plenamente a los intereses de los grandes consorcios y aparatos
financieros del mundo globalizado, que han convertido a nuestra sociedad, y a la de todas partes, en un
campo en el que sólo cuenta el modo de comprar y vender, deshumanizándola y haciéndola pasto exclusivo
de intereses y utilidades. El mundo como lonja y feria en que nada cuenta sino el lucro y el provecho.
La discusión se ha redoblado porque México tiene además ya la experiencia perversa de otras
“privatizaciones”, como la de la banca, para no ir más lejos, que comienza siendo para nacionales y termina
extranjerizándose. Y lo que es peor: con pésimos servicios y a costos mucho más caros que cuando estaba
en manos de la nación.
La reacción en contra de los “privatizadores” ha sido áspera porque su propósito final ha sido además
burdamente manipulado. En México, los aparatos publicitarios, en confabulación evidente con los intereses
privados nacionales e internacionales, han concertado una campaña montada sobre falsedades y
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desinformación que se repite sin cesar. La principal mentira: no se trata de “privatizar” sino de otorgarle a
Pemex nuevos recursos, privados evidentemente, necesarios para su función.
La mentira de la campaña salta a la vista porque es claro que Pemex cuenta con ingresos suficientes para
cumplir con sus fines de desarrollo; siendo también claro que desde hace dos o tres décadas se despoja a
Pemex de su patrimonio, como si se hubiera programado con anticipación llevarla a una crisis que haga
creíble el argumento de su “privatización” (aunque se disfrace el hecho con otros términos). La principal
mentira de la campaña ha sido la de ocultar la “privatización” real que se persigue, en vista de que Pemex ha
sido durante décadas el símbolo más eficaz no sólo de la unidad nacional-popular de los mexicanos, sino la
marca misma de la existencia de la nación como viable y soberana.
La película, como algunos han dicho, es bien conocida porque ha sido ya ensayada en otros campos
y países, incluso en México con los ferrocarriles: hacer quebrar a las empresas nacionales para malbaratarlas
al mejor postor, casi sin excepción consorcios extranjeros.
Pero además la batalla de Pemex ha servido para desnudar al gobierno de Felipe Calderón, y para hacer
evidente su dócil subordinación a intereses económicos de dentro y fuera. Desnudar su idea matriz de que la
salud de la nación vendrá del capital, de aquí y allá, y no de la vida esperanzada de una nación integrada por
mexicanos con futuro. El drama es que su destino personal no es sólo subjetivo sino que puede ser el drama
de la nación entera. La calamidad es que la mayoría de los mexicanos está convencida de que su principal
objetivo al ocupar tan discutidamente la silla del jefe del Ejecutivo es precisamente desnacionalizar los
energéticos del país, y en primer lugar Pemex.
Pudiera ser que no necesariamente se privatice en la forma Pemex, pero sí se privatizarán sus
ganancias, que hoy son enormes en vista de los precios internacionales del petróleo. Los inmensos ingresos
de Pemex que actualmente van a las arcas del gobierno, y que no se han utilizado seriamente para el
desarrollo del país, irían a los bolsillos de los privados, de dentro y fuera, a los que se encargaría la gestión de
la empresa. Pero sabemos bien que con el actual saqueo no hay empresa que resista: por eso decimos que
se ha montado un escenario antinacional, antimexicano y antisoberanía en que el fracaso de Pemex exige su
desnacionalización y privatización.
Ya se opina que para evitar ese atentado es necesaria la movilización popular y la presión unida de los
mexicanos.
Lo que no han visto Felipe Calderón y asociados es que la operación que traen entre manos induciría
a una explosión social de magnitud incalculable. Y a una situación política insostenible, más sumada a los
problemas de injusticia social y económica que definen al país. La tumba histórica de Fox fue su intento de
desafuero y su abierta intervención en la última elección. La de Felipe Calderón sería este intento, disfrazado
o no, de privatizar Pemex y los energéticos. Lo que está en juego es la posibilidad misma de México como
país independiente y soberano: la existencia misma de la nación.
Escritor y analista político
PERIODICO: LA JORNADA
Astillero
Julio Hernández López
Fax: 56 05 20 99 • juliohdz@jornada.com.mx
Desde endenantes
La secretaria de energía, Georgina Kessel, confirmó ayer que el gobierno calderonista está haciendo
mucho más que boxeo de sombra en el tema de las reformas energéticas. Tal vez convencida de que “al
calderón que madruga, Cuauhtémoc (y Lazarito) le ayuda”, la funcionaria reconoció que “…Estamos
trabajando en ello… lo que estamos haciendo es trabajar en los consensos y en una iniciativa que ya tenga la
mayor parte del trabajo realizado”. Tan avanzado va el proyecto (en discusión con senadores) que se planea
presentarlo en firme al Congreso a finales de marzo. De no aprobar esos planes de negocio compartido, al
país le iría hórridamente. Por ejemplo, en pleno jolgorio independentista y revolucionario (es decir, en 2010)
los gringos nos podrían aplicar una impúdica operación popote para extraer crudo de yacimientos fronterizos.
Así es que más valdría que desde ahora las leyes mexicanas se porten flojitas y cooperando.
La tecnócrata Kessel ni cuenta se dio de que estaba dejando sin materia argumental a quienes se
han rasgado las vestiduras periodísticas denunciando la paranoia de un tabasqueño acelerado que organiza
resistencia civil contra proyectos que según eso ni siquiera existían. “Estamos buscando que Pemex pueda
tener la flexibilidad para poderse asociar como lo hacen todas las empresas del mundo para poder incurrir en
exploración y producción en áreas que son de alta dificultad como el caso de las aguas profundas”, dijo a
Carlos Loret de Mola, en Televisa. La Kessedilla completa (para consumo extranjero) lleva tiempo
cocinándose: “hay premisas en las que nos estamos moviendo para hacer cambios en el marco legal (…)
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Estamos buscando que Pemex tenga flexibilidad para poder incurrir en exploración y producción en áreas de
dificultad, en áreas profundas”.
Los bonitos términos de “flexibilidad” y “asociación” encubren la sabida pretensión de que las
reformas energéticas permitan hacer negocios privados con la riqueza pública. El proyecto reconocido por la
secretaria Kessel permitirá a empresarios de cualquier nacionalidad participar en un negocio altamente
redituable para ellos y para sus operadores gubernamentales que tienen claros intereses en el tema
(destacadamente el secretario ultramarino de Gobernación, cuya familia está colocada oportunamente en ese
nicho energético). Por lo demás, la confesión de la titular de la Sener confirma que tarde se está haciendo a
los sectores nacionalistas para organizarse y protestar (por lo pronto, este 24, frente a la torre de Pemex, en el
DF; y en el resto del país, y el extranjero, donde cada ciudadano pueda) contra esos planes que entre más
niegan discursivamente su carácter privatizador más lo comprueban en la práctica “flexible” de una elite
ambiciosa que sueña con un Pemex Libre Asociado.
Astillas
Manlio Fabio Beltrones ni siquiera pidió a Ruth Zavaleta que le dejara su lugar en la directiva de San
Lázaro el primero de diciembre de 2006. Por el contrario, le dijo “quédate”, pero la perredista guerrerense
decidió por sí misma levantarse y cederle el lugar que durante días había defendido para impedir que tomara
posesión Felipe Calderón. “Pero, ¿por qué te paraste?”, le preguntó María Luisa Díaz de León en una
entrevista que Excélsior publicó el pasado 10, y Zavaleta explicó: “Porque se supone que ninguno del PRD
debía estar allí en la toma, que si ya nos ganaban la mesa, que si ya iban a tomar la protesta, entonces que
nos íbamos a bajar los del PRD”. La colaboracionista suposición de Ruth tuvo el siguiente contexto: “Javier
González Garza no nos informó nada ese primero de diciembre. Eran minutos antes y no nos informó nada.
Pensé: negociaron, y seguro (Calderón) se va a ir a otro salón; por eso me quedé muy confiada allí. Entonces
la diputada panista María Elena Álvarez dijo que ya era hora que les dejara la curul: ‘Te pido amablemente
que te pares’. Hablé a Javier González y le dije, ‘me están pidiendo que me pare’. Y me dice: ‘pues párate, no
eres niña héroe, quítate de allí’. Entonces me llaman los senadores (Carlos) Navarrete y René (Arce) y me
dicen que me quede. Me dicen: ‘sostente allí lo que puedas para que nos informes cómo está la bronca,
porque no vemos’. Entonces, cuando me llaman, me dicen: ‘los priístas no van a entrar, aquí está Manlio
Fabio apoyándonos’. Manlio Fabio les dijo que si no había el quórum, pues él no entraba, pero que si se hacía
el quórum, pues él tenía que entrar para estar en la toma. Cuando vi a Manlio Fabio que estaba atrás de mí,
dije: ‘no, pos ya valió gorro… ya me tengo que bajar’. ‘Quédate Ruth, no te pares’, dijo el sonorense. No me
estaba diciendo quítate, me estaba diciendo quédate”. Pero Ruth se levantó y dejó su antes peleadísimo lugar
a Beltrones, que ni siquiera se lo estaba pidiendo… Flavio Sosa levantó el ayuno que sostenía en la cárcel de
Cuicatlán, Oaxaca. “En medio de la barbarie, el saqueo, la muerte y la violencia, anhelamos la concordia para
nuestro estado, nuestra comunidad, pero ella tendrá que llegar sobre bases de justicia y libertad. No
queremos la paz de los sepulcros. Seguiremos confirmando el carácter no violento de nuestras formas de
lucha”, estableció el preso político miembro de la APPO… Mañana, de 12 a 20 horas, en la explanada de
Tlalpan Centro, se realizará una “súper tocada musical en rechazo a la ley judicial”. Según lo anunciado,
estarán doña Rosario Ibarra, el general Gallardo, el periodista Jaime Avilés, diputados federales perredistas y
bandas musicales diversas. .. José Luis Soberanes dice que en las críticas de Human Rights Watch hay
“datos que no son verdaderos, que no son de la realidad”. Tiene razón, HRW habla en todo momento de una
comisión que presuntamente se dedica a defender derechos humanos… Y, mientras el presidente de la
República de Los Pinos regresa desangeladamente a su oficina, luego de un viaje que pareció diseñado por
sus enemigos internos, ¡feliz fin de semana.
SABADO 16 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
Serpientes y Escaleras
Salvador García Soto
16 de febrero de 2008
Entre quienes expresan dudas y temores sobre la iniciativa para abrir Pemex al capital privado, hay
de todo. Desde la lideresa nacional hasta ex gobernadores, diputados, senadores y ex dirigentes del viejo
partido
Al PRI le puede salir muy caro el apoyo que una de sus facciones ha comprometido a la iniciativa de
reforma energética anunciada esta semana por el gobierno de Felipe Calderón. Abrir áreas de Pemex al
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capital privado, hoy reservadas al Estado, además de violar la declaración de principios del partido que
inventó el “nacionalismo revolucionario”, es algo que toca las fibras más sensibles de la ideología priísta y
que, de aprobarla, provocaría una sacudida de pronóstico reservado en el viejo partido.
El que un grupo de priístas en el Senado, comandado por Manlio Fabio Beltrones y por Francisco
Labastida, esté negociando con Calderón y estén convencidos de que, además de ayudar a modernizar a la
empresa petrolera, pueden obtener beneficios políticos de esa negociación, no significa que el antiguo partido
gobernante esté cohesionado en torno a esa posición. Por el contrario, hay una profunda división entre los
grupos priístas en torno a si deben o no ir con el PAN y el gobierno en una iniciativa que los puede fracturar.
Tan claro lo tienen algunos en el PRI que un priísta de carrera, ex gobernador de un estado y actual senador,
afirma con seguridad que la definición que tome su partido sobre la reforma legal en Pemex puede provocar
un cisma como el que provocó en el PSOE de España Felipe González en 1979. El entonces secretario
general del partido socialista español propuso en el 28 congreso de esa fuerza política, en mayo de aquel
año, eliminar al marxismo de la declaración de principios del PSOE, y convertirlo en un partido moderno e
interclasista, similar a la socialdemocracia europea.
La revolución y la división interna que provocó Felipe González con su propuesta fue tal, que el
PSOE se fracturó. La mayoría de los delegados a aquel congreso rechazó la propuesta del secretario general,
aduciendo que iba contra su esencia. Tras la derrota, González decidió presentar su renuncia al cargo el 17
de mayo de aquel 79. Pasaron cuatro meses y en septiembre, en un congreso extraordinario, González volvió
a ser elegido secretario general con 85% de los votos y su victoria, se cerró con la eliminación del marxismo
del programa político del PSOE.
A ese grado creen algunos priístas que impactaría el tema de Pemex en su partido. Y no lo creen sólo por
intuición, sino porque ya en los hechos, aunque todavía de manera soterrada, se están formando frentes
internos en el PRI en contra de un apoyo a la iniciativa de reformas que la secretaria de Energía, Georgina
Kessel, anunció esta semana.
El temor de Beatriz
Entre los grupos y personajes en el PRI que expresan dudas y temores sobre la iniciativa para abrir
Pemex al capital privado, hay de todo. Desde la dirigente nacional, Beatriz Paredes Rangel, que no cree que
sea el momento para agitar al partido y teme que haya fracturas, hasta ex gobernadores, diputados,
senadores y ex dirigentes del viejo partido.
En el caso de Paredes, la dirigente nacional priísta se encuentra en un dilema. Por un lado está su alianza y
cercanía con el senador Manlio Fabio Beltrones, y por el otro, su temor del costo que tenga tocar una fibra
sensible de la idiosincrasia priísta. El argumento de Beatriz también tiene algo de pragmático; en reuniones
con los senadores que negocian con el gobierno de Calderón, la dirigente ha expresado que no es momento
para provocar divisiones internas.
“Yo tengo un partido que está más o menos estable, que va ganando elecciones en los estados y que sigue
demostrando efectividad, y ustedes me lo quieren sacudir”, ha dicho la lideresa priísta a los promotores del
acuerdo con el PAN y el gobierno. Y aunque Beatriz fue parte de la selecta comitiva priísta que a mediados de
septiembre del año pasado acudió a Los Pinos a escuchar del presidente Calderón su propuesta privatizadora
(los otros dos fueron Beltrones y Labastida), hoy que el tema avanza, la dirigente del PRI ha expresado
resistencia ante el riesgo de fractura en su partido.
Pero lo más costoso para los priístas no serían las dudas de Beatriz, que puede terminar
alineándose con Beltrones. La preocupación central está en una eventual fractura en las bancadas tricolores
en el Congreso. Tanto en el Senado como en la Cámara de Diputados hay legisladores que amenazan con
votar en contra de la propuesta calderonista y que ya han advertido a sus coordinadores que el asunto podría
llevar no sólo al voto diferenciado, sino a posibles rupturas y desprendimientos en los grupos parlamentarios.
Diputados como José Murat, entre otros, encabezan esos grupos de legisladores que se mueven
abiertamente en contra de una negociación con el gobierno. Hay también varios ex gobernadores y ex líderes
del PRI, además de grupos de ex congresistas, como el foro nacional de ex legisladores, en el que figuras
como Manuel Bartlett advierten que no permitirán la violación de los documentos básicos priístas, y tienen
diseñadas estrategias para promover una asamblea nacional y procedimientos internos contra los promotores
de la negociación con el gobierno.
Así que pensar que es un hecho que el PRI dará su voto a favor de la propuesta calderonista para abrir
Pemex al capital privado, es algo que no puede afirmarse categóricamente. Al menos no refiriéndose a todo el
priísmo.
Si el cálculo del Presidente y de la Secretaría de Energía es que sólo necesitan de un número
determinado de votos priístas para aprobar una reforma que no toque la Constitución, aún habría que ver si
los que hoy les han ofrecido esos votos y negocian con ellos no terminan echándose para atrás ante la
sacudida interna que se genera en el partido que nacionalizó el petróleo. El mismo que en sus documentos
básicos tiene incluido, casi textual, el párrafo de la Constitución y de las leyes secundarias del artículo 27 que
establecen que: “Corresponde a la nación el domino directo, inalienable e imprescriptible de todos los
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carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional, incluida la plataforma continental en
mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios y que
componen el aceite mineral crudo… Sólo la nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los
hidrocarburos, que constituyen la industria petrolera”.
¿Podrán ir contra sus principios vigentes los priístas sin pagar las consecuencias?
Las travesuras de María
Que los panistas estén obsesionados con Marcelo Ebrard y con su popularidad, y que ideen una
iniciativa legal para despojarlo del Zócalo, que se ha convertido en vitrina de las aspiraciones presidenciales
del jefe de Gobierno, se entiende, pero que los priístas se presten a una maniobra política tan burda, llama la
atención.
Eso fue lo que hizo la senadora María de los Ángeles Moreno, quien firma el punto de acuerdo que
propone sacar al Zócalo capitalino del ámbito del gobierno de la ciudad, para convertirlo en una zona de
administración federal como patrimonio histórico de la nación. La propuesta original, que fue frenada en la
sesión del martes pasado en el Senado, es del senador panista Federico Döring, pero la priísta Moreno la
hizo suya y la firmó.
¿Qué gana María intentando bloquear a Marcelo en sus aspiraciones presidenciales? Que se sepa, la ex
dirigente del PRI no tiene nada planeado para 2012, aunque quizás no se trate de ella, sino de una de sus
amigas y aliadas más cercanas. Al aliarse con panistas en la intentona por arrebatarle a la ciudad una plaza
tan emblemática como fundamental en la vida urbana, pero sobre todo el foro público desde el cual Ebrard
catapulta su carrera presidencial, ¿María estará intentando ayudar a su amiga Beatriz? ¿Eso quiere decir que
Paredes sí va a intentar dar la pelea a Enrique Peña Nieto y a Manlio Fabio Beltrones? Nomás es pregunta.
NOTAS INDISCRETAS… Parte del conflicto permanente, soterrado y abierto que sigue viviendo
Oaxaca son las constantes censuras, intimidaciones y agresiones a periodistas que disienten del gobernador
Ulises Ruiz. Ayer, el director del semanario El Correo de Oaxaca, Carlos Velasco Molina, publicó una carta en
la que alude el reciente caso de la señora Claudia Martínez, esposa de Gerardo Mota Figueroa, quien dirige el
semanario Contrapoder. La señora fue levantada hace 15 días y encapuchada por sujetos de aspecto
policiaco que la retuvieron por varias horas mientras le exigían que proporcionara información sobre el trabajo
de su esposo. “¿De dónde saca el dinero ese cabrón?, ¿quién lo financia?”, le decían a la esposa del
periodista en aquel secuestro. El caso se encuentra contenido en la averiguación previa 145/DH/08, y
basándose en esos hechos, Carlos Velasco señala en su carta que “nos vemos en la obligación de
responsabilizar a Ulises Ruiz Ortiz, a Héctor Pablo Ramírez Puga Leyva y a Jorge Franco de cualquier
‘accidente o incidente’ en el que pudieran resultar víctimas mi familia o yo”. Como para documentar el
optimismo de los periodistas oaxaqueños, ayer mismo, tras la publicación de esa carta, se hablaba ya de una
orden de aprehensión en contra de Velasco Molina, y en una columna local se publicó que “de un momento a
otro lo van a detener”, al periodista. ¿Sigue pensando Ulises que puede hacer lo que le plazca en su estado
sin que nadie lo toque?... Después de que la Suprema Corte de Justicia de la Nación le diera la espalda con
su fallo a favor del gobernador Mario Marín a la periodista Lydia Cacho, varias organizaciones civiles
extranjeras, sobre todo de España, se han acercado para ofrecerle asilo político. No sólo porque a Cacho no
habrá instancia que la proteja, ya que los ministros de la Corte prefirieron avalar al cuestionado mandatario
poblano, sino porque se sabe que viene una nueva demanda civil de Kamel Nacif en contra de Lydia, por su
más reciente libro Memorias de una infamia. El temor es que esa nueva demanda del empresario traiga línea
o vuelva a mover sus influencias políticas para perseguir con el aparato de justicia a la periodista. Los
temores de Lydia parecen fundados con una Corte que prefiere proteger al poder sobre los ciudadanos… Los
dados cerraron con Escalera. Semana redonda.
sgarciasoto@hotmail.com
salvador.garcia@eluniversal.com.mx
PERIODICO: LA JORNADA
Gonzalo Martínez Corbalá
gtoribio@gmail.com
La explotación del petróleo mexicano y su relación con el entorno mundial
Es un hecho en el que coinciden las empresas más serias de carácter internacional que se ocupan
del análisis de los acontecimientos hasta el año 2030, en relación con la oferta y la demanda de petróleo, que
la energía primaria mundial aumentará hasta 60 por ciento en el periodo 2002-2030, con un incremento anual
promedio de 1.7 por ciento, y que la demanda alcanzará el nivel de los 16.5 miles de millones de toneladas de
petróleo equivalente, comparado con los 10 mil millones que aproximadamente se consumen actualmente, lo
cual, dicho de otra manera, equivale a un consumo diario en todo el mundo de 83.7 millones de barriles
diarios y una producción también total mundial de 81.6 millones de barriles diarios. Por ello puede observarse
que los productores han acordado manejar las cifras de tal manera que se mantenga el mercado internacional
11
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con su característica de mercado de vendedores, puesto que hay una diferencia que mantiene una cierta
tensión entre demanda y producción de aproximadamente 2 millones de barriles diarios en todo el mundo.
Otra circunstancia que conviene tener en mente es que los energéticos fósiles habrán de permanecer
hasta el año 2030 como el más importante combustible en la mezcla de energía primaria global, a pesar de
los esfuerzos de muchos países e instituciones por aumentar las posibilidades del uso de fuentes alternas de
energía, que habrán de crecer ciertamente por su importancia relativa ante los combustibles fósiles como el
petróleo y el gas, y también el carbón, pero que no alcanzarán todavía en este periodo la relevancia que fuera
de desearse.
Así las cosas, se hace cada vez más urgente aclarar en nuestro propio país cuál puede ser la política
adecuada para mantener la suficiencia de nuestra demanda y la capacidad para exportar los excedentes en
un mercado en el que difícilmente se dará el caso de que haya un desplome importante en los precios, y sí, en
cambio, de que se mantengan en el alto nivel de que ya se está hablando en la actualidad.
Una manifestación de la diversidad del pensamiento que se da en un régimen democrático es la que
se produce en torno al concepto de la soberanía nacional, tan caro para nosotros los mexicanos, entre
quienes habemos los de buena fe y animados por el más acendrado patriotismo. Unos que piensan que la
mejor manera de resguardar la soberanía nacional reside en la limitación del desarrollo de la actividad y del
crecimiento de la industria petrolera nacional, y de la institución que se encarga de la explotación de nuestro
subsuelo en materia de petróleo y de gas, así como de la que genera la energía que cubre las necesidades de
los mexicanos, es decir, Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), al amparo
de la legislación que heredamos a partir del acto expropiatorio de ese gran mexicano que fue Lázaro
Cárdenas, quien rescató esa riqueza de manos de las empresas extranjeras que la explotaban para su
exclusivo beneficio, en lo que hacía a la planeación general de sus actividades, y también algunas veces
violando normas constitucionales fundamentales y desestimando los laudos de la Suprema Corte de Justicia
de la Nación.
Habemos otros mexicanos que, en igualdad de condiciones de quienes piensan de ese modo, con
los mismo derechos y con las mismas obligaciones para con nuestra patria, para con nuestros hijos y nuestros
nietos, pensamos de otra manera, y creemos que para resguardar y fortalecer la soberanía nacional se
necesita darle a Pemex y a la CFE una dinámica que sea compatible con la que se está imprimiendo a la
explotación de los hidrocarburos en todo el mundo, y que es una circunstancia que habrá de continuarse por
lo menos las dos primeras décadas de este siglo.
Para ello necesitamos, a nuestro juicio, y poniendo el interés general de los mexicanos por delante, la
aportación de capitales de riesgo que, junto con nosotros y sin perder el control de los proyectos y de las
obras que se realicen, se constituyan en fuente de riqueza y de trabajo para nuestros compatriotas, evitando
adicionalmente que tengan que ir a verse en difíciles condiciones de vida y de trabajo en el país vecino del
norte.
Necesitamos de manera insoslayable hacer posible entrar en las aguas profundas del Golfo de
México, como ya lo han hecho los estadunidenses en la parte que les corresponde a ellos, de donde se están
extrayendo el día de hoy más de 2 millones de barriles diarios de petróleo. Requerimos la tecnología, el
equipo y el capital indispensables sin perder para nada el dominio de nuestro subsuelo, que es parte
fundamental de nuestra soberanía, ni tampoco el control de la empresa que pudiera fundarse con este objeto,
con capital mayoritario de Pemex, y dentro, estrictamente, de la legislación vigente.
Necesitamos también construir refinerías dentro de nuestro territorio, que nos permitan procesar el
crudo pesado para producir gasolinas y petrolíferos, que disminuyan las cantidades que actualmente se
importan por la frontera norte de modo creciente para satisfacer las necesidades del desarrollo industrial y del
uso que le da el ciudadano común en los medios de transporte, así como las plantas petroquímicas, que son
absolutamente indispensables para evitar que la exportación del petróleo crudo sea nuestra única alternativa.
Todo ello es urgente e impostergable que se lleve a cabo simultáneamente, por lo que nuestros recursos
financieros y la tecnología nacional resultan insuficientes, juzgando y analizando con serenidad y
conocimiento de causa, lo cual puede hacerse indudablemente en el marco jurídico y constitucional vigente en
nuestro país.
En suma, habemos también mexicanos que nos pronunciamos por el fortalecimiento dinámico de
nuestra soberanía popular y por su resguardo al amparo de la legislación constitucional que heredamos de la
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Revolución Mexicana, y concretamente de ese gran mexicano que fue el general Lázaro Cárdenas, con la
admiración, el respeto y el cariño que le profesamos a él y a su memoria, con el amor que sentimos y
cultivamos por la patria, y que le inculcamos a nuestros hijos y a nuestros nietos como un valor fundamental
para todos los mexicanos.
LUNES 18 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
Adolfo Gilly
Petróleo: quién manda en México
La nacionalización del petróleo fue decidida el 9 de marzo de 1938, caminando por los campos de
Morelos, por dos generales del Ejército Mexicano formados en las batallas guerreras de la revolución y en las
batallas jurídicas de la Constitución de 1917: Lázaro Cárdenas del Río y Francisco J. Múgica. De esa decisión
fue informado el gabinete presidencial en la tarde del 18 de marzo, y la aprobó. Nadie sospechaba hasta la
noche de ese día –ni las compañías petroleras ni sus gobiernos– la magnitud y los alcances de la medida
expropiatoria.
El gobierno del general Cárdenas supo escoger el terreno del enfrentamiento con las compañías
extranjeras y tomarlas por sorpresa. No planteó la nacionalización como cuestión de beneficios económicos o
de derechos laborales, sino como un dilema sobre quién manda en México: el gobierno de la nación o los
dueños del petróleo.
Se debe recordar, recordar bien, que el presidente Cárdenas decretó la nacionalización cuando las
empresas petroleras se negaron a acatar un laudo de la Suprema Corte de Justicia de la Nación sobre el
contrato colectivo con sus trabajadores. No era una argucia legal para tener el apoyo del movimiento obrero,
que de antemano estaba asegurado. Fue utilizar lo que las empresas creían un incidente jurídico menor para
plantear una cuestión de fondo: quién manda, quién decide sobre los cielos, el suelo y el subsuelo de este
territorio que se llama República Mexicana, si un grupo de empresas extranjeras subsidiarias de sus
gobiernos, que prestos salieron en defensa de ellas, o si los poderes del gobierno de la República elegido y
apoyado por su pueblo.
Los tiempos son otros, los gobiernos mexicanos y su relación con el pueblo de esta República
también. Pero ante la amenaza de privatizar Pemex en todo o en parte, con capital extranjero o nacional pero
siempre capital privado –es decir, que en tanto capital no puede por definición responder al interés de la
nación sino al suyo propio, si no dejaría de ser capital–, los fundamentos de la disputa deben plantearse sobre
el mismo terreno: quién manda en México.
Es absurdo, para no usar palabras mayores, plantear la cuestión de Pemex como un problema
económico o tecnológico, aunque hoy en ambos aspectos la situación de la empresa flaquee. Aceptar la
discusión en ese terreno es perderla de antemano.
Por la contigüidad territorial con Estados Unidos, en México, más que en cualquier otra nación del
continente, la propiedad estatal del petróleo es una cuestión geopolítica que hace al mando y a la soberanía
sobre el territorio nacional. La continuidad del territorio y por ende del subsuelo de ambos países es marca
indeleble en la historia mexicana. Hoy más que nunca Estados Unidos, su mando político en la Casa Blanca y
su mando militar en el Pentágono, necesitan asegurar el petróleo mexicano como un componente
indispensable de su estrategia militar global, tanto hacia los poderes que están al otro lado del Atlántico como
hacia aquellos al otro lado del Pacífico.
Estados Unidos necesita –necesitó siempre– subordinar las fuerzas armadas mexicanas a sus fines
estratégicos, a sus tecnologías, a su entrenamiento y a sus doctrinas militares y de seguridad, que son lo
mismo. Hasta la Segunda Guerra Mundial no lo había logrado. Después vino el largo y paulatino cedimiento y
por fin, desde Salinas de Gortari en adelante, las cesiones y concesiones en cascada.
Estados Unidos se ha propuesto, y en buena medida lo ha logrado, recorrer hasta el Canal de
Panamá lo que considera su frontera geográfica de seguridad. El Plan Puebla-Panamá, como es bien sabido,
es parte de esa vasta operación geopolítica, para la cual ha contado con la colaboración de los gobiernos
mexicanos al menos desde Carlos Salinas hasta el presente. Pero no le basta recorrer de hecho esa frontera.
Necesita la sumisión de los gobiernos nacionales de esos territorios y el control de sus recursos naturales y
económicos –no la propiedad total, por supuesto, sí el control y la subordinación. Frente a las potencias
asiáticas y a las potencias europeas, cualesquiera sean sus relaciones con ellas en cada momento, ésta es su
zona de seguridad continental, su territorio amurallado. Esa doctrina no sólo no ha cambiado con la
globalización. Por el contrario, se ha fortalecido con razones y exigencias nuevas, antes inexistentes.
Esa estrategia histórica de dominación y subordinación (que no de simple dependencia económica)
tiene hoy componentes materiales e ideales que en conjunto conforman una renovada operación de
ablandamiento de las resistencias nacionales mexicanas y latinoamericanas en nombre del libre comercio y la
libre circulación de capitales (que no de personas, como debería ser el corolario).
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Uno de esos componentes es haber logrado que el narcotráfico pasara a ser asumido por las
autoridades mexicanas, ya no como una cuestión policial de primera importancia, que lo es, sino como una
supuesta cuestión de seguridad nacional; mientras en modo alguno lo es tal para el ejército y el gobierno del
país receptor y consumidor de la droga, Estados Unidos. Cualquiera sea su origen, una evidente operación de
desestabilización política se esconde en los vericuetos y las guerras del narcotráfico, una buena parte de
cuyos capitales y mandos, como diversos estudios lo han mostrado, están al otro lado de la frontera norte de
México. En este contexto la Iniciativa Mérida es una de las varias facetas de la operación general de
ablandamiento de las resistencias y las defensas de esta nación.
El 12 de febrero pasado Pedro Miguel escribía en estas páginas: “La Iniciativa Mérida es un acuerdo
para que un gobierno incapaz de acabar con el trasiego de estupefacientes reciba asistencia de otro que
tampoco puede o quiere erradicar el narcotráfico. [...] El hecho es que los gobernantes gringos no han podido
o no han querido acabar con el narcotráfico. Con todos sus radares, sus satélites, tan precisos que pueden
discernir a la distancia la marca de un bolígrafo; con sus aparatos de intercepción de conversaciones, sus
sensores de infrarrojos, sus bases de datos y sus sistemas en tiempo real; con sus Hummers artillados con
calibres de guerra, sus aviones espía, sus efectivos de la DEA, el FBI, y la Migra, sus marines, sus boinas
verdes, sus rangers, sus mercenarios, sus portaviones, sus guardacostas, sus cárceles concesionadas a
empresas de excelencia y su sistema judicial que presumen como si fuera eficiente y bueno, los centenares
de toneladas de cocaína siguen fluyendo sin problemas hacia las fosas nasales de los consumidores”.
Aparte de los grandes intereses económicos involucrados en la industria de la droga, la estrategia del llamado
combate al narcotráfico asume los rasgos de una redición de lo sucedido en Colombia, con las funestas
consecuencias allá registradas para la soberanía nacional y la democracia. En un mundo de estados
nacionales como en el que vivimos pese a todas las teorizaciones acerca de la disolución o el
desvanecimiento de dichos estados, pocas cosas convienen tanto a las ambiciones de dominación de un
vecino poderoso sobre uno de esos estados como el que las fuerzas armadas de tal nación se vean envueltas
en tareas policiales –y además, en tareas de represión contra su propio pueblo, llámese éste Chiapas,
Guerrero o Oaxaca.
¿Es que este cuento va a proseguir? ¿Es que se va a insistir en discutir la cuestión de Pemex y del
petróleo como un problema exclusivo de recursos económicos y tecnológicos? ¿Es que no es evidente la
operación de dominación emprendida sobre México –y su timing preciso– por una nación hoy desequilibrada
por su propio poderío y por la ineptitud patológica de sus actuales gobernantes junto a la desmesura de sus
obsesiones y ambiciones? ¿Es que no se ve el peligro que significa hoy, precisamente hoy, la dinámica
geopolítica de ese país vecino?
¿Y las ambiciones de privatizar Pemex, de un modo u otro, en todo o en parte, con uno u otro subterfugio
legal, con capital nacional o extranjero, nada tienen que ver con esa situación?
Es además insensato, absolutamente insensato, entrar a discutir y resolver con inusitada premura
una cuestión vital de soberanía y geopolítica de la nación mexicana precisamente en los momentos en que
ese vecino, Estados Unidos, componente ineludible de las decisiones sobre dicha cuestión, está envuelto en
su controvertido y cercano cambio de gobierno; atrapado militarmente en Irak y Afganistán; desbalanceado
por las crisis de su economía; y habiendo descubierto por fin que la globalización no significa su dominación
mundial indiscutida, sino también el ascenso de las ambiciones y los desafíos de las grandes potencias de
Europa y de Asia.
Es preciso cambiar de raíz el terreno y los tiempos de la cuestión petrolera mexicana. No es sino en
segundo nivel una de financiamiento y tecnología. Tanto lo han dicho que fatiga repetirlo: si se modifica el
régimen impositivo que succiona todos los recursos de Pemex y le impide financiar su crecimiento
tecnológico, la empresa petrolera nacional tiene amplio campo de afirmación, exploración y crecimiento. Ese
régimen por el cual Pemex es el sostén principal del presupuesto del Estado tiene un solo beneficiario: el
capital privado. Gracias a Pemex, los niveles impositivos sobre los capitales privados están entre los más
bajos que hoy existan. No es verdad que si se permite a Pemex capitalizarse no habría recursos en el
presupuesto para los rubros de salud, educación, infraestructura y otros. Esto es chantaje puro. Esos recursos
deben salir de los impuestos normales a las ganancias del capital, terminando con la condición de
semiparaíso fiscal que se le ha impuesto al territorio nacional. Tampoco es verdad que habría fuga de
capitales. Demasiado codiciado para la inversión es este país, por razones similares a las que lo hacen
codiciable para las ambiciones de la nación del Norte.
El debate y las decisiones sobre el estatuto jurídico de Pemex y los recursos para su eficiencia y su
modernización tienen que partir de esta plataforma. No es una cuestión ante todo económica y técnica. Es
una cuestión de geopolítica y de soberanía nacional: quién manda en México.
En caso contrario, el gobierno nacional –y gobierno son los tres poderes, no sólo el Ejecutivo– se
vería colocado en la paradójica situación de cumplir con la consigna zapatista: mandar obedeciendo. Pero
obedeciendo al mando establecido en el Pentágono, la Casa Blanca y Wall Street, dueños una vez más, por sí
mismos o por interpósitos capitales privados mexicanos, del control de los recursos petroleros de la República
Mexicana.
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PERIODICO: REFORMA
¿País o Colonia?
Andrés Manuel López Obrador.
A diferencia de la derecha y de sus tecnócratas, nosotros pensamos que podemos sacar adelante el
país desterrando la corrupción de la que se alimentan y nutren mutuamente el poder económico y el poder
político de México. También creemos que es indispensable, para la transformación del país, un modelo
económico propio que tenga como eje aprovechar la vocación de trabajo de nuestro pueblo y el uso racional
de los recursos naturales, sobre todo de los energéticos.
Aquí no trataré el problema de la corrupción política y de los beneficios que obtendríamos con
erradicarla. No hablaré de los jugosos negocios que actualmente se están haciendo al amparo del poder
público, como es el caso del reciente contrato de compra de gas a Repsol de España por 15 mil millones de
dólares, asignado sin que se presentara ninguna otra oferta y con gas extraído en Perú y revendido a la
Comisión Federal de Electricidad a precios elevadísimos. Tampoco me referiré a lo mucho que ganaríamos al
liberar de la opresión a los trabajadores mexicanos, a quienes se les ha cancelado el futuro en su patria y se
han visto obligados a emigrar para desatar en el extranjero su talento y laboriosidad.
El propósito de este artículo es resaltar la importancia estratégica del petróleo y de cómo podríamos
convertirlo en palanca del desarrollo nacional. La relevancia del sector energético radica en que se extiende
desde la extracción del crudo y el gas hasta la refinación, la petroquímica y la generación de electricidad. Los
productos de estas industrias son insumos de otras y, así, se va formando una gran cadena de valor
económico. Además las industrias energéticas usan de manera masiva bienes y servicios de otras ramas de
la economía, con lo que se fortalece el mercado interno. Por otra parte, todas las proyecciones indican que la
demanda de energéticos seguirá en aumento, incluso, se estima que para el año 2020 será un 50% mayor
que la actual. Es decir, aún cuando se continúa investigando sobre otras fuentes de energía, todavía por
varias décadas el desarrollo de la economía mundial seguirá sustentándose en los hidrocarburos.
Es en este horizonte en el que México goza de invaluables posibilidades de desarrollo. Nuestro país
cuenta con reservas potenciales de crudo suficientes para producir gasolinas y petroquímicos y, además,
posee en el subsuelo gran cantidad de gas natural que, cada vez, con mayor frecuencia se está utilizando
para la generación de energía eléctrica. Ahora bien, ¿por qué se ha desaprovechado este gran potencial
económico y no se ha usado el petróleo para fomentar la industrialización, generar empleos y convertir a
México en una potencia energética? La respuesta, aunque parezca increíble, tiene que ver con la idea que ha
prevalecido, en los últimos 25 años, de privatizar la industria eléctrica y el petróleo. Y desde luego, detrás de
esta concepción está el interés de quienes ambicionan apropiarse de recursos que son propiedad de la
Nación y del pueblo de México. Sólo así se explica que desde 1983, en vez de modernizar la industria
petrolera y convertirla en palanca del desarrollo nacional, todos los gobiernos neoliberales han optado,
deliberadamente, por arruinarla y tener el pretexto para venderla y convertirla en un negocio privado.
Durante este periodo, la política energética ha sido manejada con perversidad, de manera
irresponsable y con una sorprendente falta de visión y sentido común. Lo único que les ha importado es
vender petróleo crudo al extranjero haciendo a un lado la exploración de nuevos yacimientos y, sobre todo,
dejando en el abandono la refinación y la industria petroquímica. La inversión pública directa de Petróleos
Mexicanos (PEMEX) se redujo al mínimo; pasó del 2.9% del PIB en 1982, al 0.57 en el 2007. También en
electricidad disminuyó del 1.2% del PIB en 1982 al 0.31% en el 2007. Es decir, en ese periodo la totalidad de
la inversión pública en el sector energético cayó del 4.12 al 0.88% del PIB. Por más de dos décadas la
producción prácticamente ha dependido de los campos descubiertos en los años setenta, sobre todo del
yacimiento de Cantarell en el mar de Campeche y de los pozos de Chiapas y Tabasco. Con respecto al gas,
los tecnócratas nunca avizoraron la importancia estratégica que llegaría a tener este energético. A la
refinación y a la petroquímica se les privó de recursos para su expansión y modernización. Desde hace 25
años no se construye una nueva refinería y por eso estamos importando 307 mil barriles diarios de gasolina,
que podríamos estar produciendo en nuestro país, generando empleos para los mexicanos. Es tan absurdo lo
que han hecho que este año se comprará gasolina en el extranjero con un valor de 10 mil millones dólares,
exactamente lo que costarían las tres refinerías que necesita el país para ser autosuficientes en este
combustible. En suma, el sector energético no ha tenido prioridad en los planes gubernamentales y México se
ha convertido en exportador de crudo e importador de productos con mayor valor agregado. Todo esto nos ha
llevado a una gravísima situación de dependencia. Se compra caro en el exterior la cuarta parte del gas que
necesitamos en el país y el 40 por ciento de la gasolina que consumimos. Por si fuera poco, en México, la
electricidad y el gas, le cuestan más al consumidor y al empresario que en Estados Unidos y que en otros
países del mundo. En cuanto a la gasolina, mientras nosotros pagamos en diciembre de 2007 el litro en 8
pesos con 74 centavos, en otros países petroleros como en Rusia valía 8.48; en Estados Unidos, 7.51; en
China 7.16; en Nigeria, 5.28; en Emiratos Árabes, 4.99; en Ecuador, 4.34; en Irak, 3.49; en Kuwait, 2.32; en
Arabia Saudita, 1.32; en Irán, 0.97 y en Venezuela 50 centavos por litro. Ante este panorama y esgrimiendo la
falta de recursos económicos y de tecnología, el gobierno usurpador pretende consumar la fechoría de
privatizar esta riqueza de la nación y compartir la renta petrolera con empresas extranjeras. Debe saberse que
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441

PEMEX, a pesar de la corrupción y del mal manejo, genera cada año un gran superávit de 60 mil millones de
dólares, más del 6 por ciento del PIB. Es la empresa más rentable del país (extraer un barril de petróleo nos
cuesta 4 dólares y se vende hasta en 80 dólares). PEMEX es la segunda petrolera con mayor flujo de efectivo
del mundo. Los impuestos que pagó el año pasado fueron de 60 mil millones de dólares, equivalentes al 38
por ciento del presupuesto del gobierno federal, y a más de tres veces, lo que pagaron de impuestos sobre la
renta todas las empresas privadas del país. Si PEMEX no invierte lo suficiente, es porque el gobierno se lo
confisca todo. En cuanto a la tecnología, es falso que irremediablemente tengamos que asociarnos con
empresas extranjeras y no se pueda contratar. Además hay trabajadores, técnicos e ingenieros petroleros
mexicanos con mucha experiencia. No olvidemos que, contra todos los pronósticos de las compañías
extranjeras, Petróleos Mexicanos, en 1938, salió adelante en sus operaciones, como puede lograrlo, con más
razón ahora.
Es cosa de convocar a quienes saben y están dispuestos a contribuir. Sólo los tecnócratas
acomplejados y vende patrias pueden argumentar que hoy PEMEX no puede y que su entrega al sector
privado, nacional o extranjero, es la única salvación. La política de fortalecimiento energético que
proponemos, sin apertura al capital privado, ni nacional ni extranjero, implicaría en una primera etapa, invertir
con carácter de urgente, 400 mil millones de pesos que se destinarían a la exploración de nuevos campos, al
desarrollo de los yacimientos de gas natural, a la perforación de nuevos pozos, a la construcción de tres
nuevas refinerías, a la modernización y ampliación de plantas petroquímicas, a la investigación y tecnología
(incluyendo fuentes de energía alternativa) y al mantenimiento de las instalaciones petroleras. Como es lógico,
la pregunta obligada es ¿de dónde saldría el dinero? La propuesta que hacemos es que estos fondos se
obtengan de dos maneras: por un lado, proponemos que se reduzca el gasto corriente y de operación del
gobierno en 200 mil millones de pesos. Esto implica, entre otras cosas, suprimir las partidas del presupuesto
destinadas a garantizar los privilegios de la alta burocracia que se ha convertido en una de las castas más
favorecidas del mundo. Aclaro que no proponemos reducir el gasto en inversión ni reducir los sueldos de los
trabajadores de base y eventuales ni en obra pública, en educación y salud, ni en programas de apoyo a los
más desprotegidos; sino reducir el gasto burocrático y el destinado a la operación del sector público, donde se
ha registrado el incremento más cuantioso en los años recientes. Conviene decir que el gasto corriente del
sector público, del año 2000 hasta la actualidad, aumentó de 714 mil millones de pesos a un billón 466 mil
millones; es decir, se duplicó.
Por otro lado, proponemos que todo el excedente que se obtenga por encima del precio del petróleo
aprobado por la Cámara de Diputados, se invierta en el desarrollo del sector energético. Para tener una idea
del potencial de esta medida, si se mantuviera el precio internacional actual del petróleo por un año, este
excedente sería de más de 200 mil millones de pesos. Al respecto conviene recordar que, durante el gobierno
de Fox, tan sólo de excedentes por los precios altos del petróleo se recibieron 10 mil millones de dólares por
año en el trienio de 2004 a 2006. Y la desgracia fue y sigue siendo, que todo ese dinero, en vez de destinarse
a modernizar a PEMEX, a promover el desarrollo de México y a garantizar el bienestar del pueblo, se
derrochó en beneficio de la alta burocracia o se fue por el caño de la corrupción. De modo que sí se puede. Sí
hay de otra, sí tenemos un proyecto alternativo para hacer frente al gran atraco que dejaría a México y a su
pueblo sin desarrollo futuro. Celebremos el 70 aniversario de la expropiación petrolera evitando que la
derecha y sus aliados del PRI nos regresen al porfiriato y nos conviertan en colonia.
JUEVES 21 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
Economía Informal
Macario Schettino
21 de febrero de 2008
Pemex y el gobierno.
Uno de los argumentos más recurrentes para no cambiar nada en la industria petrolera mexicana es
que el gobierno exprime a Pemex y por eso ésta no es una empresa exitosa
El argumento no es totalmente falso, y es necesario detallarlo para entender bien qué quiere decir.
El gobierno mexicano le quita a Pemex una cantidad de dinero monumental, como no lo hace ningún
país del mundo a empresas similares, públicas o privadas. Efectivamente el gobierno exprime a Pemex. No el
gobierno federal, sino todos, porque de la empresa petrolera se financian entidades y municipios, lo mismo
que educación y salud. Es decir, que estamos utilizando el petróleo para beneficio de todos los mexicanos,
pero a unos los beneficia más que a otros. ¿A cuáles beneficia más? A quienes no pagan impuestos gracias a
Pemex.
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La historia es más o menos sencilla. Hacia 1965, el modelo de desarrollo económico del régimen de
la Revolución llegó a su límite. En ese año se agotó el crecimiento basado en la expansión de los factores
productivos, o si lo quiere ver más fácil, se nos acabó el terreno. En ese año se cultivaron los 17 millones de
hectáreas que se pueden cultivar en este país. De ahí en adelante, todo el crecimiento tendría que ocurrir con
más productividad. Pero la productividad exige infraestructura y capital humano, y eso no es lo que el modelo
de desarrollo podía producir. En ese esquema de desarrollo, los incentivos no dirigen a los actores
económicos a ser productivos, sino a exprimir la mayor cantidad de recursos a los demás. Nuevamente, si lo
quiere más sencillo: el modelo de desarrollo del régimen de la Revolución consistía en que cada grupo
organizado extraía recursos a los demás: sindicatos que obtenían prestaciones impagables, campesinos que
obtenían subsidios, empresarios que no pagaban impuestos y a quienes se les cerraba el mercado para que
vendieran sus porquerías, y así con todos.
Cuando agotamos los recursos, en 1965, mantener el crecimiento bajo ese esquema exigió
conseguir recursos en otras partes: endeudamiento durante los años 70, y desde mediados de esa década, el
petróleo. Y es que desde ese año hubo que incrementar los gastos del gobierno, porque se quería tener un
Estado de bienestar, pero no se querían subir los impuestos, para no tener problemas con los grupos de
quienes dependía el control político.
Así, es en el régimen de la Revolución que se construye el problema que hoy tenemos. No se
permite el financiamiento sano del gobierno para no complicar la política, y entonces se tiene que obtener el
dinero de otra parte. Y la única disponible resulta ser el petróleo. Y de eso hemos vivido desde entonces. La
solución es muy sencilla, hay que cobrar impuestos. Lo que no se puede es no cobrar impuestos y no quitarle
el dinero a Pemex. O sí, se puede, pero cerrando escuelas y hospitales. No tiene mayor ciencia, es
simplemente un problema de sumar y restar.
Los demagogos de siempre insisten en que la corrupción es la que impide una situación financiera
sana, y como la corrupción es consustancial a nuestro país, el argumento suena lógico. Pero no es cierto. La
corrupción causa muchos problemas, y efectivamente reduce los recursos, pero no en la cantidad que
necesitamos. Los países que tienen un Estado de bienestar como el que supuestamente nosotros
deberíamos tener gastan en él 40% del PIB, lo que los obliga a recaudar, al menos 30% del PIB en
impuestos. Nosotros recaudamos 10%, y no hay corrupción que nos permita movernos de 10 a 30, o al revés.
Es un problema de otra magnitud.
Si se quiere que Pemex trabaje como empresa, y que el gobierno le quite 45 o 50% de sus ingresos,
como ocurre en otras partes, entonces hay que pagar impuestos. No hay otro remedio. Si no se quieren
impuestos, entonces no se puede soltar a Pemex.
Lo razonable sería lo primero, sin duda. Y en ese sentido, la reforma fiscal del año pasado, con todo
lo pequeña que se quiera ver, es un avance. Habría que pedirle a los partidos políticos que, respetando las
matemáticas, nos digan cuánto más hay que pagar en impuestos para que Pemex funcione bien. Y cuando
nos digan eso, que también nos den herramientas para vigilar a esa empresa, porque si bien la corrupción no
lo es todo, en Pemex es, sin duda, un problema serio. Y de eso hablamos el martes próximo.
www.macario.com.mx
¿Albazo energético?
Manuel Bartlett Díaz
21 de febrero de 2008
Lo menos que se le puede exigir al presidente Calderón es que exponga públicamente su reforma
energética. No se está haciendo. Se juguetea con el tema. El Presidente afirma que respetará la propuesta
del Congreso, el Congreso espera la iniciativa del Presidente. No hemos definido quién la presentará, afirma
Germán Martínez, presidente del PAN, estamos en el diagnóstico.
No hay iniciativas pero todos sabemos que existen. Las declaraciones revelan lo que no dicen: abrir
la industria petrolera a la inversión extranjera. El presidente Calderón declaró en EU que se requiere inversión
y sólo hay tres caminos: quedarnos como estamos; quitarle recursos a la salud, a la educación; o abrir a la
inversión privada, que es la inversión extranjera. Esto es lo que persigue el presidente Calderón, pero no lo
dice, sólo lo induce.
Sabe que no podemos quedarnos como estamos porque ellos mismos han llevado a Pemex al
desastre; porfía en que se tendría que quitarle servicios vitales a la población, pese a que está demostrado
que se tienen los recursos con el precio del petróleo. Pero aunque falsa, la opción es inaceptable, por lo que
en la falacia sólo queda la inversión extranjera para salir del desastre y no quitarle nada al pueblo. Afirmamos
que el Presidente quiere la inversión extranjera porque, además, lo demuestran los hechos.
Fue secretario de Energía de Fox y promotor incondicional de las privatizaciones, impulsor de permisos
inconstitucionales a empresas extranjeras, que hoy producen casi 40% de la electricidad, acciones que
consideró ilegales la ASF, frenada por la demanda ante la Suprema Corte del secretario Calderón. Promotor
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de la explotación del gas y del petróleo por empresas extranjeras, mediante contratos inconstitucionales
avalados por Fox y hoy por Calderón.
La secretaria de Energía Kessel dice: urge la “flexibilización” para celebrar alianzas estratégicas y
explotar en el mar nuestro “tesoro” que chuparían los estadounidenses con popote. Piensa que mejor lo
chupen cómodamente “aliados” a Pemex. Urgencia falsa, tenemos hoy perspectivas más seguras en aguas
someras y en tierra. La urgencia es de las transnacionales por controlar el golfo de México.
Si el Presidente asumiera su primera opción, quedarnos como estamos, podría resolver la mayoría
de los problemas: refinerías en vez de importación de gasolina y de gas, o el desastre de la petroquímica, sin
necesidad de reforma legal. Problemas de su responsabilidad podría corregirlos si lo quisiera. Pero no quiere,
son coartadas para privatizar. Es ridículo que repitan que no se va a privatizar Pemex ni CFE, ni un tornillo.
Están privatizando la generación de energía eléctrica, el mercado. No privatizan Pemex, privatizan la
explotación del petróleo, los ductos, la industria. Sin reformar la Constitución, sólo violándola. ¿Por qué no lo
dice? Porque los mexicanos rechazan la privatización, la extranjerización. El presidente Calderón no tiene
mandato para abrir el sector.
Así el engaño: no se privatiza aunque se esté haciendo; el petróleo es de los mexicanos, pero
explotado por extranjeros; se mantendrá la rectoría del Estado, cuando la Constitución ordena el control
directo; no se afecta la soberanía siendo lo que se propone una imposición. No hay convenios pero existen.
Lo evidencian Beltrones, Gamboa, Labastida. Lo confirma la prensa internacional. Será el cogobierno que
presume Beltrones con Calderón y que Germán Martínez precisa a pregunta expresa: ¿va a gobernar el PRI
con el PAN? “Nosotros estamos gobernando con quien coincide con nuestra agenda”. O sea, Beltrones
“cogobierna” siguiendo dócilmente la agenda del PAN, y la agenda del PAN es la reforma privatizadora.
¿Qué se pretende con una reforma que se impulsa pero que se disfraza, con una privatización que
avanza pero se niega, de acuerdos que existen pero son consensos en formación? Hay una campaña en
medios electrónicos para imponer la idea de que lo que se plantea no es privatización, sino alianzas
estratégicas, contratos de servicios, flexibilizaciones, colaboración tecnológica, rescate inevitable. El petróleo
sigue siendo de los mexicanos, no se afecta la soberanía. Adormecer el sentimiento nacionalista. Sólo los
perversos hablan de privatización. Se trabaja a gobernadores, diputados, senadores, la aquiescencia
silenciosa y en el tiempo adecuado, dar el golpe, rápido, sin reflexión, con la protección de los medios
electrónicos, ellos pueden todo, mientras no haya ley de medios.
¿Olvidar? Se pretende lesionar la soberanía nacional, reintroducir al país a las transnacionales que
el auténtico patriotismo apartó de nuestros recursos vitales y que son, como nos recordó Lula, más fuertes
que los estados porque atrás de ellos están los estados más fuertes. Calderón perdería mucho más de lo que
pretende ganar en “aceptación” internacional. Desde luego, no legitimidad. De permitirse se rompería el
consenso nacional.
mbartlett_diaz@hotmail.com
Ex secretario de Estado
VIERNES 22 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: REFORMA.
Pemex y Hamlet
Carlos Elizondo Mayer-Serra
Privatizar o no privatizar no es el dilema. Nadie lo está pretendiendo, aunque López Obrador lo ha
tomado como el grito de guerra para iniciar una nueva movilización. Ya veremos si la gente muerde el
anzuelo, aunque sobran los intereses organizados para financiar el ruido. Permitir o no a los privados en la
industria tampoco es el dilema. Éstos ya están ahí en los contratos que dan servicios a Pemex, desde la renta
de una plataforma marina, hasta la reconversión de una refinería. Existen también negocios privados paralelos
e ilegales de algunos funcionarios de la empresa. El grupo privado que más gana en Pemex es el de los
trabajadores del sector, con altos ingresos relativos a empleados con el mismo nivel de calificación en el
mercado laboral, retiro a temprana edad y baja carga de trabajo en promedio, en algunos casos simplemente
no laboran porque desapareció la materia de trabajo. Tampoco es un dilema permitir que inversionistas
privados obtengan ganancias. Ya hay 100 mil millones de capital privado en forma de deuda. Lo que se
requiere son accionistas que tengan los incentivos para supervisar que se gaste bien y cuyo dinero sale más
barato para la empresa. Esto se puede hacer sin que deje de ser una empresa del gobierno. Es el caso de
Petrobras.
El dilema que tenemos enfrente es cómo asociar de forma óptima a Pemex con los privados. Cómo
apoyarnos en ellos para tener una mejor industria, más sólida y competitiva. Una forma es asociarnos con
inversionistas privados bajo los llamados contratos de riesgo, donde las partes comparten ganancias y
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pérdidas en la proporción en que Pemex defina. A la izquierda le ofende la idea de un contrato de riesgo.
Curiosamente a Lázaro Cárdenas no, la prohibición de este tipo de contratos vino hasta los años sesenta;
tampoco a Fidel Castro, quien los promovió en su lado del Golfo de México y nadie lo acusa de privatizar. En
aguas profundas, donde se encuentra la mayoría de nuestro potencial, casi todos los proyectos petroleros del
mundo son contratos de riesgo entre varias empresas. Cualquier empresa hace negocios con otras cuando
les resulta más rentable. Toyota no es el principal productor de acero pero es uno de los principales
consumidores. Lo compra a empresas que, al estar especializadas, lo producen mejor y más barato. Este
principio básico de la economía parece ausente en el debate. El PRD cuando es gobierno no duda en darle
negocios a los privados. En los siguientes cinco años el gobierno de la Ciudad de México gastará una gran
cantidad de recursos fiscales en infraestructura. Sin embargo, el gobierno no ha optado por poner su propia
constructora. Saben que les saldría más caro y que la centralización de todos los proyectos en una sola
estructura administrativa resultaría inviable. Administrar la industria petrolera es mucho más complicado que
hacer segundos pisos. Si éstos resultan chafas, como los nuestros, donde el conductor da de brincos en los
desniveles y pierde tiempo en los embudos, no hay que subsidiarlos con recursos. Si una refinería se hace
mal, pierde, como es el caso de las nuestras salvo en la que estamos asociados con Shell bajo un provechoso
contrato de riesgo, aunque se encuentra en Estados Unidos.
En México violaría la soberanía. El dilema de Pemex no es tener más dinero. Su presupuesto de
inversión es tan grande como el de las compañías más grandes en el sector. Tan sólo el sexenio pasado
invirtió 60 mil millones de dólares aunque no sabemos con qué rentabilidad. Lo que requiere es funcionar
como empresa, poder asociarse con privados como le convenga. No hay forma de que ejecute todos los
proyectos que el país requiere sola, no tiene la capacidad gerencial para lograrlo. El dilema es cómo escoger
el mejor modelo para esta industria. Los datos indican que el modelo actual es pésimo. PEMEX tiene muchos
más trabajadores que otras empresas similares. Pierde en todos los rubros, menos en exploración y
producción. Se dice que no ha invertido en refinación. Esto es falso.
En los últimos 10 años ha invertido unos 13 mil millones de dólares con muy bajas tasas de
rentabilidad, quizás negativas. ¿Por qué el gobierno debería invertir en refinación, una actividad industrial
como muchas otras, si tiene otros proyectos más rentables? Hay varios ejemplos de empresas públicas
exitosas en el sector. No hablemos de Noruega, ofende a nuestros nacionalistas con visión de tercer mundo.
Veamos Petrobras. No es complicado entender las razones de su éxito: acciones en Bolsa como
financiamiento mucho más barato que la deuda y que ayuda a disciplinar a la empresa. Competencia en todos
los ámbitos donde opera, pero con ventajas en algunos. El modelo es sencillo. Lo complicado aquí es que los
ganadores del actual arreglo acepten perder sus privilegios. De su lado tienen a los falsos nacionalistas que
tienen eslóganes más que argumentos y que amenazan con salir a la calle a impedir una mejor organización
en el sector. El actual arreglo aguanta lo que falta del sexenio. No mucho más. Si no se modifica, para el
sexenio siguiente entonces sí estará en juego la soberanía energética y otras. Y explorar en aguas profundas
rinde frutos en ocho años. Éste es el dilema que tenemos enfrente. Correo electrónico:
elizondoms@yahoo.com.mx__
DOMINGO 24 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
El Despertar
José Agustín Ortiz Pinchetti
jaorpin@yahoo.com.mx
El petróleo como catalizador
La intentona de desnacionalizar Petróleos Mexicanos va a provocar una reacción política: pondrá en relieve a
los verdaderos contrincantes. Cuáles son sus proyectos, estilos y motivos. Andrés Manuel López Obrador se
consolidará como el único opositor efectivo. La mayoría de los partidos están plegados al eje discursivo y a las
iniciativas de Calderón. AMLO y su movimiento tienen una oportunidad para dramatizar su proyecto alternativo
y las incongruencias y peligros del proyecto conservador vigente desde 1985.
La posición de López Obrador es contundente: propone se reconozca la importancia estratégica, vital del
petróleo para el desarrollo y la soberanía. Su valor principal es político. Palanca para mover la economía y
condición para negociar un bien cada vez más escaso y costoso. Sostiene que la industria petrolera tiene que
mantenerse integrada y que la meta no debe ser venderla, sino rescatarla y reorganizarla, y demuestra con
argumentos técnicos y financieros que esto es posible.
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Calderón y sus aliados no dicen qué quieren. Emiten declaraciones contradictorias. Mienten al decir que no
intentan privatizar. Confían en una ofensiva de medios que adormece las conciencias y confunde a la opinión
pública. Todo el mundo sabe que existe un proyecto privatizador. ¿Por qué tanta hipocresía, tanta cobardía?
Porque no podrían ganar un debate. Confían en un arreglo en la trastienda parlamentaria con el PRI a cambio
de ventajas inconfesables para los cómplices. Quieren sorprender al pueblo que rechaza la privatización en 70
por ciento.
¿Qué mueve a los reaccionarios a lanzarse en la aventura en el momento más inoportuno cuando se inicia
una crisis económica?
Podría pensarse que requieren con desesperación recursos. Fox despilfarró los excedentes del petróleo en
gasto corriente. Calderón está en la misma línea. Pemex podría refinanciarse con sus propios recursos. Los
ahorros con la producción de gasolinas que hoy se importan significarían miles de millones de dólares para el
Estado. ¿Es algo ideológico? No: el dogma neoliberal no prescribe la eliminación de la rectoría del Estado. El
verdadero motivo es consolidar el apoyo del gobierno y los grupos de interés de Estados Unidos para que
garanticen que el núcleo conservador que se ha apoderado del control político sobreviva más allá de este
sexenio. Es un acto de traición a la patria; sin el control de los hidrocarburos México quedaría a la deriva y su
destino manifiesto sería convertirse en un protectorado.
SECCION ENFOQUE DEL PERIODICO REFORMA
PEMEX: FORTALECER, NO PRIVATIZAR.
Francisco Labastida Ochoa
Estas líneas tratan de dar información que permita ver con más objetividad a la principal empresa de
México. Contienen, principalmente, cifras y hechos duros, verificables, y la menor cantidad de adjetivos.
Pemex ha sido y sigue siendo el pilar fundamental de las finanzas y de la economía del país. Ha sido y sigue
siendo una de las más grandes empresas petroleras del mundo. Gracias a Pemex y al petróleo, México ha
podido financiar los servicios públicos de educación, de salud, de seguridad pública, de apoyo al campo, de
agua potable, de drenaje, de infraestructura urbana; gracias a Pemex se pueden pagar los salarios de los
maestros, de los médicos, de las enfermeras, de los servidores públicos desde el rango más alto hasta el más
bajo; gracias a Pemex se ha podido realizar la gran obra pública: carreteras, puertos, aeropuertos. No hay
rubro alguno del desarrollo del país en cuyo financiamiento no haya participado PEMEX con los recursos que
aporta a la hacienda pública por impuestos y derechos establecidos para la explotación petrolera.
Cuando se habla de crisis en nuestra industria petrolera, de ninguna manera podemos atribuirla a
una empresa que en 2006 obtuvo ingresos por 1 millón de millones 58 mil millones de pesos, y rendimientos
por 627 mil millones, de los que tuvo que pagar al fisco 584 mil 500 millones (sin incluir IVA), equivalentes al
40 por ciento de todos los ingresos fiscales que recauda el gobierno. Las cifras del 2007 aún no han sido
cerradas, pero serán muy superiores a las del 2006. Pemex y sus trabajadores no han generado la crisis de
nuestra industria petrolera. Por el contrario, han logrado mantener a la empresa produciendo y generando
ingresos al país, a pesar de las excesivas cargas fiscales a que ha sido sometida para financiar el gasto
público.
Problemas del sector petrolero.
Es obvio que en el sector petrolero tenemos una crisis que se expresa en muchos y graves problemas, entre
los cuales señalaré algunos que considero especialmente importantes y urgentes de resolver. En torno a esos
problemas se han publicado muchas reacciones y opiniones. Desafortunadamente han abundado más los
adjetivos calificativos que las evaluaciones objetivas, con base en datos duros, sobre los problemas y la
manera en que se pueden resolver. Con la crisis en nuestra industria petrolera y con la reforma que se
requiere para enfrentarla se ha creado un fantasma que está recorriendo la geografía de todos los intereses
del país. Lo cierto es que nadie, ni del Poder Ejecutivo ni del Legislativo, ni otra fuerza política alguna, ha
propuesto una reforma del sector petrolero. Las loas y las excomuniones se hacen sobre el fantasma que
cada quien imagina. Esto no ayuda a conjurar la crisis ni a resolver los problemas que la generan. La realidad,
como decía don Jesús Reyes Heroles, es muy terca, sigue estando ahí, y tenemos que enfrentarla.
1. Excesiva dependencia de las finanzas públicas respecto del petróleo: descapitalización de Pemex.
El gobierno federal ha obtenido de Pemex recursos enormes que han sido destinados, en su gran mayoría, a
gasto corriente, a sueldos y salarios. El dinero obtenido se ha utilizado para pagar los grandes déficits de las
finanzas en los tres niveles de gobierno. Se petrolizaron las finanzas públicas. Esto, además, se agrava
porque de 1998 a 2005 los requerimientos de recursos del gobierno federal
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obligaron a Pemex a pagar del 110 al 140 por ciento de sus remanentes, de sus utilidades, y hasta el 90 por
ciento de sus ingresos por ventas de petróleo y gas. Se le obligó a pagar todas sus utilidades como impuestos
y además a tomar créditos para pagar más impuestos. Esto, obviamente, llevó a Pemex a perder su
capital, a pesar de las enormes utilidades que continuó obteniendo. Al cierre de 2005 el patrimonio de la
empresa llegó a ser negativo hasta por casi 28 mil millones de pesos.
2. Excesiva dependencia de los hidrocarburos como energía primaria.
Hoy México depende básicamente de los hidrocarburos (petróleo y gas) porque de ellos obtiene más del 84
por ciento de la energía primaria (el 90 por ciento si no incluimos la madera). La alta dependencia que la
seguridad energética de México tiene de los hidrocarburos contrasta con la distribución de fuentes de energía
que se registra en el mundo, en la que aquellos significan sólo el 60 por ciento. La mayoría de los expertos
coincide en que la producción de petróleo en el mundo llegará a su máximo nivel en unos 20 o 30 años; a
partir de ese cenit, empezará a declinar, lo que obligará a una transición hacia otras fuentes de energía. Si
México no asume como responsabilidad inmediata el ahorro de energía, y si no cambia la excesiva
dependencia que ahora tiene de los hidrocarburos como energía primaria, se verá más afectado que el resto
del mundo por esa transición energética que ya se está iniciando.
3. Se agota el petróleo: reservas probadas de los tres niveles de gobierno, afectando los programas
sociales de apoyo al campo, a la educación, a la salud, a la tercera edad, entre otros, y dejando de realizar
inversiones públicas en infraestructura. México tiene, por supuesto, más petróleo. Hay que invertir para
encontrarlo y producirlo. Si no lo logramos, las finanzas públicas y la economía pueden sufrir una crisis de
dimensiones superiores a las que ya ha sufrido el país.
4. Importaciones crecientes de petrolíferos y petroquímicos.
La confiscatoria carga fiscal de Pemex también le impidió invertir en la modernización de las refinerías
existentes y en la construcción de nuevas refinerías para satisfacer la demanda interna de gasolinas y otros
petrolíferos, y de productos petroquímicos. Entre petrolíferos y petroquímicos, importamos en 2007 del orden
de 34 mil millones de dólares en productos (4 millones de dólares por hora). Pasamos, absurdamente, a ser
exportadores de materias primas e importadores de productos manufacturados. Exportamos petróleo crudo e
importamos gasolina, gas, diesel, petrolíferos y petroquímica. Generamos valor y empleo en el extranjero, no
en nuestro país. Actualmente, a pesar de ser un país exportador de petróleo, importamos el 40 por ciento de
la gasolina que consumimos y de otros petrolíferos, con un costo de casi 16 mil millones de dólares anuales.
Estamos realizando como país el peor negocio del mundo: exportar materia prima e importar productos
industrializados. A partir de 1996 Pemex empezó a disminuir la elaboración de productos petroquímicos hasta
llegar
en 2002 casi a la mitad de lo que producía en 1995. El país ha tenido que importar estos productos para
satisfacer la demanda nacional, con un costo que actualmente es de, por lo menos, 18 mil millones de dólares
por año. La solución a los problemas de este rubro industrial exige la revisión del precio del gas. Mientras
se siga aplicando en el país el precio del gas de Texas, nuestra industria petroquímica continuará careciendo
de competitividad y seguirán incrementándose
las importaciones de productos. En México el gas es más caro que en Europa y uno de los más caros del
mundo.
5. Yacimientos transfronterizos: en riesgo la soberanía de México sobre su petróleo.
Hay un tema especialmente grave porque tiene que ver con una posible afectación de la soberanía de México
sobre sus recursos petroleros: los yacimientos transfronterizos en aguas profundas del Golfo de México, en la
frontera de México
y Estados Unidos de América. Empresas norteamericanas han instalado 150 plataformas en las aguas
patrimoniales que pertenecen a Estados Unidos de América en el Golfo de México. En el llamado “Cinturón de
Plegado Perdido”, en aguas de Estados Unidos, están instaladas 9 plataformas cerca de las aguas
mexicanas. Como se observa en la siguiente gráfica elaborada por la Secretaría de Energía, uno de esos
pozos se encuentra a sólo 4 kilómetros de la frontera con México. Hay 4 pozos de los que hay evidencia que
están en yacimientos transfronterizos, hidráulicamente comunicados, por lo que, al ponerlos en producción,
harán que el petróleo mexicano migre al lado norteamericano. Además de grave, el asunto es de extrema
urgencia para México porque se calcula que los pozos que se están perforando en aguas norteamericanas
empezarán a producir 130 mil barriles diarios en 2010. La frontera de México en el Golfo de México y el Mar
de las Antillas tiene una longitud de 2 mil 963 kilómetros. En esa frontera sólo tenemos tratado internacional
con Estados Unidos para explotación de petróleo en el llamado “Hoyo de Dona”, área que alcanza una
longitud de unos cuantos kilómetros. Todo el resto de nuestra frontera marítima no tiene tratado ni acuerdo
alguno en relación a la exploración y explotación de petróleo.
¿Qué hemos hecho en el Congreso?
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El sector petrolero requiere de una reforma integral que ya se inició con la reforma a la Ley Orgánica de la
Administración Pública Federal en su artículo 33, aprobada por el Senado en el primer semestre de 2007,
para fortalecer las facultades de la Secretaría de Energía en la conducción del sector. También se logró un
importante avance en la revisión del régimen fiscal de Pemex, al ser aprobada en el Congreso la reforma a la
Ley Federal de Derechos en el segundo semestre de 2007. Esta reforma permitió aligerarle a Pemex algunas
cargas fiscales y, gracias a ello, cuenta con 35 mil millones de pesos adicionales para 2008; podrá también
invertir en los pozos abandonados, que contienen todavía hasta 85 por ciento del petróleo original, pero cuya
explotación no había sido rentable debido a la excesiva carga fiscal. La modificación del régimen fiscal de
PEMEX permite también destinar mayores recursos a un rubro en el que el sector acusa un fuerte rezago: la
investigación científica y tecnológica en materia de energía, y la formación de recursos humanos altamente
especializados. Esta reforma establece
que se destinarán a ese rubro hasta más de 6 mil millones de pesos por año.
Hacia una reforma integral.
El sector petrolero requiere de una reforma integral que ya se inició con las reformas legislativas antes
señaladas. Todos nuestros trabajos están orientados a hacer de Pemex una empresa que contribuya en
mayor medida al desarrollo del país; una empresa eficiente, competitiva, de clase mundial, transparente y con
rendición de cuentas; una empresa que impulse la industria nacional, que permita atender las necesidades
sociales y que apoye la construcción de infraestructura, como lo ha venido haciendo. Queremos, sintetizando
lo que establecen los documentos básicos del Partido Revolucionario Institucional, fortalecer y modernizar a
Pemex, sin privatizarlo. Para construir las fórmulas de solución, en el Congreso estamos esperando la
propuesta del Poder Ejecutivo. El autor es senador por Sinaloa, ex candidato presidencial del PRI y presidente
de la Comisión de Energía de la Cámara alta. *Pemex cuenta con evidencia de que es muy probable que el
yacimiento sea transfronterizo.
MIERCOLES 27 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
Itinerario Político
Ricardo Alemán
27 de febrero de 2008
Tregua y trampa.
Luego de una disputa, ‘pejistas’ y ‘chuchos’ decidieron luchar juntos contra la privatización de Pemex
La estrategia: exhibir documentos que muestran las actividades de la empresa Grupo Energético del
Sureste
Luego del espectáculo, de la tormenta, vino la calma. Y con ello lo que en los medios se conoció
como el “borrón y cuenta nueva”. Es decir, que por alguna razón que está lejos de la vista de los ciudadanos,
los rijosos amarillos alcanzaron una aparente tregua. Sí, así nomás, como si nada hubiera pasado. Y por eso
obliga la interrogante: ¿Qué pasó?
Pues resulta que los políticos en general, y en especial aquellos que pertenecen al partido amarillo,
“no comen lumbre”, tampoco le apuestan al suicidio —a pesar de todo— y menos se disparan al pie. Por esa
razón, y luego de una feroz disputa verbal que duró tres horas, al final de cuentas pejistas y chuchos
acordaron “matar” el debate sobre el “abucheo” y la “corretiza” del pasado domingo y —en un intento por lavar
la deteriorada imagen del PRD— decidieron empujar de manera conjunta esa etérea lucha que todos
conocemos como la batalla contra la “privatización” de Pemex.
Pero esa lucha pasa por un personaje del gobierno de Felipe Calderón que tiene nombre y apellido,
porque hablar en abstracto de la privatización de Pemex ya no es tan rentable para efectos mediáticos. En
efecto, ese personaje despacha en el Palacio de Covián, se desempeña como secretario de Gobernación y se
llama Juan Camilo Mouriño.
Sí, según la versión de quienes asistieron a ese candente encuentro entre ‘lopistas’ y chuchos, las
partes en conflicto literalmente “sacaron sus respectivos trapitos al sol”, se hicieron acusaciones mutuas,
cruzaron advertencias y amenazas, golpearon la mesa y lanzaron más de un “¡ya basta!” y… al final de
cuentas acordaron “quedarse cada uno con su golpe”, luego de que una voz sensata advirtió sobre el
gravísimo daño que le estaban haciendo al partido.
Y sí, también hubo acuerdos, como el de la estrategia conjunta contra la supuesta o real privatización
de Pemex y el de enfocar todas las baterías del PRD en dirección del responsable de la gobernación del país,
Juan Camilo Mouriño. ¿Y en qué consistirá esa campaña? Bueno, pues en la exhibición pública de
documentos oficiales que dejan ver las actividades de la empresa privada Grupo Energético del Sureste —
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propiedad de la familia Mouriño—, en los que según los delirios pejistas “se demuestra la perversidad que hay
detrás de la privatización de Pemex”.
Y en efecto, nada sería más saludable que los partidos opositores pudieran demostrar y exhibir
pruebas documentales sobre los presuntos o reales malos manejos de los integrantes del gabinete y, en
especial, del secretario de Gobernación. Sí, le harían un extraordinario favor al país, a la democracia
mexicana y a todos los ciudadanos en general, si cualquiera de los partidos opositores —sea el PRD, el PRI o
cualquiera de los integrantes de la llamada “chiquillada”— presentaran evidencias claras, contundentes,
inobjetables de los presuntos “malos manejos” en cualquiera de las áreas del gobierno, pero en especial en el
círculo de influencia de la familia Mouriño, que es la energía.
Pero resulta que, según versiones salidas de los propios perredistas, las supuestas evidencias que
entregó el ex candidato presidencial al jefe de los diputados amarillos en el mitin del pasado domingo —
concentración que terminó en la feria de la intolerancia— no son más que vulgares “cartuchos de salva”. Es
decir, documentos legales que amparan la forma en que la empresa de los Mouriño se hizo de estaciones de
gasolina, la solicitud de una planta de energía eólica y la renta de un avión que en algunos desplazamientos
fue utilizado por el entonces candidato presidencial Felipe Calderón. Un nuevo engaño de la retórica pejista.
Con la exhibición de esos documentos como carnada y parte de la estrategia propagandística —
documentos que si fueran la gran revelación ya habrían sido presentados con bombo y platillos por el lopismo
como la evidencia de la perversidad que hay detrás de la privatización de Pemex—, se intenta justificar y darle
cuerpo a la supuesta privatización de la empresa petrolera mexicana, que según esa lógica no tendría otro
objetivo que enriquecer a un puñado de colaboradores de Calderón, sobre todo a su secretario de
Gobernación, Juan Camilo Mouriño.
¿Por qué los empeños del derrotado candidato presidencial en el señor Juan Camilo Mouriño? ¿Por
qué la persecución que se ha desatado en su contra, y que tiene un fuerte tufo xenófobo? Pues por una razón
elemental. Porque el “olfato político” le dice al tabasqueño que el secretario de Gobernación no sólo es el
operador número uno del Presidente, sino es el seguro aspirante a sucesor de Felipe Calderón. Y por eso,
nada más por eso, hay que combatirlo desde ahora. ¿Qué tal?
Pero existe un pequeño detalle que ha advertido un puñado de perredistas, que insisten en que el
mesías tropical “se equivoca de cabo a rabo”. ¿A qué nos referimos? En efecto, son muchos los indicios de
que se tendió una trampa a AMLO y al PRD en general, no sólo en torno al señor Mouriño, sino alrededor de
la reforma energética. Y en los dos casos, el PRD y el mesías cayeron redonditos.
Primero el tabasqueño se tragó completo el “bocado” de que el señor Mouriño es presidenciable. Ese
señuelo distrajo los afanes del otrora “rayito de esperanza”, al grado de que le dedica tanto tiempo como el
que deja para el asunto petrolero. Y segundo, que la intolerancia del tabasqueño hizo el milagro. ¿Cuál? El de
dividir en forma irreconciliable a los amarillos, al grado de que unos, Los Chuchos, tienen hoy el discurso del
PAN y de Calderón respecto a AMLO, en tanto que AMLO actúa hoy igual contra sus compañeros de partido,
igual que lo hicieron contra la izquierda los déspotas y nada democráticos gobiernos de Gustavo Díaz Ordaz,
Luis Echeverría y José López Portillo. Se confirmó la teoría de “los mutantes” de la izquierda que apenas
expusimos aquí hace una semana.
Esa fue parte de la “terapia” colectiva a la que se sometieron los amarillos el pasado lunes. Y bueno,
también se le reclamó a AMLO, que se deslindara de “desmecatados” órganos propagandísticos como “El
sendero del peje” y el diario La Jornada, que han emprendido una campaña contra todo lo que cuestione al
Peje. Y claro, AMLO respondió con un clásico: “ni los conozco”. Pero la gran pregunta no se ha formulado:
¿Cuánto va a durar la tregua? Al tiempo.
PERIODICO: REFORMA
Una batalla que dar.
Jorge G. Castañeda
27 Feb. 08
En estos días Héctor Aguilar Camín en Milenio y Leo Zuckermann en Excélsior han expresado sus
dudas sobre lo que podríamos llamar la falta de agenda del gobierno de Felipe Calderón, en general (Aguilar)
y en particular sobre lo energético (Zuckermann) y en efecto, uno puede preguntarse al acercarse el año y
medio del sexenio si hoy se cuenta con un programa que pueda y quiera Calderón compartir con la
ciudadanía. Y en todo caso uno puede preguntarse qué busca en materia de hidrocarburos, sobre todo a la
luz de las restricciones jurídicas, políticas, tecnológicas y económicas que implica.
En principio sabemos hasta ahora dos premisas: ha sido mantra de los últimos cinco secretarios de
Energía y cuatro directores de Pemex que sin reforma constitucional no es posible cortar el nudo gordiano que
asfixia a la empresa. Es posible que estos nueve funcionarios así como los consejeros jurídicos de la
Presidencia de los últimos dos sexenios se hayan equivocado, pero hasta ahora no se ha demostrado que sea
el caso. En segundo lugar, también sabemos, por lo menos hasta mediados de la semana pasada, de acuerdo
con dichos públicos y privados de los dirigentes del PRI que este partido no aprobará una reforma
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449

constitucional "para no resucitar al peje", para no dividirse, y no lo dicen pero lo piensan, para no regalarle
medallas a Calderón. A menos de que una de estas dos premisas cambie, la reforma energética se limitará a
cambios en la legislación secundaria que serán cobrados a precios usureros por el PRI y que darán magros
efectos a Pemex.
¿Por qué magros? En primer término, porque sin contratos de riesgo y sin asociaciones estratégicas
con el pequeño número de empresas petroleras (BP, Shell, Chevron, Petrobras, Statoil) o de servicios
(Halliburton, Schlumberger) es imposible explorar en aguas profundas (de 2 a 3 mil metros). Según los
expertos, la tecnología para perforaciones a esas profundidades no se vende ni se alquila, las empresas sólo
la participan a socios, con quienes comparten el riesgo de hacer hoyos a 10 mil pies y que cuestan en
promedio 200 millones de dólares. Es cierto que en estas semanas una de las empresas mencionadas ha
celebrado conversaciones informales y confidenciales con altos directivos de Pemex en torno a un esquema
"híbrido": la empresa explora, cobra una sobretasa moderada sobre el costo de la misma pero muy superior al
costo del dinero en el mundo, si encuentra aceite es para Pemex y si no lo encuentra igual Pemex le paga. No
es contrato de riesgo, no es una asociación estratégica, las empresas norteamericanas no lo pueden hacer,
pero cuesta una fortuna y parecería que no fuera necesario cambiar la legislación secundaria para ello.
El problema es que ya sea si se cambia la legislación secundaria o se procede con este esquema
híbrido sin modificarla, el gobierno de Calderón se expone a una amenaza si no mortal, por lo menos
peligrosísima, por culpa del PRD y de la redacción actual de la fracción II del artículo 105 constitucional.
Dicha fracción dice que basta con formar un grupo de la tercera parte de los diputados, 165 -el PRD
tiene 127 legisladores de la Cámara baja, Convergencia 18 y el PT 11, suman 156- es decir le faltarían nueve
priistas al PRD para conformar "la fracción de inconstitucionalidad", de alcanzarla con la ayuda de próceres
como Murat es muy factible que logre lo que Bartlett no pudo en 2005 al tratar de impugnar la
constitucionalidad de los contratos de servicios múltiples en la Cuenca de Burgos. Es cierto que se necesitan
ocho de los 11 votos de la Suprema Corte para declarar la inconstitucionalidad, y es cierto que tratándose de
un asunto de tal trascendencia podría fallar con cierta celeridad. Y es cierto también que empresas
internacionales que han esperado lustros o decenios para poder buscar petróleo en México -que no equivale a
quedárselo- pueden esperar un rato más. Pero si sumamos el conjunto de retos legales, políticos,
tecnológicos y de seguridad jurídica uno puede preguntarse si no convendría más abandonar el esfuerzo por
lo menos, a lanzar una gran batalla por lo más: permitir la inversión privada minoritaria en la producción y
exploración de hidrocarburos, al menos en aguas profundas del Golfo (transfronterizas). Esta batalla no se
ganaría a corto plazo y no es una batalla de operación política en el Congreso o los salones de Los Pinos: es
una lucha ante la opinión pública que sólo puede dar la persona a quien todos los mexicanos le pagamos por
ello: el presidente de la República.
JUEVES 28 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
John Saxe-Fernández
http://jsaxef.blogspot.com
Desaciertos mayúsculos
En el poder por 26 años, el neoporfiriato lanza ahora un paquete de “reformas estructurales” de corte
energético, policial-militar y judicial-penal, que coloca en riesgo las bases de la soberanía. Es parte de un
rosario de políticas que fomenta la depredación enriquecedora de una minoría y empobrece, a perpetuidad, a
más de 100 millones de mexicanos, desalojados de sus empresas públicas y expulsados de su espacio
nacional, a un ritmo anual de más de 600 mil, que migran a EU en busca de empleo.
No es por las fuerzas inexorables de la globalización, sino por el tipo de componendas y esquemas
derivados de la torpe negociación de la crisis deudora de 1982 y de los acomodos que siguieron al estallido de
1994 que acentuaron la desnacionalización de la toma de decisiones económicas, que se extiende a Pemex-
CFE y al área policial/ militar y judicial/penal. A pesar de que se retiró la polémica decisión de permitir
allanamientos de morada sin orden judicial, la reforma judicial contiene regresiones que, como en EU y en
Canadá, comprometen los derechos humanos, políticos y civiles de la población, como es el espionaje oficial
sobre información privada. Ya el jurista Sergio García Ramírez advirtió sobre éstos y otros elementos que
plantean la amenaza de intervención del Estado en las libertades de los ciudadanos porque “los procesos de
consignación, orden de aprehensión y la formal prisión se han flexibilizado… Y en estos procesos están en
gravísimo trance los derechos humanos; no es razonable despachar con levedad de argumentos una
consignación o una orden de aprehensión”. (Proceso, 24/2/08). En su criterio esto es un “desacierto
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mayúsculo”, porque al aligerarse la carga probatoria previamente al Ministerio Público “significará que en
adelante, los obsequios de órdenes de aprehensión y consignación serán muchos” (ibid).
En la antesala de un asalto al patrimonio petroeléctrico de la nación mexicana, estas propuestas, que
inciden en la esencia misma del Estado, son auspiciadas bajo la rúbrica de una “integración profunda” de la
“América del Norte” y forman parte de una construcción social orientada a la criminalización de la resistencia
civil y a la rapiña antinacional. La constitucionalización del Estado policial, bajo el superficial pretexto de
“agilizar los procedimientos penales”, ocurre en medio de una desestabilización que acumula más de 25 años
de agresión y despojo contra la economía popular y de la clase media (Aguas Blancas, Atenco, Oaxaca, Pasta
de Conchos, etcétera) y cuando está en puerta la “legalización” de la privatización en curso de Pemex-CFE,
empresas vitales para la construcción de un futuro nacional viable.
El paquete de iniciativas sigue los criterios de “integración profunda” impulsados por Washington en
las reuniones secretas de la ASPAN, celebradas en Waco, Texas (2005), Banff, Alberta (2006) y en
Montebello (2007) con la concurrencia de Bush, Harper y Fox/Calderón, de representantes de los monopolios
de EU y sus contrapartes en México y Canadá, así como de la cúpula militar y de inteligencia, todos bajo la
batuta de la Casa Blanca. Fueron deliberaciones para establecer un Estado policial-militar, realizadas a
espaldas de la población, de las legislaturas y del estado de derecho.
La advertencia de García Ramírez de que se está abriendo “una gran ventana de oportunidades para
acomodar a la policía como le convenga a cada estado, o subordinarla a los municipios incluso”, con lo que el
MP no tendría la capacidad de “supervisar y sujetar la actuación de la policía durante una investigación,
incidiendo en la relación entre el MP, la policía y el ciudadano” adquiere importancia mayor porque en verdad
es expresión manifiesta de un desborde del Estado de excepción de EU hacia sus dos vecinos, con auspicio
del Pentágono que algunos perciben como un “golpe de Estado en cámara lenta”.
En Canadá se agudiza la pérdida de soberanía territorial. Sin enterar a la opinión pública de ese país,
el pasado 14 de febrero su gobierno y el estadunidense acordaron, desde el Comando Norte, establecido por
Rumsfeld en 2002, que cada nación pueda enviar tropas al territorio de la otra “durante una emergencia civil”.
Tanto este esquema como la Iniciativa Mérida entre EU y México –de la que no se conocen detalles– son
parte de la mencionada agenda de la “integración profunda”, cuyo plan de acción incluye (textual) “la
homologación y armonización de los procedimientos policial/penales” y “un incremento en la integración
militar-policial”. Para abrogar restricciones legales a la privatización en curso de Pemex y CFE se promueve
“una estrategia energética común” para la “modulación y desregulación del mercado energético de la América
del Norte”. También se mencionan barreras “tarifarias” comunes y la “negociación en bloque” con el “exterior”.
Es integración “profunda” en petróleo, gas, electricidad, agua, infraestructura, seguridad y política
exterior. No desaparece ni el muro ni el apartheid laboral. Lo que se desvanece sería “México” y “Canadá”
como entes soberanos.
VIERNES 29 DE FEBRERO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
Fernando del Paso
¿Por qué no comenzamos por nacionalizar el petróleo?
Cuando en 1939 el novelista inglés Evelyn Waugh visitó México a sueldo de la empresa angloholandesa
Royal Dutch Shell para escribir su libro Robo a mano armada sobre la nacionalización del petróleo realizada
por Lázaro Cárdenas, dijo que “nadie en el gobierno mexicano pretendió que los trabajadores del petróleo
obtuvieran algo con la expropiación”, y agregó: “ciertamente, nada han recibido”.
Waugh no se imaginó nunca que esa nacionalización iba a propiciar la creación de una formidable elite de
ejecutivos y trabajadores que harían de Pemex una fortaleza inexpugnable dedicada no sólo a extraer el oro
negro de las profundidades de la tierra o del mar: también a exprimir al resto de los mexicanos. Sueldos
estratosféricos, dinero a millonadas para el sindicato, privilegios y prebendas que apenas si soñaban los
trabajadores de otras industrias, largas vacaciones que ningún otro grupo de trabajadores disfrutaba, créditos
para la vivienda con enormes facilidades de pago, aguinaldos espléndidos, jubilaciones a los cuarenta o
cincuenta años de edad con un alto porcentaje del salario, atención médica y quirúrgica de por vida para el
trabajador y sus familiares más cercanos…
Y a esto se agregó –y continúa agregándose– la corrupción, los fraudes, las concesiones a empresarios y a
los empresarios-políticos o políticos-empresarios: todo esto logró que el petróleo nunca fuera nuestro. Andrés
Manuel López Obrador, en una entrevista reciente con Carmen Aristegui –en la CNN– lo demostró con unas
cuantas palabras: en Venezuela el litro de gasolina cuesta cincuenta centavos. En México, ocho pesos.
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¿Dónde quedó, dónde queda el resto, los siete pesos con cincuenta centavos? En los bolsillos de esa elite y
de sus cómplices.
Pemex es de Pemex, no es de los mexicanos. Nunca lo ha sido. ¿Por qué no empezamos por nacionalizarlo
para beneficio, esta vez sí, de todos? ¿Quién puede acabar con ese monstruo? ¿Quién le va a poner el
cascabel al gato?
Para terminar, una aclaración: Lázaro Cárdenas no fue derrocado cuando nacionalizó el petróleo –como fue el
caso de otros mandatarios latinoamericanos que intentaron hacer reformas que amenazaban los intereses
comerciales de ingleses o norteamericanos: Balmaceda en Chile, Hipólito Irigoyen en Argentina y Joao
Goulart en Brasil– no porque Roosevelt fuera un gran hombre.
No. Wauhg, en un libro lleno de horrores y estúpidas acusaciones, como fue el suyo, atina cuando explica la
benévola actitud de Roosevelt: “una guerra europea daría por terminada la cuestión en todos sentidos (puesto
que) Estados Unidos, antes que ver un cargamento de petróleo dirigirse hacia los poderes centrales (de
Europa), probablemente ocuparía los campos petrolíferos (mexicanos) en nombre de las compañías”.
No sobra recordar que, en ese entonces, México le vendía petróleo a Alemania.
PERIODICO: REFORMA
¿De quién es el video?
Carmen Aristegui F.
29 Feb. 08
Desde que se realizó el mitin del domingo frente a Pemex, han dominado en la información las
lamentables y condenables agresiones en contra de los coordinadores parlamentarios Javier González Garza
y Carlos Navarrete. En menor medida se ha atendido el contenido de lo que piensa hacer la izquierda
organizada en el FAP si, efectivamente, se presenta y aprueba una iniciativa en el Congreso que permita ya
no sólo contratar con empresas extranjeras diferentes tipos de servicios en el sector -cosa que, como se sabe,
ocurre desde hace mucho tiempo- sino abrir la puerta, legalmente hablando, para la figura de asociación entre
Pemex y los gigantes petroleros del mundo.
Claudia Sheinbaum enlistó la serie de acciones que pretenden realizar si se van dando los supuestos
que motivaron la organización de ese mitin. Falta poco para saber si presentan o no dicha iniciativa. Si ocurre,
dicen algunos, tendría que ser después del 18 de marzo, 70 aniversario de la expropiación petrolera. Las
razones son obvias. Por lo pronto ha aparecido un nuevo elemento a la mesa. Un video, cuya duración es de
5 minutos 11 segundos, que se puede ver a través de Google (http://video.google.com/videoplay?docid=-
4813143214453307372&hl=en), cuya autoría no reconoce el gobierno federal, según consultas hechas por
CNN en español. El video está ahí, y su factura es atribuida por Andrés Manuel López Obrador a la
Presidencia de la República. No queda claro, pues, quién mandó a hacer este documento visual cuya
producción no hace cualquiera, a juzgar por los recursos de producción.
La referencia dice: Video para Spot, versión D, lo cual sugiere que podría ser la base para una
eventual campaña, en donde se ponderen las virtudes de una apertura petrolera. Insisto, hasta el momento de
escribir esto, las fuentes consultadas han negado que ese video sea del gobierno federal, aunque al final del
mismo aparecen los logotipos oficiales. Si, efectivamente, no lo hizo o mandó a hacer el gobierno federal,
tendría que saberse quién se tomó el tiempo y los recursos para hacer algo de esa dimensión y con qué
propósito, firmando como autoridad. Si, por el contrario, resulta que ese video sí es del gobierno, tendría -por
supuesto- que reconocerlo. Sabríamos entonces, a partir de esas imágenes y mensajes, cuáles serán los ejes
propagandísticos que impulsaría el gobierno federal para apoyar una posible apertura petrolera. Querría decir
que, en efecto, Felipe Calderón apuesta por la presencia de empresas extranjeras más allá de los actuales
contratos con Pemex. El video de marras muestra todo tipo de imágenes patrióticas y sensibleras. Se habla
del "tesoro de los mexicanos" que es, por supuesto, el petróleo que pertenece "a todos los mexicanos de hoy
y de mañana". Se da una explicación de cómo México ha demostrado "amplia experiencia en la explotación
de pozos petroleros que se encuentran en tierra y muy cerca de las costas". Pero, hoy "...el mundo enfrenta
una nueva realidad: las reservas de petróleo se encuentran en aguas profundas, a tres mil metros bajo el mar,
es decir, a una profundidad de quince veces el edificio más alto de México". En tono didáctico se explica que
lo mejor de nuestras reservas está "en aguas profundas del Golfo de México... ahí está nuestro tesoro y
debemos llegar a él". Otros ya lo están haciendo: Estados Unidos, Brasil, Cuba. "Nosotros también debemos ir
a buscar nuestro tesoro". Hay, por ahí, una frasecilla que pretende alertarnos sobre nuestros vecinos: algunas
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zonas donde están trabajando dice "...se encuentran cerca de las aguas territoriales de México", con la que,
sin decirlo, se evoca la teoría del "efecto popote". Más adelante se va al centro: "México enfrenta hoy un reto
completamente nuevo: ¡trabajar en aguas profundas!". A partir de ahí, se describe toda suerte de dificultades
para llegar a ellas y las complicaciones tecnológicas que ello entraña. Se presenta, por ejemplo, una imagen
con la que se quiere mostrar la enorme presión que ejerce el agua cuando se llega a los puntos donde se
encuentra el preciado tesoro. Se puede ver la imagen de una lata de refresco apachurrada por el peso de 60
camiones y, con ello, se pretende dar una idea de las dificultades que alberga trabajar en "aguas profundas".
A continuación se enlistan los elementos que entran en acción, para poder extraer petróleo en esas
condiciones.
Todo lo que se requiere para llegar ahí tiene que ver con la tecnología de punta, que involucra
robótica, satélites, plataformas sumergibles, vehículos submarinos operados vía control remoto, etcétera. El
eje argumentativo del video se conduce hasta llegar al punto clave: "...afortunadamente, como lo han hecho
otros países del mundo, México puede establecer alianzas con quienes ya cuentan con la tecnología y la
experiencia para explotar yacimientos en aguas profundas". Se da por entendido que México no podría, por sí
solo, llegar hasta las llamadas aguas profundas. No se habla de que México puede contratar servicios para
llegar ahí, lo que se dice es que México puede establecer "alianzas" con quien sí puede. Ése será el punto.
¿Qué debemos entender por alianzas con los gigantes petroleros? No parece faltar mucho para conocerlo ni
mucha imaginación para saber lo que estará en juego.
SABADO 1 DE MARZO DE 2008.
PERIODICO EL UNIVERSAL.
El Estado y la industria petrolera
Ifigenia Martínez
1 de marzo de 2008
La Constitución establece la facultad exclusiva del Estado en la explotación e industrialización de los
hidrocarburos y de todas las fuentes energéticas provenientes del subsuelo y las considera “área estratégica”.
El artículo 25 le otorga al Estado la rectoría del desarrollo nacional, y al gobierno federal la “propiedad y
control” sobre los organismos que en su caso se establezcan. La creciente importancia del petróleo nos obliga
a aclarar y precisar los alcances de la política energética por tratarse de un recurso no renovable.
Hasta 1938 el petróleo estuvo en manos de compañías extranjeras que no aceptaron ninguna reglamentación
del Estado. La producción de alrededor de 130 mil barriles diarios se destinaba casi toda al mercado mundial
y menos de 10% al consumo nacional, lo cual revelaba el atraso industrial del país. La expropiación realizada
por el presidente Lázaro Cárdenas puso el petróleo al servicio de la nación para poder construir un proyecto
propio de desarrollo que incluyera a la agricultura, a la industria y también al sistema de banca y crédito.
Hasta 1976 la producción de crudo se había elevado a cerca de 900 mil barriles diarios, de los cuales se
exportaba 13% mientras el resto, 783 mil barriles, se industrializaba en el país con refinerías propias y un
fuerte impulso a la petroquímica.
A partir de 1977 Pemex se convirtió en fuerte exportador de crudo para aprovechar los altos precios del
mercado internacional ocurridos a principios de la década auspiciados por los países árabes. Gracias a sus
cuerpos técnicos y a su planta laboral, el país alcanzó una plataforma de exportación de un millón y medio de
barriles diarios que, con un consumo interno del mismo volumen, llegó a una producción de 3 millones de
barriles diarios que con ligeras variantes mantiene hasta la fecha.
Recuérdese que Carlos Salinas adoptó el proyecto neoliberal de reducir el Estado y privilegiar el mercado;
siguió las políticas del Consenso de Washington; suscribió el Tratado de Libre Comercio de América del Norte
y aseguró el uso fiscal de la renta petrolera fraccionando a Pemex en cuatro organismos subsidiarios, con
objeto de concentrar su operación en la exploración y producción de crudo y de suspender los proyectos
industriales destinados a satisfacer las crecientes necesidades de refinados y petroquímicos del mercado
interno. Los objetivos de toda la política económica cambiaron en aras de la “estabilidad” de precios y del tipo
de cambio, confiando en la inversión privada y en una globalización que desmanteló las instituciones públicas
de fomento agrícola e industrial y consintió la extranjerización del sector financiero de la banca y el crédito.
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La apertura de la economía, sin un proyecto nacional de desarrollo y sin instituciones de Estado, resultó en
una caída permanente de la tasa de crecimiento y del empleo; en un empeoramiento de la distribución del
ingreso (con un aparatoso enriquecimiento de algunos empresarios y funcionarios) y en un preocupante
aumento de la emigración.
Conviene tener presente que los ingresos de Pemex, que exceden con mucho a sus gastos de operación,
provienen no sólo de la exportación sino también de sus ventas internas. Y también que la Secretaría de
Hacienda ha estado utilizando la renta de un recurso no renovable, propiedad de la nación, para financiar los
gastos corrientes del gobierno federal en lugar de llevar a cabo una verdadera reforma fiscal. De esta manera
aparenta tener un equilibrio presupuestal cuando en realidad carga con un fuerte déficit.
En tanto, el país importa 40% de las gasolinas y no se ha ampliado la capacidad de refinación, el gobierno
alega que aun siendo prioritario este proceso Pemex carece de capacidad de ejecución. Se olvida que la
institución ha sido desmantelada, como lo denuncian múltiples expertos. El manejo de Pemex ha sido tal que
hace aparecer como antieconómica la industrialización de nuestras materias primas de alto precio en el
mercado internacional y ahora se pretende obligarnos a continuar por el camino, ya desechado por la teoría
del desarrollo, de permanecer en la periferia como exportadores de materias primas e importadores de
productos industrializados.
Y con esos antecedentes el actual gobierno pretende llevar a cabo una reforma energética para “modernizar”
Pemex e ¡incursionar en aguas profundas con el concurso del capital extranjero! ¡No pasarán!
Presidenta del Consejo Consultivo del Frente Amplio Progresista
DOMINGO 2 DE MARZO DE 2008.
PERIODICO: LA JORNADA
Antonio Gershenson
gershen@servidor.unam.mx
Aguas profundas, ¿para cuándo?
Para evaluar en todo su alcance el absurdo del discurso oficial en el sentido de que “no nos queda de
otra” que ir a perforar a las aguas profundas en busca de petróleo, y con compañías extranjeras, vamos a
empezar por el ciclo de vida de los campos petroleros.
Primera etapa, evaluación del potencial. Durante la misma, se llevan a cabo estudios del terreno, sin
perforar todavía, sino con la intención de identificar zonas en las cuales perforar. Uno de los estudios más
empleados es el que se basa en sismografía, provocando vibraciones que a su vez se reflejan en las
diferentes capas del subsuelo, con una especie de radiografía de lo que hay ahí abajo. Los resultados directos
de la sismografía deben ser procesados, lo cual toma su tiempo. Esta etapa ha sido alcanzada en todas las
zonas ya delimitadas: Norte, Sur, Zona Marina Noreste y Zona Marina Suroeste. Es la única etapa que se ha
iniciado en una parte de las aguas profundas.
Segunda etapa, inicio de la incorporación de reservas. Esta incorporación está en marcha en las
cuatro zonas mencionadas. Todas las reservas probadas, probables y posibles están en estas zonas. Esto se
puede comprobar, pues la suma de las reservas de las cuatro zonas es igual a las reservas totales, en cada
una de sus categorías. En esta etapa, la perforación es indispensable.
Tercera etapa, caracterización inicial y delimitación. La delimitación incluye la perforación de pozos
en el contorno de los ya perforados, para ver hasta dónde llega el petróleo, en lo horizontal y también en la
profundidad. Este proceso conduce a la comprobación de reservas.
Cuarta etapa, desarrollo. En este periodo, ya hay producción, creciente, sin embargo todavía en
montos inferiores a los esperados. Pueden pasar años hasta que se llegue a la siguiente etapa.
Quinta etapa, producción. Ya hay un nivel relativamente estable en la producción petrolera, aunque pueda
tener fluctuaciones.
Sexta etapa, declinación. En ella, hay una declinación sostenida, que culmina con el abandono por
incosteabilidad económica.
Si se decide emprender a fondo el desarrollo de áreas de aguas profundas (que todavía no existen, no hay
regiones como las que conocemos en aguas a menores profundidades), habría que recorrer casi toda la
primera etapa y la totalidad de las siguientes. Pueden, fácilmente, pasar más de 10 años antes de que se
tenga una producción digna de ser tomada en cuenta. Sobre todo, si consideramos que en aguas profundas
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es común que un equipo de perforación no nos permita tener más de una horadación al año. Además, el costo
y el tiempo son mayores para instalar infraestructura, por la mayor distancia a la tierra firme.
Si esas inversiones se orientan a zonas menos profundas, de las que hemos hablado en artículos
anteriores, los resultados serán mucho más cercanos en el tiempo. Incluso si se perfora en la franja que va de
200 a 500 metros de profundidad, en la que se puede perforar con plataformas semisumergibles, que Pemex
ya ha usado con otros propósitos y podría hacerlo para perforar, nos tardaríamos menos en llegar a una
escala de producción, porque las perforaciones no requieren tanto tiempo como en las aguas profundas, y
porque están más cerca de las costas y por lo tanto requieren menos tiempo y trabajo para infraestructura.
Hay que señalar que ahora no hay soluciones inmediatas. La negligencia de los tecnócratas ha evitado que se
regrese a zonas que se abandonaron para llevarse los equipos a la Sonda de Campeche, o por otras razones.
La producción nacional de crudo empezó a declinar desde 2005; 2004 fue el año de mayor producción. La
declinación ha sido cada vez mayor. Pero prefirieron, primero, ocultar el problema, y luego proponer salidas
falsas. Desde entonces se debió iniciar el trabajo en gran escala en zonas de profundidad intermedia, y en
zonas que por diversas razones se dejaron de lado.
Lo más notorio ha sido la declinación del yacimiento Cantarell, el mayor del país, en la región marina
Noreste (RMNE). Pero en las otras regiones también declinaba la producción, no había compensación ni
siquiera parcial. La producción del cacareado Chicontepec no ha alcanzado ni siquiera para que suba la de la
región Norte, en la que está; el promedio de 87 mil barriles diarios de crudo en 2007, a principios de 2008
sigue igual. Y esta producción es 3 por ciento de la de todo el país.
Dentro de la RMNE, todo se apostó al yacimiento Ku-Maloob-Zaap (KMZ). En este campo el crudo es
todavía más pesado que en Cantarell. Y es una solución parcial y de corto plazo. En 2007, compensó sólo un
tercio de la declinación de Cantarell. Se calcula por funcionarios que el KMZ llegará a su máxima producción,
que según ellos sería de 800 mil barriles diarios, en 2010, y entonces iniciaría su declinación, que se sumaría
desde 2011 a la de Cantarell. Las mismas fuentes estiman el ritmo de declinación promedio de Cantarell en la
próxima década en 14 por ciento anual.
¡Y a esa situación crítica, que no tiene salida real en el corto plazo, se pretende responder
entregando el petróleo a empresas extranjeras, y gastando un dineral en desarrollar futuras explotaciones en
aguas profundas, con resultados muy dudosos para dentro de más de 10 años.
PERIODICO: REFORMA
ENREDOS DE UNA REFORMA ENIGMÁTICA
Por Miguel Ángel Granados Chapa.
(02-March-2008).- De creer a Manlio Fabio Beltrones, la reforma constitucional en materia energética murió
antes de nacer. El líder de los senadores priistas, cuyo poder en su partido es superior al del tenue comité
nacional y aun al de los gobernadores más conspicuos, se ha asumido como cabeza del cogobierno con el
PAN, necesitado de pactar con el tricolor todos los pasos que da, especialmente en el ámbito legislativo. El ex
gobernador de Sonora desahució esta semana cualquier intención de modificar el régimen constitucional en
materia de hidrocarburos, aunque es partidario de reformar el régimen legal de Pemex y de los energéticos en
general.
Por si ese anuncio fuera poco, el secretario de Gobernación, nombrado hace apenas cinco semanas
para, aparte las funciones regulares de la dependencia a su cargo, coordinar el proyecto gubernamental en
esa materia (que ciertamente no se conoce pero indudablemente existe, porque se ha sabido de varios de sus
elementos), podría haber quedado inhabilitado para convocar a las fuerzas políticas en torno a ese propósito.
Andrés Manuel López Obrador lo exhibió ya no digamos como protagonista de un conflicto de interés, extremo
que deberá ser resuelto por la justicia penal, pero sí como convenenciero gestor de los negocios de su familia
cuando ya formaba parte de la representación nacional y la administración pública, es decir cuando era
diputado federal y presidente de la Comisión de Energía de su Cámara, y asesor del secretario del ramo
Felipe Calderón.
La posición del líder priista en el Senado se incluye en su estrategia de forzar al gobierno a presentar
cuanto antes su proyecto de reforma. Ambas partes pretendieron, buscan todavía, que sea el otro quien
adelante su propuesta para sumarse a ella o corregirla, a fin de evitar los costos que genera una iniciativa
política que no prospera. Por eso decidió el PRI no decir la primera palabra aunque sí la última. Por eso
también el gobierno y su partido dan tumbos en una ruta no definida, lo que impide conocer con precisión el
entorno constitucional y legal a que aspiran, pero no las metas a que quieren llegar. Por eso han elegido una
vía de aproximación al tema que les permita hacer propuestas sin tener que admitirlas como suyas.
Una de esas manifestaciones es un desplegado que puede ser difundido sólo por la voluntad de un
particular que se hace cargo de sus costos. Es un mensaje titulado "¡Queremos nuestro petróleo!". Lo
suscribe Bernardo Graue, un politólogo estrechamente ligado a Carlos Castillo Peraza, de cuya consultoría
Humanismo, Democracia y Desarrollo formó parte, y que ahora dirige el Centro de Análisis Político. Dado el
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costo de la campaña, podría ocurrir que se trate de un anticipo de la que emprenderá el gobierno a partir del
martes próximo. Argumenta que "el petróleo no es nuestro sino hasta que lo sacamos del subsuelo y ese
petróleo se nos está acabando. Pronto tendremos que extraerlo de lo profundo del mar y no tenemos ni el
dinero ni la tecnología para sacarlo. Además, el perforar en aguas profundas es muy arriesgado y una
empresa sola como Pemex no puede hacerlo. Por necesidad, debe compartir el riesgo. Si queremos sacar
nuestro petróleo para que efectivamente sea nuestro, necesitamos asociarnos con quienes tienen la
tecnología, los recursos y las posibilidades de arriesgarse. Debemos hacer lo que hacen, con gran éxito,
nuestros amigos brasileños de Petrobrás, quienes si las cosas siguen como van en siete años nos van a
ganar como país petrolero".
Salvo la última comparación, el resto integra la idéntica argumentación de otro mensaje de prueba
sobre el tema, que se difunde por internet. Se trata de un video de cinco de minutos sobre la urgente
necesidad de extraer crudo de aguas profundas, algo que Pemex no puede hacer por sí solo. Se establece,
por lo tanto, la conveniencia de establecer alianzas con quienes aporten la tecnología y compartan el riesgo
financiero de la tarea. Es una producción impregnada de una suerte de patriotismo sensiblero, que denomina
"Tesoro de México" a las eventuales reservas situadas a kilómetros de profundidad. Entre idílicas escenas
playeras y dinámicas tomas de la industria petrolera nacional y extranjera, así como información económica y
geopolítica, un narrador (cuyos anacrónicos énfasis recuerdan la voz tremolante de Manuel Bernal recitando
el Credo, de Ricardo López Méndez) llega a la conclusión que ante el reto de emprender labores que no
puede encarar librado a sus solas fuerzas, "México puede establecer alianzas con quienes ya cuentan con la
tecnología y la experiencia para explotar yacimientos en aguas profundas".
El video ostenta el emblema del gobierno federal, pero en la Secretaría de Energía y en Los Pinos
negaron su autoría. Se admitió después, sin embargo, que se trata de un documento de trabajo, realizado por
una agencia de publicidad para Pemex. Sería una de las piezas de la campaña de propaganda que este
martes, un par de semanas antes de dar a conocer su proyecto de reformas, comenzará a difundir el gobierno
federal.
Aunque el video se podía ver en las computadoras desde el 17 de febrero, fue López Obrador quien
puso la atención pública sobre él, tanto el domingo en el mitin que encabezó ante la Torre de Pemex (donde
ocurrieron muchas otras cosas, aunque de semejante importancia al ataque de radicales violentos al senador
Carlos Navarrete) como en la entrevista que sostuvimos en la Plaza Pública de Radio UNAM el martes
siguiente. En ambas oportunidades, aunque sin entrar en pormenores, López Obrador se refirió también a
revelaciones que podrían derivar si no en la renuncia del secretario Mouriño por lo menos en su inhabilitación
para alentar la reforma en materia de energéticos.
Hace ocho días, López Obrador entregó un expediente a Javier González Garza, el líder de los
diputados perredistas que quiso ser silenciado por gritones intolerantes a quienes a su vez acalló López
Obrador, quien pidió respeto para el legislador. Dijo que se trataba de pruebas de que Mouriño "obtuvo de
Pemex contratos millonarios mediante procesos de adjudicación directa para beneficio de su empresa
familiar". Los diputados que recibieron la documentación (pues de las manos de González Garza debía ser
conocida por los legisladores del Frente Amplio Progresista) o el propio López Obrador la hicieron llegar a El
Universal, que el jueves ofreció detalles de esos documentos. Se trata de contratos y convenios para el
transporte de petrolíferos, que importan varios millones de pesos, que fueron suscritos por Mouriño en su
calidad de apoderado general de Transportes Especializados Ivancar, una de las empresas del corporativo
Grupo Energético del Sureste (GES), propiedad de la familia Mouriño Terrazo. Juan Camilo había recibido
poder general para pleitos y cobranzas y actos de administración de dominio de una empresa que
simbólicamente es suya, y no sólo de la sociedad anónima familiar, porque su razón social incluye el mote,
Iván, con que se le trata en casa desde que era niño. Ese poder fue ampliado el 7 de noviembre de 2000, y
con apoyo en él Mouriño firmaba los documentos con Pemex.
Mas ocurre que ya desde el momento en que se le otorgó el poder, y los días 20 de diciembre de
2002, y 1o. de septiembre y 29 de diciembre de 2003, Mouriño estaba imposibilitado para ejercerlo pues fue,
sucesivamente, diputado federal (presidente de la Comisión de Energéticos) y coordinador general de
Asesoría y Enlace Institucional de la Secretaría de Energía, de que era titular Felipe Calderón. Después de
ganar una diputación local en Campeche, donde su familia se asentó al llegar de España, Mouriño entró en la
LVIII Legislatura como diputado de representación proporcional y de inmediato se le confió la presidencia de
la Comisión de Energéticos, no por otra razón sino por su pertenencia a un grupo familiar que explota
alrededor de 30 gasolinerías en seis estados del sureste, y contrata con Pemex el transporte de combustibles
en ésa y otras regiones.
Mouriño no negó haber firmado esos contratos. Buscó disfrazar el conflicto de intereses con una
vaga datación de su tránsito de la iniciativa privada a la vida pública. Lo hizo, dijo, "hacia finales de 2003", es
decir después de firmados esos documentos que lo comprometen y lastrarán su gestión como responsable de
la política interna.
Correo electrónico: miguelangel@granadoschapa.com
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SECCION ENFOQUE DEL PERIODICO REFORMA.
EL PETRÓLEO ES DE LOS MEXICANOS
Claudia Sheinbaum Pardo
Hay una deliberada descapitalización y una falta de mantenimiento en Pemex, para crear una falsa necesidad
de recursos privados en el sector.
El petróleo y el gas natural son recursos no renovables que se encuentran en el subsuelo y requieren de
transformación para su utilización como energético o como materia prima para la industria petroquímica.
México depende en un 80 por ciento de los derivados del petróleo y del gas natural para su consumo de
energía y se estima que la demanda de estos energéticos crecerá en 50 por ciento para 2020, si las
condiciones del consumo siguen siendo similares a las de ahora.
Desde hace por lo menos dos décadas, la política energética del país ha estado sustentada
fundamentalmente en el incremento de las exportaciones de petróleo crudo a Estados Unidos, la visión de
Pemex como un proveedor de recursos económicos para el gobierno federal y el aumento de la generación de
electricidad a través de productores privados. Es decir, no ha habido criterios ligados a una planeación
energética integral que busque hacer del sector parte de una política de desarrollo sustentable del país. De
acuerdo con un documento publicado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (CEPAL) en
el año 20031, los indicadores que debe cumplir un país para reconocer al desarrollo sustentable en el sector
energético son: autarquía energética (baja participación de las importaciones en la oferta de energía);
robustez frente a cambios externos (baja contribución de las exportaciones energéticas al PIB); productividad
energética (alto PIB por unidad de energía); cobertura eléctrica (alto porcentaje de hogares electrificados);
pureza relativa del uso de la energía (bajos niveles de emisiones, en particular bióxido de carbono); uso de
energías renovables (alta participación de energías renovables en la oferta energética); alcance de recursos
fósiles y leña (alto nivel reservas producción de energéticos fósiles y leña). Al analizar la situación del sector
energético mexicano en este marco podemos apreciar que en las últimas dos décadas ha aumentado la
participación de las importaciones en la oferta de energía, en particular lo referente a gasolinas, gas licuado
del petróleo (GLP), diesel, gas natural e incluso carbón. Pemex se enfocó en las últimas décadas a la
reconfiguración de la capacidad instalada en refinación para procesar mayores cantidades de crudo pesado.
Sin embargo, no ha habido nueva capacidad de refinación en una década, provocando que los niveles de
producción de refinados de petróleo se mantengan estables en cerca de 1.3 millones de barriles diarios a
pesar del aumento de la demanda, provocando incremento en las importaciones. Las exportaciones
energéticas representaron un porcentaje creciente del PIB en el último sexenio. La intensidad energética del
país (energía entre PIB) se ha reducido, pero de manera muy lenta comparada con las tasas a las que podría
haberlo hecho si se hubiese promovido una política de eficiencia energética. La cobertura eléctrica, aun
cuando es del 98 por ciento, no ha aumentado en la última década. Las emisiones de bióxido de carbono han
aumentado y se espera lo sigan haciendo debido a que el consumo de energía está sustentado
fundamentalmente en los hidrocarburos (gas natural y petróleo). Existe una bajísima participación de las
energías renovables en la oferta energética nacional y, finalmente, las reservas probadas de petróleo crudo
cayeron de 32 mil 614 millones de barriles en 2001, a sólo 11 mil 644 millones en 2006. La razón no es que no
haya más petróleo en el subsuelo mexicano, sino que no ha habido las inversiones necesarias en exploración
y explotación para convertir reservas probables en probadas.
El ejemplo de CFE.
Esto significa que la política energética del país está muy lejos de acercarse a lo que se recomienda
en términos de un desarrollo sustentable y, por si fuera poco, no existe en ninguna de las prospectivas del
sector publicadas por la Secretaría de Energía un cambio en estas tendencias.
La razón de esta desatención es producto de una visión estrecha, en donde lo que se busca de manera
deliberada es una mayor integración a Estados Unidos y una descapitalización y carencia de mantenimiento
que orienta a una falsa necesidad de recursos privados para el sector.
Tomemos como ejemplo el sector eléctrico. En la actualidad los productores privados generan poco más del
30 por ciento de la electricidad. Este crecimiento se llevó a cabo fundamentalmente durante el sexenio de Fox,
donde los llamados productores independientes pasaron de generar el 0.6 al 30 por ciento de la energía
eléctrica. Las consecuencias de esta política han sido electricidad más cara, incremento innecesario de las
importaciones de gas natural y pérdida de control de la Comisión Federal de Electricidad sobre el llamado
despacho de carga. El supuesto sustento legal de la privatización del sector eléctrico se dio con la reforma
anticonstitucional a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1992. En efecto, aun cuando la
Constitución es clara en el sentido de que el servicio público de energía eléctrica le corresponde de manera
inalienable al Estado, la argucia legal fue definir en la ley mencionada, “lo que no es servicio público” y ahí se
incluye la producción independiente. Es decir, en una ley secundaria se define lo que no es servicio público
como ¡servicio privado! Por si fuera poco, la Comisión Reguladora de Energía ha entregado a diestra y
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457

siniestra permisos para los productores independientes sin ningún criterio claro y, sin embargo, recientemente
la Suprema Corte de Justicia decidió que la Auditoría Superior de la Federación no puede auditar dichos
permisos. Para modificar la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica el argumento que se usó es que el
Estado no contaba con recursos suficientes para la modernización y ampliación de generación de CFE. Las
consecuencias para el país son sumamente graves. Mayores costos públicos, electricidad más cara y un
amarrado negocio multimillonario de unos cuantos. Hoy utilizan el mismo trillado argumento para el petróleo,
cuando lo que se propone, con el mismo esquema, es amarrar otro negocio que nos saldrá, de nuevo, mucho
más caro. La llamada “reforma energética” que pretende presentar el gobierno de facto de Felipe Calderón en
alianza con un vasto sector del PRI, no es más que la reedición de la reforma eléctrica a través de leyes
secundarias que violan la Constitución, pero con consecuencias aún más graves para el país, dada la
importancia estratégica del petróleo y la renta que genera.
Los argumentos que han venido usando son: la falta de recursos para la inversión en Pemex, la
necesidad de asociaciones estratégicas con empresas transnacionales para la explotación en aguas
profundas por la carencia de tecnología y la autonomía de gestión de Pemex para darle mayor independencia.
Hacerla depender de “expertos” y evitar la sangría económica de la empresa. Es falso que no haya recursos
económicos para el sector petrolero. Los excedentes petroleros representarán este año cerca de 20 mil
millones de dólares (una refinería tiene un costo de entre 2 mil y 3 mil millones de dólares). Por si esto fuera
poco, se obliga a Pemex a tener un superávit que “confisca” la Secretaría de Hacienda para equilibrar su
supuesta estabilidad macroeconómica. Éste asciende a cerca de 40 mil millones de dólares, acumulado desde
2005.
También es falso que Pemex requiera asociaciones estratégicas para obtener tecnología para explotar el
petróleo en aguas profundas del Golfo. La tecnología no sólo está disponible en el mercado para ser rentada o
comprada por Pemex sino que la urgencia para explotar aguas profundas no es tal, pues existen reservas
todavía en tierra y en aguas someras. Inclusive se requiere de mayor investigación sobre corrientes marinas y
riesgos meteorológicos y climáticos para explotar las aguas profundas en el Golfo. El riesgo de establecer las
llamadas “alianzas estratégicas” es que las empresas transnacionales adquirirían derechos de propiedad
sobre el crudo que extraerían, llevándose la llamada renta petrolera y las ganancias de incrementar el valor
agregado del petróleo a través de su refinación. La renta petrolera es el monto que se obtiene por la diferencia
entre lo que cuesta extraer un barril de petróleo y el precio al que se vende. En la actualidad, la renta petrolera
está entre 70 y 76 dólares por barril (cuesta aproximadamente 3.5 dólares extraerlo y se vende en cerca de 80
dólares el barril de la mezcla mexicana). De acuerdo con la Constitución, dado que los hidrocarburos
pertenecen a la nación y no se permiten concesiones, la renta petrolera es también de la nación y debe ser
distribuida y ejecutada a través del Estado. Si se establecen “alianzas estratégicas”, parte de este recurso se
irá a manos privadas, fundamentalmente extranjeras. La llamada autonomía de gestión que quieren
implementar no se refiere a que Pemex disminuya sus aportaciones al fisco y con ello tenga recursos para
inversión (autonomía presupuestal); sino que se refieren a que Pemex deje de ser una empresa del Estado y
se convierta en una empresa en manos de “expertos” que definan el futuro de la explotación de hidrocarburos
en el país. El petróleo y el gas natural no son una mercancía más, son ejes estratégicos del desarrollo no sólo
para cubrir la demanda creciente de refinados y petroquímicos; sino inclusive para que los recursos
provenientes de la renta petrolera permitan la inversión en educación, salud, infraestructura para el desarrollo,
e inclusive permitan promover una transición energética que promueva mayor participación de los recursos
renovables de energía y disminución de los impactos ambientales. La política energética y con ello la petrolera
deben ser una política de Estado. No puede estar sujeta a la decisión de “expertos” que orienten a Pemex con
una visión empresarial sin sentido estratégico. Es obvio que se requiere de técnicos e investigadores
conocedores del tema petrolero para diseñar la planeación en reservas, refinación, petroquímica,
almacenamiento y transporte de combustibles; sin embargo, el Estado no puede renunciar a la política
energética, por el contrario debe fortalecerse con un sentido de soberanía y sustentabilidad. Si permitimos que
se privatice el petróleo estaremos abonando a una dependencia mayor con Estados Unidos, a la reducción de
las posibilidades de ampliar los derechos sociales del pueblo de México con la entrega de la renta petrolera y
a la renuncia de una política energética de Estado. Estaríamos renunciando al futuro soberano del país.
Nota: http://www.eclac.org/publicaciones/xml/8/15138/lcg2214e.pdf La autora es licenciada en física y doctora
en ingeniería energética
por la UNAM. Es secretaria de Patrimonio Nacional en el Gobierno Legítimo de Andrés Manuel López Obrador
LUNES 3 DE MARZO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
Pemex: inversión privada o reforma fiscal
Demetrio Sodi de la Tijera
3 de marzo de 2008
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Como van las cosas, lo más probable es que nuevamente nos quedemos sin reforma energética o se
apruebe una que sea insuficiente para obtener los recursos que se requieren para evitar una crisis energética
en el país en el corto plazo.
Todos coincidimos en que si no se aumentan drásticamente los recursos a Pemex en pocos años
vamos a pasar de ser un país exportador a uno importador de petróleo. Nadie, sin embargo, entre los políticos
y partidos, se atreve a plantear una solución de fondo. Decir que hay que despetrolizar las finanzas públicas,
sin decir que hay que hacer una reforma fiscal de fondo, es simplemente no decir nada.
Las diferentes propuestas que están sobre la mesa son falsas, exageradas o insuficientes para
conseguir el volumen de recursos que se necesitan para proyectar a Pemex hacia el futuro. Es falso que con
una reducción en los salarios y en los gastos de los altos mandos del gobierno y con el combate a la
corrupción se puedan conseguir 200 mil millones de pesos anualmente, es falso que se puedan aumentar en
forma considerable los recursos a Pemex sin afectar severamente el gasto en educación, salud, combate a la
pobreza e inversión pública, y si bien es cierto que existen más de 200 mil millones de pesos de la paraestatal
congelados por Hacienda, éstos no podrán utilizarse sin una reforma fiscal previa.
Muchas de las cifras que se presentan para resolver el problema de falta de recursos a Pemex son
fantasiosas, y lo único que logran es confundir más a la opinión pública en un tema de por sí difícil. El
gobierno, por su lado, ha sido incapaz de explicar a la población qué se ha hecho con los recursos excedentes
de los últimos años y de qué magnitud son los recursos que se necesitan para mantener la plataforma
petrolera de exportación, lograr la autosuficiencia en gasolinas y desarrollar la petroquímica.
Conforme se ha ido abriendo el debate sobre la reforma energética, cada día queda más claro que sólo hay
dos alternativas: permitimos la inversión privada o aprobamos una reforma fiscal que le dé al gobierno tres
puntos adicionales del PIB.
Existe, por supuesto, una alternativa intermedia que permita la inversión privada en ciertos rubros —refinación
y petroquímica básica— y mantenga el control total del Estado en la perforación y explotación del petróleo.
Con los precios actuales y las perspectivas de futuro sería una tontería compartir con el capital privado,
nacional o extranjero, esos beneficios; por lo que las reservas, la exploración y la explotación del ahora más
que nunca oro negro deben quedar sólo en manos del Estado.
No es lo mismo en el caso de la refinación y la petroquímica que son buenos negocios pero no comparables a
los del petróleo. Estos rubros podrían abrirse al capital privado nacional, y de esta forma liberar recursos del
Estado para invertir en el gran tesoro que representa el petróleo. Se requeriría una reforma fiscal
complementaria a la aprobada el año pasado pero de una magnitud muy inferior a la que se necesitaría si no
se acepta la inversión privada en refinación y petroquímica básica.
La confrontación sobre Pemex ha llegado a tal nivel que en estos momentos cualquier propuesta que
haga el gobierno se va a enfrentar a las descalificaciones y la cerrazón e intereses electorales de corto plazo
de PRI y PRD, por lo que sería conveniente convocar a un grupo de expertos para que sean ellos, al margen
de cualquier interés político, los que hagan el diagnóstico y la propuesta de reforma.
El debate sobre la reforma energética lleva muchos años congelado y el “triunfo” ha sido para
aquellos que defienden la cero tolerancia de inversión privada en Pemex, las consecuencias, sin embargo, de
ese “triunfo”, son una empresa cada día más débil y sin inversión suficiente que ha puesto en riesgo la
soberanía energética del país.
Aquellos que en nombre de la soberanía se niegan a cualquier inversión privada en Pemex lo que
van a provocar es una empresa estatal cada día más débil y un país cada día menos soberano en
energéticos.
demetriosodi@hotmail.com
Analista político
MARTES 4 DE MARZO DE 2008.
PERIODICO EL UNIVERSAL
Aguas profundas
Francisco Rojas
4 de marzo de 2008
Se ha estudiado menos de 30% del territorio nacional con posibilidades petroleras, determinando
recursos prospectivos por 54 mil millones de barriles. Estos recursos son inferencias, analogías o hipótesis
que hacen suponer la existencia de hidrocarburos, pero que requieren de pozos exploratorios para confirmar
su existencia, así como aforos, caracterizaciones y estudios para cuantificar su monto y volverlos reservas
posibles. Ulteriores estudios, perforaciones exitosas, infraestructura y trabajos modifican la clasificación hasta
convertirlas en probadas desarrolladas.
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La factibilidad de explotar comercialmente los recursos prospectivos es de cero, en los posibles de
15%, en los probables de 50%, en los probados por desarrollar de 95%, y las reservas probadas desarrolladas
de 100%. Estas últimas, 10 mil millones de barriles, son las que alcanzarían para 10 años, al ritmo de
explotación y exportación actuales. Adicionalmente, contamos con 5 mil millones de reservas probadas sin
desarrollar, 15 mil millones de probables y otro tanto de posibles, por lo que afirmar que pronto nos
quedaremos sin petróleo es, por lo menos, alarmista. La actividad petrolera es de largo plazo (30 años);
Cantarell inició en los 70, siguió Abkatum-Pol-Chuc y, a fines de los 80, Ku-Maloob-Zaap. Por ello se
requieren actividades continuas y simultáneas y, por supuesto, recursos para la exploración y desarrollo; no
se vale pregonar que en el sexenio pasado Pemex invirtió 60 mil millones de dólares (mmdd) sin decir cuánto
se destinó al pago de Pidiregas y a otras áreas, y que la mayor parte de lo asignado fue para mantener el
ritmo de explotación y cumplir los compromisos de exportación, relegando la exploración; la insuficiente tasa
de restitución de reservas así lo demuestra.
De los recursos prospectivos, 29 mil millones se ubican en el golfo de México profundo; de ellos, dos
tercios están en tirantes superiores a mil 500 metros. Pemex cataloga como aguas profundas los tirantes de
agua —distancia entre la superficie y el suelo marino— superiores a 500 metros, pues a partir de dicha
profundidad la exploración y producción se complica grandemente. Desde 2004, Pemex inició exploraciones
en el golfo de México B, perforando cuatro pozos con tirantes cercanos a mil metros. También fueron
enviados a distintas partes cerca de 70 técnicos a capacitarse in situ en prácticas operativas y en tecnología
de aguas profundas.
Sería relevante conocer la localización de los 20 mil millones de barriles de aguas ultraprofundas, ya
que si se encuentran en el área de Largo Perdido, conforme experiencias en el lado norteamericano, los
tirantes son superiores a 2 mil 400 metros y otro tanto de perforación, por lo que las dificultades exploratorias
se multiplican, así como los costos y riesgos; además, es paso de huracanes (Katrina y Rita) que dañaron
plataformas e instalaciones petroleras causando pérdidas por más de 30 mmdd.
Eventualmente desarrollaremos los recursos prospectivos de aguas ultraprofundas; tendrá que ser
paulatinamente, sin correr riesgos innecesarios ni aventurar recursos. Es una actividad de largo plazo, por lo
que comprometer una plataforma de producción para el corto plazo con base en estos recursos es riesgoso,
por la complejidad geológica y tecnológica de este tipo de proyectos, que requieren grandes montos de
inversión y largos periodos de maduración, como lo prueban las vicisitudes de las multinacionales para
obtener la producción actual en el lado norteamericano. Suponer que una multinacional, por el hecho de serlo,
puede hacer milagros es utopía; además, arriesgaríamos sobreexplotar y acabar con los yacimientos que se
descubrieran, como ha sucedido.
Antes debemos invertir simultáneamente en campos ya conocidos, con reservas probadas, probables
y posibles, que requieren menos recursos; habría menor riesgo y se cuenta con recursos tecnológicos y
humanos y el apoyo de compañías que han venido trabajando en dichas áreas. Esto permitiría duplicar en
plazo razonable las reservas probadas actuales, extendiendo la plataforma de producción y exportación, y
dándonos más tiempo y mejores condiciones para desarrollar los yacimientos en aguas profundas. Además,
debe intensificarse la exploración, principalmente en el sureste, donde existen 18 mil millones de barriles en
tierra y aguas someras, en cuencas similares a las que permitieron el descubrimiento de los grandes campos
en el pasado, y cuyos costos, riesgos y tiempo son menores que los de aguas profundas.
Por ello no compartimos la interesada desinformación de que la salvación está en aguas profundas,
donde aseguran se encuentran fabulosos yacimientos, sin dar fuentes de información, y menos con contratos
de riesgo disimulados; ya llegaremos a ellas, pero a nuestro ritmo y conveniencia. ¿Para qué precipitarnos en
dudosas aventuras? ¿Qué existe atrás? ¿Qué no han querido revelar?
Analista político
PERIODICO: REFORMA
Mano de gato
Jorge Alcocer V.
4 Mar. 08
En un ambiente hostil a la política y los políticos, es frecuente escuchar voces que reclaman no
ideologizar ni politizar los problemas a debate. Curioso reclamo cuando de discutir acciones del Estado se
trata; en toda discusión sobre asuntos públicos subyace un sustrato ideológico y definiciones políticas en sus
participantes. Bien decía Lord Keynes: "Los hombres prácticos, que se creen exentos por completo de
cualquier influencia intelectual, son generalmente esclavos de algún economista difunto".
Es el caso del debate sobre la reforma energética, en el que tirios y troyanos, incluyendo muchos de
los que reclaman pureza, han puesto por delante su esclavitud a las ideas de difuntos. Los juicios vertidos se
nutren, casi en exclusiva, de valores -reales o supuestos- que vienen de la personal interpretación de la
historia o de prejuicios. Detrás de los datos o hechos que se invocan está la defensa de posiciones erigidas en
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principios irrenunciables e inmutables, como si la historia hubiese podido tener lugar sin la mudanza de lo que
parecía inalterable.
Aun la más acabada propuesta técnica de lo que debe hacerse en México en materia petrolera tiene
detrás de sí una concepción ideológica y política. Pero ése no es el problema. Lo que nos tiene entrampados
es la aburrida repetición de frases pronunciadas para justificar posiciones y descalificar al que piensa
diferente. Ni siquiera se trata de discrepancias ideológicas o políticas, sino de la estéril esgrima verbal que
ante la ausencia de propuestas se convierte en motivo para el encono.
En tal ambiente, una de las pocas propuestas sensatas que se han escuchado para destrabar el
debate fue inmediatamente censurada. Me refiero a la expuesta en entrevista para este diario por el senador
Manlio Fabio Beltrones, quien sugiere entrar a la discusión y buscar soluciones en dos etapas: una inmediata
para dar soluciones a la reforma orgánica y fiscal de Pemex, materias en las que parece haber acuerdo en lo
básico. La segunda, a mediano plazo, para analizar opciones ante el reto de largo plazo, que es asegurar la
autosuficiencia petrolera y permitir que México siga siendo exportador de crudo, o sus derivados.
La irresponsabilidad que durante el sexenio de José López Portillo se vivió en materia del uso de los
excedentes petroleros asemeja juego de párvulos ante lo ocurrido en el sexenio de Vicente Fox y en lo que va
del gobierno de Felipe Calderón. A este último su paso por la Secretaría de Energía no parece haberlo
convencido de la ineludible responsabilidad que atañe al gobierno. Un supuesto cálculo político racional,
envuelto en un activismo frenético por parte de su segundo secretario de Gobernación, encubre el temor que
impide mostrar al Congreso y a la sociedad sus propuestas, su ideología y su política.
Emulando la práctica de su inmediato antecesor, el Presidente pide diagnósticos, como si no
existieran; ordena estudios y promueve foros, como si los ya realizados fuesen insuficientes. El secretario
Mouriño conversa con legisladores para sondear propuestas (para sopearnos, dicen algunos); reúne en sus
oficinas a los funcionarios responsables del sector, solamente para demostrar (les) quién es el que manda.
Diagnósticos hay, proyectos de iniciativa de reforma legal también. De lo que hasta hoy carece el gobierno es
de la decisión y capacidad para poner en juego su visión y propuesta.
Pemex puede seguir como está, en tanto los precios internacionales del crudo mantengan sus
actuales niveles y en tanto se agotan las reservas probadas. Pero será una fuga a la nada, una verdadera
desgracia; los mexicanos veremos pasar de lado, por segunda vez en tres décadas, la oportunidad de
convertir el petróleo en palanca de la transformación estructural de la economía y para alcanzar una mejora
sustentable en la calidad de vida de nuestra sociedad.
Reducir las transferencias de recursos petroleros a las finanzas de los poderes federales y demás
entes públicos, así como a los gobiernos estatales, municipales y del Distrito Federal, es una condición
ineludible para sanear las finanzas de Pemex y dejarle recursos que le permitan invertir en lo que tiene que
hacer, ahora y a mediano plazo. En lugar de abrir el tema, el Presidente acude ante la Conago para alentar la
ruta contraria.
Jugar a sacar las castañas del fuego con mano de gato, usando la de los legisladores de su partido,
paralizó al gobierno de Vicente Fox durante la mayor parte de su sexenio; parálisis prolongada por Felipe
Calderón, que quizá espera un milagro electoral en julio de 2009 para imitar la estrategia del presidente
Salinas, cuyas reformas significativas ocurrieron después de recuperar una amplia mayoría (1991) en la
Cámara de Diputados.
Por desgracia, de seguir así las cosas, habrá que descartar la reforma -pequeña o grande- en
materia petrolera. Sin estrategia ni táctica, lo predecible es que el juego terminará por quemar al gato, sin que
obtenga una sola castaña.
MIERCOLES 5 DE MARZO DE 2008.
PERIODICO: EL UNIVERSAL.
El petróleo como problema público
Mauricio Merino
5 de marzo de 2008
La agenda pública mexicana no se mueve tanto por los problemas públicos que deben ser definidos y
resueltos a tiempo, cuanto por el tamaño del conflicto político que anuncian los temas inscritos en ella. Por
eso, más que soluciones tenemos banderas y, más que propuestas, una obsesiva reproducción de
declaraciones y agravios cruzados. Es otro síntoma del secuestro del espacio público mexicano: no tenemos
un lugar dónde discutir los asuntos de todos.
No hay ninguna duda de que el petróleo es muy importante. De eso ha vivido el presupuesto público mexicano
durante décadas y, especialmente, desde finales de los años 70. Pero no es un recurso infinito, y ahora
sabemos que el país no tiene la capacidad tecnológica ni los medios para demorar el momento en que ese
recurso se agote y sea necesario buscar otras vías para financiar el gasto público del país.
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En rigor, el problema público que se está planteando no estriba tanto en la propiedad del petróleo,
cuanto en la doble impotencia de México para seguir explotando el recurso y para financiar la administración
pública. Nos explican que Pemex ha sido incapaz de producir la tecnología necesaria para extraer el petróleo
que descansa en los yacimientos profundos, y nos dicen que los que están disponibles se irán agotando
durante la próxima década. El escenario sugiere la bancarrota de Pemex y la pérdida de, por lo menos, la
tercera parte del presupuesto público nacional. Sin embargo, lo que se está debatiendo no es eso, sino la
posible venta de Pemex.
La disputa por la propiedad de la empresa puede ser uno de los componentes del problema
planteado. Pero lo que estamos viendo es, en realidad, un debate ideológico y una estrategia política. De un
lado, se afirma que la venta de Pemex o, al menos, su asociación con empresas privadas para explorar y
explotar los yacimientos profundos representa una condición de supervivencia. Una vez que se ha asumido
que la administración de la empresa es definitivamente incapaz de resolver el problema, y que el gobierno no
puede hacer nada más, se insiste en que deben ser los particulares de otros países quienes lo hagan.
Y éstos, por su parte, estarían actuando literalmente como una mafia, pues no estarían dispuestos a colaborar
con la empresa sin compartir la ganancia que se obtenga tras la inyección de nueva tecnología. De modo que
la reforma energética de la que se está hablando consistiría, así, en una estratagema legal para permitir que
el capital extranjero se adueñe de una parte de los recursos petroleros de México. Y, en ese sentido, el
problema de fondo no se habría resuelto en lo más mínimo.
De otro lado, se está defendiendo la propiedad pública de la empresa. Se dice que Pemex es de
todos los mexicanos y que sería inaceptable que los particulares se adueñen de la riqueza que ofrece nuestro
petróleo. Y en efecto, sería absurdo que esa empresa se pusiera a la venta o que compartiera las ganancias
futuras con empresas privadas a cambio de nueva tecnología, si al final del camino esa operación no resuelve
el problema del financiamiento al gasto público nacional.
Sin embargo, mantener el statu quo tampoco representa una solución. De ahí que la propuesta
planteada por López Obrador sea devolverle a la empresa petrolera el dinero que aporta, y en exigir a sus
administradores que lo utilicen para desarrollar la tecnología necesaria para seguir explotando el petróleo en
el largo plazo.
¿Pero cómo se pagaría el gasto público mientras eso sucede? La respuesta del presidente legítimo
es, paradójicamente, neoliberal: reduciendo el tamaño y el costo de la burocracia. Es decir, exigiendo que el
gobierno deje de hacer lo que hace, mientras Pemex se recupera. Aunque de ese modo, la riqueza que aporta
el petróleo quedaría en suspenso hasta nuevo aviso y el problema original tampoco se habría resuelto.
Estamos, pues, en medio de una disputa sin soluciones. Vender Pemex no resolvería el problema
fiscal que de todos modos enfrentaría el país en 10 años, aunque diera recursos de corto plazo. Pero tampoco
ayudaría en nada seguir destruyendo las finanzas de la paraestatal y seguir medrando contra su presupuesto,
o suponer que el gobierno puede prescindir simplemente de los dineros que aporta la renta petrolera al país.
En este sentido, los impulsos ideológicos de los dos bandos en disputa resultan igualmente inútiles.
Sin embargo, los términos de la batalla política ya están claramente planteados y cuesta trabajo
imaginar que puedan cambiar, porque a estas alturas ya no se está discutiendo el futuro de las finanzas
públicas mexicanas o las capacidades tecnológicas y de gestión administrativa de Pemex, sino los principios
ideológicos que están detrás del debate: que el mercado resuelva el problema o que el Estado conserve la
propiedad de la empresa.
Ni siquiera es posible suponer ya una solución intermedia, porque vender una parte de Pemex para
que los particulares inviertan un poco sería tan ridículo como organizar comandos populares para adueñarse
de las instalaciones de la paraestatal, a nombre del pueblo. Ninguna de esas dos caricaturas de la disputa que
está en curso ha sucedido; pero no, eso no significa que no se estén considerando con seriedad.
Mientras tanto, los problemas financieros que se avecinan para el futuro próximo seguirán
aguardando una solución. Y lo único que sabemos a ciencia cierta es que Pemex se ha convertido ya en una
empresa con tecnología obsoleta, cada vez menos competitiva y capturada por toda clase de intereses
políticos. Para saber eso ya no es necesario esperar más, ni anticipar el desenlace de la disputa que está en
curso. Sea porque el gobierno quiere vender, o sea porque el sindicato lo quiere impedir, o sea porque está en
juego la patria y el destino de la nación, lo único seguro es que el deterioro de Pemex es cada vez más
evidente.
Seguramente seguirá siendo propiedad de todos los mexicanos, pero también seguirá siendo, me
temo, el reflejo fiel de nuestra incapacidad para definir y resolver los problemas públicos del país.
Profesor investigador del CIDE
La defensa de PEMEX
Alberto Begné Guerra
5 de marzo de 2008
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La polémica en torno a las reformas del sector energético y, en particular, el debate sobre la situación
y los desafíos de la industria petrolera de nuestro país constituyen un caso más en el que los intereses
políticos y las posiciones ideológicas irreductibles impiden atender con racionalidad, oportunidad y
responsabilidad una serie de exigencias cruciales para el futuro de México.
De nueva cuenta, por encima de las valoraciones objetivas y las discusiones fundamentadas sobre las
condiciones del sector, imprescindibles para la construcción de consensos mínimos, se colocan dogmas y
prejuicios que no se hacen cargo de lo que se requiere para impulsar el desarrollo económico y generar un
mejor nivel de vida para la población en su conjunto.
Afrontar de esta forma la discusión sobre las grandes reformas que necesita nuestro país no es una
novedad en la izquierda tradicional ni en el discurso inercial del nacionalismo revolucionario. Lejos de asumir
los retos del crecimiento económico, la competitividad y, sobre todo, de un modelo de desarrollo incluyente y
sustentable, optan por una vieja retórica que, además de polarizar a la sociedad, poco tiene que ver con las
demandas sociales para contar con una mejor oferta de energía para el desarrollo.
Es evidente que la incapacidad para construir un sistema fiscal eficiente explica la situación que hoy
enfrenta Pemex. Una irresponsabilidad histórica que no debemos ignorar, pero que en el corto plazo no
podemos remediar. La utilización de los ingresos provenientes de esta industria estratégica nacional para
financiar el gasto público no sólo ha impedido incrementar su productividad e impulsar el desarrollo de nuevas
tecnologías, sino también ha obstruido la posibilidad de colocarla a la altura de las exigencias ambientales
para garantizar un desarrollo sustentable. Pero lo cierto es que hoy enfrentamos una realidad que nos obliga a
tomar decisiones.
La economía de México sigue dependiendo del petróleo. Dos datos lo ilustran: cerca de una tercera
parte de los recursos financieros del sector público se origina con la venta de este hidrocarburo, y alrededor
de 70% de la energía primaria producida en nuestro país proviene del petróleo. En contraparte, las reservas
probadas de crudo son cada vez más bajas: al ritmo de producción actual y con la tecnología disponible,
nuestro país únicamente cuenta con reservas para poco menos de 10 años.
La privatización de Pemex no sólo sería inadmisible por razones estratégicas sino porque la solución
de estos problemas no pasa por allí. Los retos son muy concretos. Por ejemplo, resulta absurdo que México
importe gasolina, incluso de países que no son productores de petróleo, mientras perfectamente, con reglas
claras, la inversión privada en esa rama del sector podría permitir autosuficiencia para el mercado nacional.
Tampoco tiene sentido dejar pasar el tiempo, literalmente un tiempo irrecuperable, sin propiciar inversión
privada en la extracción de crudo de aguas profundas en el golfo de México, para lo cual, hoy por hoy, Pemex
no tiene capacidad financiera y tecnológica.
¿Qué es lo que se defiende? ¿Qué es lo que necesitamos? Nadie, hasta donde la información
disponible indica, está proponiendo desde el gobierno o desde el Congreso la privatización de Pemex.
Defender su carácter estratégico como una empresa pública es imprescindible; pugnar por el fortalecimiento
de esta entidad y por el mejoramiento de sus condiciones financieras y procesos productivos es algo que
nadie en su sano juicio puede rebatir. Sin embargo, necesitamos colocar por delante los objetivos centrales
del desarrollo: bienestar social, crecimiento económico, empleo, competitividad, productividad y, desde luego,
responsabilidad ambiental.
En el mediano plazo, está claro que la solución de fondo pasa por un nuevo sistema fiscal que
permita sustituir los recursos financieros que Pemex aporta al erario público, y contribuir así a que esta gran
empresa sea una entidad más fuerte y sana. Esta es la verdadera defensa de Pemex. En el corto plazo, los
retos suponen colocar los objetivos por delante de los instrumentos: entender que estamos ante un desafío
estratégico cuyas implicaciones atañen a la viabilidad misma del país y que, en efecto, no se puede resolver
en el terreno de la retórica y menos en un clima de polarización.
Presidente de Alternativa Socialdemócrata
PERIODICO: LA JORNADA
México SA
Carlos Fernández-Vega
cfvmx@yahoo.com.mx • cfv@prodigy.net.mx
■ El tesoro es ¿nuestro?
■ Confirma Pemex paternidad de espot sobre aguas profundas
Reacio al debate público y plural sobre el tema, el gobierno federal ha optado por las campañas
mediáticas multimillonarias para “convencer” sobre las “bondades” de su moribunda “reforma” energética, y en
este contexto finalmente reconoció su paternidad en el espot propagandístico que Pemex recién sacó al aire
por los canales institucionales (aunque se conoció semanas atrás), es decir, la televisión privada, por medio
del cual se presume el “tesoro” mexicano.
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Cuatro de los últimos cinco gobiernos (al quinto, el de Miguel de la Madrid, ni siquiera eso se le ocurrió)
presumieron sus respectivos “tesoros” (del primermundismo a la solidez económica y financiera del país), pero
el que más menciones obtuvo hasta el reciente espot de Pemex fue el relativo a la fortaleza macroeconómica
mexicana, “envidia de la comunidad internacional” (Fox y Gil Díaz dixit), la cual, al final de cuentas, no ha
servido de mucho en términos de desarrollo.
El debate en torno a la “reforma” energética debe ser desplazado, porque ahora un “tesoro” suple al inmediato
anterior, y los mexicanos debemos estar más que felices por el que promueve el gobierno calderonista, por
medio de Petróleos Mexicanos: el tesoro petrolero en aguas profundas del Golfo de México, que las
trasnacionales energéticas sobrevuelan como aves de rapiña (“…y van por él”, como señala el referido espot).
Hace muchos años que se conoce la existencia de tan preciado bien, pero a juicio de Los Pinos era necesario
gastar una buena cantidad de dinero público por si a alguien se le había olvidado.
Propaganda y no debate es la estrategia gubernamental para “reformar” el sector energético del Estado. En
efecto, México está atiborrado de tesoros, su gente en primerísimo lugar, pero la propaganda oficial “olvida”
que también es territorio de piratas. Y sobran los ejemplos. De hecho, los últimos 25 años concentran una
buena cantidad de historias sobre tesoros robados por los bucaneros de la “modernidad”.
Sobre el “tesoro” enterrado en el Golfo de México y las historias de piratas, en 2006 la información oficial
precisaba que “de los 54 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente que se estima posee México
todavía por descubrir, alrededor de 60 por ciento se encuentra en aguas profundas y el otro 40 por ciento en
tierra y en aguas someras con tirantes de agua de 0 a 500 metros de profundidad. La mayor parte se localiza
en las cuencas del sureste, como Chiapas, Tabasco, la sonda de Campeche y también una buena parte del
área de Lankahuasa y la Faja de Oro marina.
“En México las oportunidades extractivas son todavía muy importantes debido a que sólo 25 por ciento del
territorio nacional susceptible de contener hidrocarburos ha sido explorado. De este porcentaje, la mayor parte
se ha hecho en tierra y una pequeña parte se ha realizado en mar, como es Campeche y la Faja de Oro en
Poza Rica, Veracruz, pero todo el resto de la plataforma continental y el área de aguas profundas del Golfo de
México, que en su conjunto suman alrededor de 400 mil kilómetros cuadrados, apenas se está empezando a
explorar. De acuerdo con los planes de inversión de Pemex, la empresa requerirá de 15 mil 600 millones de
dólares para 2007, y de éstos, 77.8 por ciento se destinaría a PEP, es decir, 12 mil 100 millones de dólares.”
Ésos eran los datos oficiales a mediados de 2006, y los divulgó quien en ese entonces ocupaba la
Subdirección de la Coordinación Técnica de Exploración de Pemex-Exploración y Producción, Adán Oviedo
Pérez, uno de los técnicos más reconocidos en la materia, y precisaba que “se está explorando y se están
encontrando nuevos yacimientos. Pero, por la naturaleza de esas áreas, que han sido exploradas desde hace
100 años, los grandes volúmenes de hidrocarburos ya se encontraron. Vamos a seguir encontrando pero en
volúmenes menores, por eso la necesidad de desarrollar proyectos como el de Ku Maloob Zaap, Crudo Ligero
Marino y el Complejo Bermúdez, que nos van a permitir compensar la declinación de Cantarell. Sin embargo,
esos proyectos nos darán un respiro para compensar la caída de la producción del principal yacimiento en
México, Cantarell, sólo por un periodo máximo de seis años. Por ello, es necesario empezar a explorar para
buscar las reservas en aguas profundas, que en caso de encontrarlas y su posterior explotación pasará un
periodo de no menos de seis años. Entonces, estamos apenas a tiempo de empezar a hacer esa exploración
e inversión para pensar en un posible desarrollo hacia 2012, si es que nos movemos con suficiente
oportunidad y contamos con los niveles suficientes de inversión para desarrollar esa reserva”.
El “tesoro” mexicano allí está, y hay que desenterrarlo. El problema es que dos años después de esas
declaraciones, Oviedo Pérez ocupa la dirección general de la Compañía Mexicana de Exploraciones,
dedicada, entre otras cosas, a la perforación de toda clase de pozos (petroleros en su mayoría). Comesa es
una filial de Petróleos Mexicanos, pero también es propiedad, al 40 por ciento, de la trasnacional francesa
Schlumberger, la cual está más que contenta con el espot de Pemex, la política energética calderonista y la
posibilidad de que, sin debate alguno, se abra el arcón enterrado en el Golfo de México.
Y mientras, las tarifas eléctricas se mantienen al alza, cuando en campaña se prometió su reducción. El
aumento residencial para el primer bimestre de 2008 es un verdadero atentado para los consumidores.
Las rebanadas del pastel
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Que siempre no llevan prisa, que la cosa es calmada y que la cara dura es condición sine qua non para ser
legislador: los diputados panistas y priístas “aplazaron” la integración de la Comisión Especial que investigue
la legalidad de los contratos de Pemex otorgados a la familia de Juan Camilo Mouriño, y firmados por éste en
su doble calidad de empresario-funcionario. Piden tiempo para cobijar al delfín de Los Pinos. A ver con qué
salen ahora.
JUEVES 13 DE MARZO DE 2008
PERIÓDICO: REFORMA
Setenta años
Por Lorenzo Meyer.
(13-March-2008).- Aniversario conflictivo
La expropiación y nacionalización de la industria petrolera mexicana fue el punto culminante de un
esfuerzo nacionalista cuyo origen es anterior a la Revolución Mexicana. En sus términos, la acción del general
Lázaro Cárdenas en 1938 -recuperar el dominio nacional sobre el petróleo- no ha sido igualada, menos
superada.
Desde Francisco I. Madero hasta Plutarco Elías Calles, el petróleo había enfrentado al régimen con
las empresas petroleras y sus gobiernos sin buenos resultados para México. Finalmente, gracias a la
combinación de un gobierno con voluntad política y fuertes bases populares, se logró que cristalizara el
sentido mexicano de confianza en la propia capacidad de autonomía. La hazaña del 38 fue la respuesta audaz
de un país periférico frente a la acumulación de agravios por parte de las potencias imperiales con las que se
había tenido que relacionar a partir de su independencia.
Es por su significado para el presente y el futuro que el sostenimiento o abandono de la industria
petrolera como una actividad del sector público mexicano se convierte en un tema que va más allá de lo
meramente económico. El petróleo sigue siendo un tema que toca a la imaginación colectiva en su relación
con el mundo externo. Un estudio del CIDE, en 2006, encontró que si bien entre las élites formadoras de
opinión la idea de abrir al capital externo las áreas que van de la exploración a la distribución del petróleo era
mayoritaria (65 por ciento), entre la población en general apenas un 24 por ciento la respaldó. Este año, una
encuesta del periódico Reforma (3 de marzo) encontró que el 37 por ciento de los mexicanos aprobó la
propuesta de permitir capital privado en Pemex pero el 46 por ciento la rechazó.
Una política que reformara a Pemex pero sin tocarla en tanto organización netamente mexicana y
que le dejara los recursos necesarios para llevar por sí misma la exploración y explotación de todos los
depósitos en mar y tierra -y en las zonas productoras antaño abandonadas pero que por los precios actuales
del petróleo vuelven a ser costeables- revitalizaría su condición de punto de apoyo de la confianza colectiva
en la capacidad nacional. Por el contrario, si como desean el actual gobierno y una parte de la élite económica
se avanza en la apertura al capital privado y externo con el argumento de que a Pemex le es ya imposible
caminar por sí solo, entonces la gesta del 38 pasaría a ser sólo una fecha más en el catálogo de nuestras
"heroicas derrotas".
Misterio que no es tal
El barril de petróleo ya pasó la marca de los 100 dólares y la mezcla mexicana la de los 90. Una
empresa transnacional representativa del ramo, ExxonMobil, reportó en 2007 ganancias de 40.6 mil millones
de dólares ¡77 mil 220 por minuto! ¿Entonces cómo es que Pemex, la joya de nuestra corona nacionalista,
resulta ser hoy una empresa quebrada, cuyos pasivos superan a sus activos?
La explicación no es ningún misterio y se encuentra, básica aunque no exclusivamente, en la política
impositiva que desde hace sexenios viene aplicando el gobierno federal a la empresa paraestatal. En efecto,
en buena medida la relativa tranquilidad que caracterizó el cambio de guardia en "Los Pinos" -la salida del PRI
y la entrada del PAN- se ha pagado quitándole recursos a Pemex y asignándolos no sólo a los programas
sociales, sino sobre todo a los gobernadores -nuevos centros de poder- y a los sueldos de la "alta burocracia",
empezando por la de la propia empresa -un subdirector del Área de Refinación, por ejemplo, gana 330 mil
pesos mensuales más prestaciones- y siguiendo con la federal: desde ministros de la Suprema Corte que
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eciben 3.9 millones de pesos anuales, hasta remodelaciones de despachos, como el del consejero presidente
del IFE, que costó 39 millones de pesos en 2007.
Esta afirmación adquiere mayor concreción si se le incorporan algunas cifras tomadas de un estudio
de José Luis Manzo. De 1998 a 2000 Pemex debió padecer una carga fiscal equivalente a tres veces la que
soporta el resto de las empresas petroleras. La mexicana ha sido obligada a llegar al extremo de contratar
deuda para pagar impuestos. Entre 1998 y 2005, la carga fiscal para Pemex equivalió al 111 por ciento de sus
utilidades. De ahí que la deuda de la empresa en el penúltimo año del sexenio foxista superara los 100 mil
millones de dólares. En suma, la causa de la catástrofe financiera de la gran empresa paraestatal es,
básicamente, resultado de una política no sólo irresponsable en extremo sino corrupta.
Sin embargo, ése no es el único factor. A la responsabilidad del gobierno federal en el desastre de
Pemex debe agregarse la carga que significa un sindicato abusivo prácticamente desde el origen -el
"Pemexgate" es sólo uno de los últimos escándalos de una gran cadena que hoy incluye el pago de
tripulaciones sin barco en la flota de Pemex- lo mismo que la cantidad de contratos con sobreprecio o de
plano sin licitación como los ya famosos suscritos entre la empresa petrolera y el Grupo Energético del
Sureste, propiedad de la familia del actual secretario de Gobernación, y que cada sexenio han permitido a
empresarios y administradores inescrupulosos acumular fortunas sin que se les haya llamado a cuentas salvo
para cobrar facturas políticas, como fue el caso del ingeniero Jorge Díaz Serrano durante el gobierno de
Miguel de la Madrid.
¿Una agenda?
Quitar a la gran empresa estatal todas sus utilidades e incluso endeudarla para dejarla en números
rojos, mantener la impunidad del sindicato y obligarle a firmar contratos con favoritos del gobierno en turno
pareciera una locura o una bien calculada estrategia que busca dos objetivos: a) proporcionar al gobierno
federal los recursos para comprar la paz social y política sin tener que recurrir a una reforma fiscal y, b) sentar
las bases para hacer inviable a Pemex y, en consecuencia, hacer inevitable una "reforma energética" que
abra el petróleo mexicano al capital privado nacional y extranjero.
En México, donde el fisco apenas puede captar el 11 por ciento del PIB -la mitad de lo que se capta
en otros países con el mismo nivel de desarrollo-, una auténtica reforma fiscal es una necesidad tan evidente
como pospuesta. La debilidad política de los gobiernos centrales ha hecho que un necesario cambio de fondo
de la estructura impositiva desde los 1960 se haya pospuesto indefinidamente (la actual "reforma fiscal" no es
tal sino apenas una adecuación; sólo va a aumentar la captación en alrededor del 2 por ciento del PIB). En
esas condiciones, la salida fácil ha sido echar mano de Pemex como fuente de recursos, descuidar su
modernización y petrolizar los recursos del gobierno. ¡Y vaya que si éstos se han petrolizado! Hoy casi el 40
por ciento del presupuesto gubernamental proviene de la renta petrolera. Sin esos dineros para su gasto
corriente, los gobiernos del PAN no hubieran podido darle contenido a su alianza con los gobernadores
priistas.
Precisamente por dedicar las utilidades de Pemex a financiar el precario equilibrio político de los
últimos años es que esa empresa no ha contado con los recursos para acelerar la exploración, aumentar sus
menguadas reservas lo mismo que su capacidad de refinación y de dominio de la tecnología de punta.
¿Nos dirigimos al punto de donde se partió o una nueva meta?
La industria petrolera mexicana nació al despuntar el siglo pasado y su crecimiento fue espectacular:
de 10 mil barriles anuales en 1901 la producción pasó a 3.6 millones en 1910, para llegar a 193 millones en
1921. A partir de ahí declinó y en vísperas de su expropiación era de sólo 47 millones. De ser el pequeño
mercado interno su primer objetivo pasó a exportar el 99 por ciento de la producción para quedar en 61 por
ciento antes de la expropiación. En su mejor momento como enclave extranjero, el petróleo aportó el 33.6 por
ciento del presupuesto federal aunque en vísperas de la expropiación ya sólo fue el 12 por ciento. Setenta
años más tarde, casi la mitad de los ingresos de Pemex provienen de la exportación de un recurso natural no
renovable y la dependencia del gobierno de esa producción es mayor que nunca. Si a esto agregamos la
apertura al capital privado y externo casi se podría decir que nos encaminamos a recrear el modelo anterior a
la expropiación cuyo objetivo era exportar en función de los intereses externos.
Nadie puede legítimamente apoyar la preservación del Pemex actual. Sin embargo, la mejor
alternativa no está en desmontar la obra nacionalista de Cárdenas, sino en mejorarla, aprovechando los altos
precios del petróleo, enfrentando la corrupción tanto del sindicato como de la administración y manteniéndola
como gran empresa pública y bajo control nacional. Ése debería ser parte del proyecto nacional del siglo XXI.
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De petróleo, reservas y algunas confusiones.
Enrique Quintana.
En torno al tema de las reservas de hidrocarburos han surgido confusiones que merecen ser aclaradas.
1.- ¿Qué ha pasado con las reservas probadas
de hidrocarburos que tiene México?
Los datos más recientes indican que las reservas probadas de hidrocarburos en México ascienden a 15 mil
514 millones de barriles totales, de los cuales 11 mil 047 millones corresponden a lo que llamamos petróleo,
es decir, aceite, y el resto son de gas, condensados y otros líquidos. Entre 1998 y el 2007, estas reservas
cayeron en ¡56 por ciento! Si la producción de petróleo se mantuviera constante al nivel que tuvo en enero
pasado, es decir, 2 millones 957 mil barriles diarios, las reservas alcanzarían sólo para los próximos 10 años y
poco más de 2 meses. 2.- ¿Cuál es la diferencia entre las reservas probadas y los otros conceptos de
reservas que existen? Ningún tipo de reserva petrolera puede estimarse con certeza plena, por lo que
existen solamente métodos probabilísticos para determinarlas, y es el nivel de probabilidad el que define el
tipo de reserva. Las reservas probadas son aquellas de las que se tiene una “certeza razonable” de su
existencia (se asume usualmente una probabilidad superior a 90 por ciento) mediante los métodos geológicos
e ingenieriles disponibles, y además que son recuperables bajo las condiciones económicas y de operación
que existen actualmente. A partir de 1996, las reservas probadas tienen que ser certificadas por empresas
reconocidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) en virtud de que Pemex tiene colocados
bonos en el mercado de Nueva York. Las reservas probables deben tener al menos un 50 por ciento de
probabilidad de existir y ser explotables bajo las condiciones que existen actualmente. En México, las reservas
probables de petróleo son de 11 mil 033 millones de barriles actualmente, una cantidad prácticamente igual a
la de las reservas probadas. Las reservas posibles deben tener al menos un 10 por ciento de probabilidad de
existir. En México ascienden a 9 mil 827 millones de barriles.
3.- ¿Dónde se encuentran las reservas probadas
que tiene México?
La mayor parte de las reservas probadas se ubican en la llamada región marina noreste, que incluye el Golfo
de Campeche e implica aguas a pocas profundidades (aguas someras). específicamente los activos más
importantes son los de Cantarell y en Ku- Maloob-Zaap. La otra zona relevante es la llamada Zona Norte e
incluye Burgos, Poza Rica y Veracruz, que se encuentran en tierra dentro del País. Esto implica que en el
corto plazo la producción petrolera va a seguirse generando en las mismas zonas que hoy se produce.
4.- ¿Qué tipo de recursos son los que se ubican en las llamadas zonas de aguas profundas en el Golfo
de México?
Los llamados recursos prospectivos de hidrocarburos no alcanzan la categoría de reservas, pues se trata de
hidrocarburos que aún no se descubren, pero que han sido inferidos de la información geológica, geofísica y
geoquímica de la zona, y que además se estima que puedan ser técnicamente recuperables. El volumen total
de recursos prospectivos que existen en territorio nacional asciende a 53 mil 800 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente. Esto significa casi tres y media veces las reservas probadas y 1.2 veces las
reservas totales (incluyendo probables y posibles). Los recursos prospectivos no sólo están en las aguas
profundas del Golfo de México, pero en esa zona se concentra el 55 por ciento del total. La otra zona
relevante es la sonda de Campeche, en la que se estima esté el 33 por ciento, y el resto, distribuido en otros
puntos del territorio nacional.
5.- ¿Cuál es el grado de avance en la explotación de petróleo en aguas profundas en México?
Pemex ha perforado cinco pozos en zona de aguas profundas a partir del 2004. De ellos, uno resultó
productor del aceite extrapesado, el Nab-1; y tres, de gas no asociado. Pemex podría seguir haciendo
exploración y perforación con las condiciones jurídicas y técnicas con las que cuenta actualmente. El
problema es la velocidad y la escala, pues tan sólo en la zona norteamericana del Golfo de México se
perforan alrededor de 100 pozos anuales de estas características.
6.- ¿Permitirían los proyectos en aguas profundas revertir la caída en la producción de petróleo que se
ha producido en México?
La producción de petróleo en México ha caído en alrededor de 400 mil barriles diarios respecto a 2004,
cuando se llegó al promedio más alto. En el corto plazo, ningún proyecto de aguas profundas revertirá esta
caída. Sus efectos serían para el largo plazo. Hay más interrogantes. Seguiremos próximamente.
enrique.quintana@reforma.com
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