El Plan Pemex y ¿nuestra Amarga Navidad?

Se presentó el nuevo Plan de Negocios Pemex para salvar a la petrolera mexicana, pero antes hay que entender cómo llegamos a este punto crítico.

Los mexicanos hemos estado expuestos a la tormenta mediática del triunfo de Donald Trump, pero el petróleo es un tema que se está convirtiendo en huracán para las finanzas nacionales. México exporta principalmente petróleo, así como manufacturas -80% de ellas a Estados Unidos- y ninguna de las dos pinta bien para el próximo año. Morgan Stanley advirtió a sus inversionistas que “México carece de un Plan B creíble para compensar la ola anti-comercial”.

En palabras atribuidas algunas veces a Yogi Berra y otras a Jan van de Snepscheut, “en teoría, no hay diferencia entre teoría y práctica; pero en la práctica sí”. Esa puede ser la clave de lo que suceda con la implementación del Plan de Negocios Pemex 2017-2021, que fue presentado hace unas pocas semanas, ya en tiempos de culminar la planificación del próximo año.

Ante ello, vale la pena preguntarse, ¿cuál es la situación actual de Pemex y cómo llegamos hasta aquí? ¿Cuáles son los aspectos más importantes del nuevo Plan de Negocios? Y, ¿cuáles son los principales obstáculos que tiene que enfrentar?

 

Gallina de los huevos de oro negro

Las advertencias estuvieron allí por años: subyugo a la Secretaría de Hacienda, uso político de la paraestatal mexicana, baja reinversión, ordeña y uso como caja chica, sindicato demasiado poderoso, baja competitividad y productividad, insuficiencia de ingenieros, establecimiento de la puerta giratoria entre el sector público y el sector privado.

Éstas fueron apenas las aristas visibles de un fenómeno subyacente y de lenta progresión: “Sucesivos gobiernos mexicanos sobrecargaron la empresa para debilitarla, luego la privaron de inversión, hasta que llegó el momento en que lo único que quedó fue privatizarla”, ya sea a través de contratos compartidos o de la venta de sus activos más valiosos. Entonces tratarían de explicarnos que esto es un proceso natural, esperable. Pero los sucesivos gobiernos se autoengañaron de que el petróleo resolvería todo; nunca estuvieron preparados para que el crudo tuviera precios deprimidos por un largo periodo.

 

Crónica de una suerte anunciada

El nuevo Plan de Negocios se presenta en un contexto en el que existe la sensación de que la empresa está en riesgo y que se necesitan tomar las decisiones más audaces posibles. Los números están allí: En 2015, Pemex tuvo uno de sus peores años, con pérdidas de 40 mil millones de dólares (mmdd), lo que la consolidó como un hoyo negro de dinero.

“La deuda neta de Pemex en 2010 era de 531.1 mil millones de pesos (mmdp), en 2015 fue de 1,384 mmdp, y para el tercer trimestre de 2016 se ubicó en 1,704 mmdp, lo que significa que la deuda neta se vio incrementada en 3 mil 209 veces en el periodo que va de 2010 al tercer trimestre de 2016″.

Ya en julio pasado, Moody’s advirtió que la deuda está haciendo vulnerables a siete bancos con operaciones en México, además de Banobras y Bancomext. La última calificación crediticia otorgada por Moody’s fue “Baa3”, “apenas un escalón antes de que se considere que la empresa está en riesgo de incumplir el pago de su deuda”, lo cual indica su preocupación por el futuro de la petrolera y, por tanto, de las finanzas del gobierno federal.

Los ingresos de la petrolera también se desplomaron hasta 75% por la caída en los precios del petróleo y la disminución de la producción, especialmente por el agotamiento de Cantarell.

Así, la producción está por caer de los 2 millones de barriles diarios (mmbd) por primera vez desde 1980. Sobra decir que, en el pico de bombeo en 2004, Pemex extraía 3.4 mmbd, o que hoy estamos importando más de medio millón de barriles diarios, el máximo histórico desde que se empezó a llevar la cuenta en 1990.

En el aspecto financiero, Pemex pasó de aportar más de una tercera parte de todo el presupuesto federal a poco más de una quinta parte. En términos de contribución al PIB, la petrolera pasó de aportar el 6% al 2.5%. Asimismo, en su pico de producción, Pemex exportaba 4.11 mmdd al mes en promedio, mientras que hoy sólo exporta 0.893 mmdd en el mismo periodo de tiempo, una caída del 78%.

La compañía productiva del Estado ha reportado pérdidas en los últimos 12 trimestres; es decir, desde 2012. Con este rendimiento, cayó del lugar 34 en 2012 al 98 en 2015 entre las 500 empresas más grandes del mundo.

El próximo año, el gobierno recortará unos 12 mmdd al presupuesto, de los cuales Pemex absorberá más de 5 mmdd (42%). De acuerdo con Fitch, “los impuestos requeridos por el gobierno a Pemex harán que la compañía se siga endeudando indefinidamente”.  Así, “el 100% de los impuestos con los que Pemex contribuye actualmente se paga con deuda” y que este año, la totalidad del EBITDA será transferido al gobierno mexicano, por lo que consideran que los recortes del gobierno son una señal de apoyo decreciente a la petrolera.

 

2016: El vaso, ¿medio lleno o medio vacío?

Este año se tomaron las medidas más agresivas de la coyuntura para atender el problema de la deuda. “El programa de financiamiento de Pemex para 2016 incluye deudas por 21.1 mmdd, de los cuales el 34.3% está en los mercados internacionales y 31.4% en el mercado nacional”.

Recientemente mejoró el perfil de la deuda, especialmente a través del intercambio de bonos con fechas de vencimiento entre 2018 y 2019 por nuevos papeles a 7 y 31 años, así como una colocación de 4 mmdd a 7 y 31 años.  Además, Pemex recompró títulos por 1.5 mmdd e hizo un intercambio por 1.5 mmdd.

Los resultados del tercer trimestre de este año muestran un avance mixto, pero promisorio. Las pérdidas de Pemex cayeron de 168 mmdp a 118 mmdp. Se redujeron gastos por más de 100 mmdp, principalmente de operaciones como distribución, transporte y ventas. Se redujo la inversión en 42% en proyectos energéticos.

Se capitalizó a Pemex con 73.5 mmdp para pago a proveedores regionales, el cual lleva un avance de 90%. Se aceptaron 184 mmdp de pasivo laboral por el cambio de régimen de las pensiones de los trabajadores. Se ahorraron 38 mmdp por las deducciones por barril que le otorgó la Secretaría de Hacienda a la ex paraestatal. Asimismo, los ingresos de la compañía cayeron en 12.4% con respecto al mismo periodo de 2015.

Otros avances que hubo este año incluyen que a partir de la estabilización de la deuda, ha el riesgo de insolvencia de Pemex ha caído a la mitad desde febrero a la fecha (148 puntos base). Se han desincorporado los activos no productivos, desmantelado las plantas fuera de operación, y se han separado ciertos gasoductos de Chihuahua.

De acuerdo con el Fondo Monetario Internacional, México ganará en 2016 alrededor de 2.9 mmdd por sus coberturas petroleras, utilidad imprevista en la coyuntura de los precios del petróleo. El acuerdo con JPMorgan Chase, Goldman Sachs y Citigroup contemplaba el precio por barril a 49 dólares, hasta 7 dólares más que el promedio de este año.

La importación subió de 448 miles de barriles diarios (mbd) a 555 mbd (23.9%). La menor extracción de crudo y la falla en las instalaciones de Madero y Cadereyta derivaron en la caída de producción de gasolinas Magna y Premium de 375 mbd a 291 mbd. Ya en un panorama más amplio, las seis refinerías de Pemex procesaron 849 mbd de petróleo, que es menor a los 1.060 mmbd, por lo que estamos en los mínimos niveles históricos de procesamiento.  Teóricamente, el procesamiento de crudo debería subir por encima de los 920 mbd para el cierre de año.

Pemex continuó “cooperando” con la Reforma Energética a través de la liberación de información sísmica y geológica obtenida y financiada con recursos públicos por muchos años. Se facilitó otra información relevante para el diseño de las rondas que vienen. Se avanzó con el proceso para licitar ductos de gasolina y diésel. Y se continuó con la presentación de la empresa para captar socios e inversionistas.

No es extraño que los analistas que siguen a Pemex tratan la situación como la administración de la crisis financiera y de producción. El Proyecto de Presupuestos Generales contempla que la plantilla total de Pemex baje de 125.5 mil a 116.6 mil trabajadores entre 2016 y 2017 (-7%), que se contraten casi 100 altos mandos (20%). Los analistas coinciden que Pemex debería tener apenas unos 80 mil trabajadores, por lo que el recorte podría continuar.  Además, las posiciones transitorias se irían cerrando, aquellos puestos permanentes que se ocupan temporalmente.

Sin embargo, la dureza de los recortes es más dramática en las ciudades construidas por y para el petróleo, especialmente las que ocupan la franja del Golfo de México que corre desde Veracruz hasta Campeche, mismas que se están vaciando. Destaca la otrora próspera Ciudad del Carmen, que ha perdido 23 mil empleos, la mayoría indirectamente vinculados a Pemex, en los últimos dos años.

 

Del Plan 2012-2016 al Plan 2017-2021

En 2010, antes de la Reforma Energética, el Consejo de Administración de Pemex aprobó el Plan de Negocios 2012-2016. Para ser justos, la coyuntura de los últimos años ha sido más compleja que en la década pasada, pero ninguno de los resultados mejoró el pronóstico, como se puede ver a continuación:

El Plan 2017-2021 toma la rentabilidad como eje rector y llegaría a ella a través de la eficiencia y el enfoque en actividades de alto rendimiento. En el fondo, tiene el objetivo de siempre: generar y usar medios al alcance del gobierno para invertir en la producción de petróleo y obtener más dinero.

Entre sus objetivos en el corto plazo, se pueden destacar los siguientes:

• Concretar alianzas y asociaciones estratégicas con el sector privado, principalmente internacional.
• Aumento de la producción nacional (por cualquier medio posible).
• Continuar con la reducción de la estructura de costos y con el ejercicio tanto de disciplina fiscal como de control presupuestal.
• Replantear inversiones por un monto de 65 miles de millones de pesos (mmdp).
• Obtener ingresos adicionales por la venta de activos no productivos.
• Alcanzar superávit primario a la brevedad, idealmente en 2017, aún sabiendo que la producción petrolera caerá de los 2 millones de barriles diarios (MMbd).

Entre sus objetivos en el largo plazo, que se pueden sintetizar en la transición del viejo al nuevo Pemex, cabe subrayar los que siguen:

• Desarrollo de campos productivos mediante un esquema de farmouts, que es un acuerdo con un propietario de un yacimiento, por el cuál una empresa realiza un trabajo acordado y obtiene un porcentaje de los rendimientos de dicho trabajo. En el caso de México, se utilizarán los farmouts para extracción de crudo y el pago será principalmente cierta utilidad compartida.
• Estabilización de la deuda y comienzo del proceso de recuperación global de la plataforma.
• Lograr un equilibrio financiero para 2019 o 2020.
• Llegar a una producción de 2.2 MMbd para 2021, año en el que madurarían los campos en licitación.
• Eliminar las pérdidas en el Sistema Nacional de Refinación para el 2021.
• Tener presencia en países como Colombia, Ecuador o Estados Unidos para el 2021.

Las premisas del Plan de Negocios son conservadoras: el precio del petróleo apenas superará los 40 USD por barril, se lograría lentamente la recuperación de reservas petroleras perdidas en los últimos años, se realizará una selección más cuidadosa de proyectos para que se eviten los que no sean rentables después de impuestos, entre otros.

 

Se Buscan Socios

Pemex está buscando socios para más de una veintena de proyectos concentrados principalmente en cuatro de las siete empresas que componen Pemex:

Exploración y Producción. 7 farmouts para producción de crudo o gas, tanto para el yacimiento en aguas someras de Ayin-Batsil y para los campos terrestres de Cárdenas-Mora y Ogarrio (parte de las Rondas 2.1 y 2.2, respectivamente, de abril de 2017). Hay que sumar que Pemex ganó el Bloque 3 –ubicado en el Cinturón Pegado Perdido- de la Ronda 1.4 en sociedad con la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex Corporation, y que la anglo-australiana BHP Billiton “trabajará” con la ex paraestatal el yacimiento Trión.  Además, se está analizando el potencial de reservas y los costos de extracción de los campos Nobilis y Maximino.  Cabe destacar que los farmouts son el arma principal que quiere usar el gobierno para explorar lo que falta de Cantarell y para reactivar el desarrollo de Chicontepec.

Transformación Industrial. Replanteamiento a contrato de compra de servicios (tolling, o acuerdos de cuotas) de la Coquizadora de Tula, así como socios para las refinerías homónima, de Salamanca y Salina Cruz. A estas últimas se ofrece un modelo muy común en Estados Unidos, en el que una refinería tiene participación de terceros a través de unidades, pues permite que las empresas no tengan que comprar toda la refinería.

Perforación y Servicios. Tres socios en total para:

• Adquisición y modernización de equipos de perforación y reparación de pozos
• Servicio a pozos
• Perforación y cimentación de pozos.

Logística. Construcción de nueva infraestructura de almacenamiento para los proyectos de:

• Ducto Progreso-Cancún.
• Oleoducto Tuxpan-Tul.
• Sendos socios para infraestructura para los corredores de Reynosa, Cadereyta y Nuevo Laredo.

 

Pemex: Protagonista de la 1.4

El pasado 5 de diciembre, fecha de adjudicación de contratos de la Ronda 1.4, se conoció que Chevron, Inpex  y BHP Billiton serán los primeros socios “capitalistas y operadores” que haya visto México en los últimos 80 años.  Hace más de una década se esperaba que Pemex despuntara en este rubro y nunca lo hizo. La subasta constó de 10 bloques localizados en el Golfo de México, de los que se colocaron 8, por lo que se consideró como muy exitosa, a sabiendas de que se materializará en el muy largo plazo.

Esta ronda fue vista desde un inicio como la joya de la corona de esta época de la Reforma Energética, pues 76% de los recursos energéticos potenciales del país se encuentran en aguas profundas, que es una de las áreas que requieren más inversión. Las autoridades calculan una aportación de entre 30 y 41 mil millones de dólares (mmdd) para los próximos 5-10 años.

Conforme avanzó esta Ronda, hubo distintas quejas de los actores, especialmente que el riesgo estaba muy cargado a las compañías privadas, que se necesitaban garantías de piso parejo -especialmente si se quiere participar con Pemex-, regulaciones obesas, y arbitraje internacional insuficiente. En rondas así se dice que es mejor tener retrasos a tener fracasos, pero en este caso se ha decidido continuar invariablemente con el proceso.

Entre todos los campos, el más importante es el del pozo Trión de aguas profundas, que tiene 500 millones de barriles en reservas 3P (probadas, probables y posibles) y que está ubicado en el Golfo de México. Adjudicado a la ya mencionada BHP Billiton, Trión será la primera gran prueba sobre negocio conjunto y riesgo compartido de esta naturaleza entre Pemex y una trasnacional elegida a partir del sistema de licitaciones para selección de socios.

La modalidad de contrato también será una novedad, pues para la Ronda 1.4 se abandonó el tipo de contrato que se licitó en las tres subastas anteriores. Esta modalidad consiste en que el campo sería manejado por un contratista operador, pero Pemex se mantendrá como socio mayoritario por los gastos que ha incurrido hasta el día en que el contratista inicie operaciones. Al haber un socio, éste tendrá que erogar todas las inversiones hasta cubrir lo que Pemex haya invertido. Ya en la operación, Pemex tendría tanto directivos como personal operativo en cada plataforma o proyecto en tierra.

El resto de las empresas que obtuvieron campos, y que tributarán como base 59.8% y hasta 66.1% en caso de sorpresa, fueron:

En Cinturón Plegado Perdido

• Bloques 1 y 4: China Offshore Oil Corporation (China)
• Bloque 2: Total (Francia), Exxon Mobil (Estados Unidos)
• Bloque 3: Chevron (Estados Unidos), Pemex (México) e Inpex (Japón)

En la Cuenca Salina

• Bloques 1 y 3: Statoil (Noruega), BP (Gran Bretaña), y Total (Francia)
• Bloque 4: PC Carigali (Malasia) y Sierra Offshore (México)
• Bloque 5: Murphy (Estados Unidos), Ophir (México), PC Carigali y Sierra.

Actualmente Pemex tiene 474 asignaciones que representan el 83% de los recursos 2P (probadas y probables) de hidrocarburos: 109 son de exploración, 72 están resguardadas por la Secretaría de Energía y 293 son de producción -aunque sólo opera las 40 donde tiene el 78% de la producción total-.

 

¿Al Plan le falta o le sobra?

Si bien la presentación del Plan de Negocios fue espectacular y celebrada, ya adentrarse en el documento permite apreciarlo como escaparate de ventas antes que como un documento que describe en detalle cómo un negocio va a lograr sus metas. Con una alta concentración financiera, faltan los puntos operativos que constituyen “la carnita” para que el Plan convenza como viable.

Algunos de los puntos que se apreciaría se pudieran aclarar en una versión más desarrollada y trabajada se encuentran:

• ¿Exactamente cómo se reparte el riesgo en los negocios conjuntos y de riesgo compartido?
• ¿Cómo está obteniendo Pemex valor agregado de cada asociación, de cara a su modernización?
• ¿Puntualmente cómo se lograrán las metas de austeridad y cuánto se ahorrará por acción implementada?
• ¿Definitivamente tenemos que descartar que se pueda incrementar la producción de crudo en el corto plazo?
• ¿Cómo se espera que evolucionen los criterios para elección de socios?
• ¿Cómo se va a lidiar con los actores involucrados en Pemex? Entre ellos se identifica al sindicato, a la población afectada o beneficiada por los proyectos, los inversionistas, los cabilderos, los países de origen de las trasnacionales, entre otros.
• ¿Se implementará el arbitraje internacional y hasta qué grado, o no?
• ¿Cómo fortalecerá Pemex su modelo de franquicias para que sigan siendo competitivas en un modelo más abierto?
• En los farmouts, ¿cómo será la aportación tecnológica? ¿Se permitirá que las empresas traigan toda su tecnología o transferirán conocimientos a Pemex? ¿Cómo se implementará la aportación de contenido nacional y en qué rubros?
• ¿Será más conveniente para Pemex los acuerdos de licencia o los modelos de producción compartida?

 

A toda Acción, una Reacción

La presentación del Plan de Negocios fue un fuerte empujón para que los ejecutivos de Pemex sigan haciendo reuniones formales e informales, canalizando proyectos y transmitiendo mensajes de inversionistas que quieren entrar a México. Bank of America también fue contratado para conseguir clientes.

Varias de estas intenciones necesitan ser aterrizadas: hay proyectos que aún no están listos, decisiones que ya no dependen de Pemex, inversionistas que quieren poner la mayoría de las condiciones y hay otras áreas que son fácilmente monetizables para la petrolera mexicana, por lo que no están sujetas a discusión.

Las reacciones al Plan fueron positivas, a botepronto y en ciertos sectores. El Presidente de la Asociación de Banqueros lo vio satisfactorio y viable. El Centro de Estudios del Sector Privado espera que las medidas esgrimidas reactiven en 15% la actividad petrolera en 5 años. También hubo señalamientos de que el Plan deja los factores de éxito para Pemex en manos de empresas privadas, tanto nacionales como extranjeras.

Ya en Estados Unidos, las empresas que piensan desembarcar en México lo vieron muy positivamente, “una mina de oro para compañías extranjeras y de gas, y para inversionistas que entiendan el juego,” pero las empresas que ya llevan tiempo siguiendo la Reforma Energética percibieron que la venta de activos viejos y poco interesantes es demasiado agresiva, mientras que el trato hacia factores políticos y el sindicato es demasiado tibio.

La valuación de los activos de Pemex podría traer retrasos e inclusive desacuerdos, no necesariamente en casos de compra-venta, y sí especialmente en los casos de asociaciones y participaciones de los privados. Asimismo, podría haber reacciones para hablar de los contratos ya adjudicados, tanto antes como después de la Reforma Energética, pues a través del tiempo ha cambiado el piso para los jugadores.

 

Too big… to change?

Si se le preguntara a los analistas internacionales cuál es el eslabón más débil de la Reforma Energética, la mayoría dirían que Pemex. Al preguntarles por qué, contestarían que es ineficiente, poco autónoma, que está sobrecargada, y sobretodo, que se resiste al cambio, por lo que ha perdido grandes oportunidades. El tiempo está dando la razón a quienes argumentaban que difícilmente puede cambiar una empresa que fue diseñada para ser una compañía petrolera nacional.

Hace dos años, las petroleras trasnacionales tenían aún más apetito de aliarse con Pemex. Se les presentó a la ahora Empresa Productiva del Estado como una compañía lista para entrar en acción para aprovechar al máximo la Reforma Energética. La Dirección de entonces decidió endeudarse, a pesar de la inminente caída del precio del crudo.  Destacan 39 mmdd en deudas no documentadas, al menos hasta marzo pasado.

Después de que las nuevas leyes energéticas fueron aprobadas, la compañía se estancó, las asociaciones de riesgo compartido no sucedieron, y los precios del petróleo terminaron por desplomarse. Se suponía que los farmouts serían la solución para incrementar la producción en 200 mil a 300 mil barriles diarios (Mbd) en poco tiempo, aunque probablemente ya no pase en este sexenio. Hoy las compañías evalúan exhaustivamente si Pemex vale la inversión de asociación o no.

Con menos margen de maniobra que hace años, el gobierno hace malabares para acumular la mayor cantidad de renta posible a través de sus contratos. Pero mientras diseñamos todo el esquema, el tiempo es implacable en su marcha y corremos el riesgo de perder inversionistas con mejor costo oportunidad.

 

De libre mercados y proteccionismos

El Plan mexicano de Energía está basado fuertemente en la importación de gas de Estados Unidos, y objetivamente, buena parte del combustible es shale gas, obtenido por tecnología desarrollada en los últimos años. Con la adquisición permanente del 6% de la producción total, ya somos de los principales compradores que tiene el vecino país del norte

Las amenazas de suspender el Tratado de Libre Comercio esgrimidas por Trump perjudicarían a ambos países a nivel energético. Por un lado, México tendría que pagar gas más caro en otros mercados, considerando que además la producción cayó 13.3% en el último trimestre. Por el otro, Estados Unidos se perdería de un buen negocio; si esta transacción no se llevara a cabo, el precio del energético sufriría una presión de entre el 5% y 30%.

Invariablemente, no tiene mucho sentido que México haga exploración de gas si en Estados Unidos el energético es muy barato, además de que ya hay infraestructura transfronteriza para su transporte. Además, los chinos se adjudicaron los bloques en el Plegado Perdido, por lo que tendrán un paso en la frontera marítima con el país norteamericano.

Por todo esto, las amenazas de Trump no tienen sentido racional. Dadas las tendencias mundiales de populismo nacionalista, queda claro que habrá más proteccionismo en los próximos años y Trump tendrá ciertas dificultades para cumplir sus amenazas.

En México habrá elecciones en 2018, y si bien no se ve en el horizonte un candidato tan impredecible y desconocido en su forma de gobernar como Trump, sí podría elegirse un presidente que continúe con esfuerzos de apertura y captación de inversión, o bien uno que enfríe el ritmo de implementación de la Reforma Energética, principalmente lanzando menos licitaciones.

 

El Huracán Pemex, mayor que la tormenta Trump

Este análisis ha permitido una reflexión profunda sobre el desempeño de y tratamiento a Pemex en las últimas décadas, donde se puede apreciar una acumulación insultante de errores no forzados que nos trajeron hasta aquí. El error de cada administración fue dar por sentado que la petrolera saldría adelante sola y sin ayuda, que se podría ordeñar toda su abundancia, percibida como inacabable.

Hoy no tenemos un Cantarell que nos respalde. Los datos demuestran que la Reforma Energética está encaminada a que en 2021, México produzca lo mismo que ya extraía a principios de los 1980s. La empresa pasó de activo nacional a responsabilidad nacional.  Si todo sale mal, en unos meses o años, los actores nos estarán recordando que efectivamente, Pemex siempre ha sido de los mexicanos, y por eso mismo la tendremos que rescatar. En esta ocasión, la razón de pago de la deuda petrolera sería diferente a la de 1938.

El reto de esta época de transición de paraestatal a Empresa Productiva del Estado se haga de forma ordenada y que la deuda se administre en los tiempos correctos. No hay duda que Pemex será una empresa más pequeña y enfocada en el futuro, pero sus resultados dependerán en buena parte de su flexibilidad.

El Plan de Negocios aún no se puede considerar como terminado, y a pesar de que los números sí cuadran, todavía le faltan componentes operativos para ser un plan de negocios con toda la extensión del término. También puede ser más ambicioso para aprovechar la Reforma Energética más allá de lo evidente. Aclarar los pendientes nos permitirá saber si Pemex tiene o no la llave más importante para el futuro de la reforma, lo cual no está quedando claro en la implementación.

Aún quedan dos premisas por resolver.

1. Dado que quedan dos años y pocos meses de la actual administración, ¿qué perfil de Presidente tendremos en 2018? ¿Cuál será el efecto que tendrá la presidencia de Trump sobre el petróleo nacional? A este respecto, las preguntas clave parecen ser:

• ¿Podrá el gobierno acelerar la transformación del sector, tomando en cuenta que la inversión atraída en los próximos meses tardará años en materializar resultados?
• ¿Iniciará Trump o no una guerra comercial con México?
• ¿Tomará o no acciones que presionen los precios de los energéticos?
• ¿Qué tan litigante será su administración?

Pasando esta Navidad, habrá que estar vigilantes que Pemex controle su deuda, tiempo en el que el gobierno tendrá que seguir apoyando a la compañía. Lo más importante, esperemos que el ruido de Trump no sea un distractor que desvíe la atención de la empresa, pues las consecuencias serían aún más onerosas. Finalmente, se requiere más debate para que se discutan más alternativas y se planteen soluciones más concretas. Pemex y los mexicanos nos lo merecemos.

 

Publicada el 2 de diciembre de 2016 en Forbes México.