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AMLO, el gasoducto “Los Ramones” y la conexión Pemex-CFE. Parte II

En el Gasoducto “Los Ramones se consuma otra modalidad de negocios fraudulentos para afectar las finanzas de las empresas energéticas (PEMEX y CFE) y del Estado mexicano mediante la compra a sobreprecio de materias primas (gas importado) para el desarrollo por parte de éstas en sus procesos productivos.

Según el Acta de las Sesiones de la Junta de Gobierno de la CFE, celebrada el 9 de septiembre de 2011 (gobierno de Felipe Calderón), se aprobó el financiamiento para el sistema Tucson-Sásabe que garantizaba el suministro a las centrales hidroeléctricas de la zona. Posteriormente, el 30 de agosto de 2013 (gobierno de EPN), se aprobó el resto del financiamiento de los ductos que transportarían gas natural desde EUA. En las dos sesiones fueron aprobados los 24 gasoductos que construyeron empresas privadas y cuya capacidad de transporte contrató la CFE.

Así los cuatro gasoductos se interconectaron (Los Ramones I y II, Agua Dulce, Texas-Frontera y Trucson-Sásabe) con los otros gasoductos contratados por CFE, y que pasarían a formar parte del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), uno de los negocios más rentables de hoy, conflictivos porque cruzan fronteras, articulan regiones muy diversas, entrelazan el capital de distintas empresas, interrelacionan políticamente gobiernos y Estados en temáticas estratégicas como el abasto de energía, pero esa es precisamente su ventaja competitiva, la interconexión regional, la capacidad de llevar gas a cualquier rincón del planeta.

Este sistema tuvo como punto de origen la interconexión con el gasoducto Agua Dulce-Frontera (suministro que falló hace poco y dejó sin luz una región norte de México), el cual fue desarrollado por la empresa NET Midstream, LLC, con una inversión de $750 millones de USD, para articularse con el gasoducto “Los Ramones fase II” con una inversión de $2,508.0 millones de USD, con aproximadamente 740 km de longitud en su tramo norte (Nuevo León, SLP) y tramo sur (SLP, Guanajuato, Querétaro) concluido en 2016. El gasoducto Trucson-Sásabe (luego conocido como “Sierrita Gas Pipeline”) en el cual se modificó el monto de la inversión anunciada en la declaración de Lozoya en Tokio: no fueron $450 millones de USD, sino $182.0 millones de USD, acuerdo promovido-contratado, no por Pemex, sino por CFE. Pero se desdobló en otro: el gasoducto “Sásabe-Puerto Libertad-Guaymas” (tramo noroeste) que requirió $569.0 millones de USD, igualmente promovido y contratado por la CFE. (SENER, Estatus de Gasoductos, abril, 2018).

En el caso supra mencionado del sobreprecio pagado de $21.0 USD por el gas proveniente de Agua Dulce, Texas, que representó un margen superior de 30% aproximadamente respecto del precio de compra en Asia ($18 USD) para un contrato de abasto por 1.000 millones de pies cúbicos por día (mmpcd), dicho sobre precio representó $5.0 USD por pie cúbico de gas suministrado, a pesar de que la distancia geográfica es infinitamente menor y ello al abaratar el transporte necesariamente impacta el precio final a la baja (costo de transporte + seguro + flete + aduana). ¿Cuánto dinero erogaron de manera extraordinaria por cada día que el gas fue suministrado? ¿por qué se aceptó un precio totalmente fuera del mercado? Alguien deberá responder hasta sus últimas consecuencias por este otro mega desfalco criminal adicional contra Pemex y la CFE, desglosando la pérdida que corresponde a cada empresa.

Internacionalmente se desglosa el precio así: el precio de compra se expresa en dólares corrientes por millón de BTU, en el caso que nos ocupa, 1,000 millones de pies cúbicos diarios. En cálculos aproximados se ha establecido que durante 2013 Pemex tuvo una pérdida neta de $170,058 millones de pesos; en 2014 creció esa pérdida neta hasta 265,543 millones de pesos, y en 2015 llegó a $712, 567 millones de pesos; en 2016 Pemex cerró su ejercicio fiscal con otra nueva pérdida neta de $296,000 millones de pesos, en 2017 la suma por el mismo concepto llegó a $333,359 millones de pesos, y para 2018 sumaron $148,634 millones de pesos. Es decir, un sexenio completo de pérdidas (el anterior de EPN) antes de la “reforma energética” de 2013 y después también. Un total de $1 billón 926 mil millones, 161 mil pesos. Monto estratosférico, que evidencia una tendencia de declive que parece imparable. La nueva riqueza petrolera puede revertirla. La operación de rescate y revitalización emprendida por el Presidente AMLO es titánica, es como tratar de hacer renacer al Ave Fénix de las cenizas.

La preservación de la tendencia después de 2014 año de la reforma energética expresa claramente que la situación de Pemex empeoró notablemente porque el “punto álgido” de esta curva de pérdidas netas fue el año de 2015. Una reforma para asestar “el golpe de gracia” a Pemex, claro, declarando lo contrario, porque además, la extracción de petróleo en ese sexenio decayó 36%, al pasar en 2013 de 2.52 millones de barriles diarios a 1.85 millones de barriles hacia 2018.

Los Ramones Fase I fue propiedad parcialmente de Pemex, y de acuerdo con el Informe de la Auditoría Superior de la Federación (ASF) “sin justificación aparente y con un precio por debajo de su valor comercial, Pemex dejó ir de sus manos su participación”. A Pemex se le desincorporó de la propiedad en 2016 (una desinversión) del 50% de la propiedad con Gasoductos de Chihuahua y con I Enova Gasoductos Holding generando una nueva pérdida financiera. I Enova pagó a Pemex su participación por $1,143 millones USD, cuando el avalúo practicado fue de $1,325 millones de USD, es decir, -14% equivalente a $182 millones de USD, por considerar que se trataba de “un activo no estratégico”. (El Financiero, 26/09/2018).

Observen lo de la demanda creciente de los negocios con energías convencionales sustentada por los estudios de prospectiva hechos por la Agencia de Energía del gobierno de EUA: el gas natural incrementará su demanda mundial entre 2010-2035 en 47%, solamente la de los países de la OCDE aumentará 21%. (Prospectiva del Mercado del Gas Natural 2012-2026, SENER, pp. 76-77).

En el caso de la prospectiva sobre demanda mundial de petróleo post-SARCS-2: la agencia Wood Mackenzie analiza tres escenarios posibles: a) el escenario de ‘recuperación total’ propiciando un fuerte repunte en la economía mundial, con el nivel del PIB mundial volviendo rápidamente a donde hubiera estado sin el efecto de la pandemia, por lo cual, la demanda de petróleo aumenta hasta mediados de la década de 2030, y luego comienza a disminuir en la segunda mitad; b) el escenario ‘Go ir alome’ refleja un retroceso de la globalización, con una desaceleración más profunda y un crecimiento de tendencia más lenta a partir de entonces. En ese mundo, se proyecta que la demanda de petróleo en 2030 sea menor de lo que hubiera sido en 2023 si no se hubiera desatado la pandemia; c) el escenario de ‘crecimiento más verde’, basado en la ‘transición energética acelerada’ apunta a un consumo de petróleo más débil, en donde los programas como el Acuerdo Verde Europeo y el Green New Deal promovido por el partido demócrata en EUA, reducen el aumento del uso del petróleo a través de estándares más estrictos de eficiencia de los combustibles y la electrificación del transporte. La demanda de petróleo se estabiliza en la década de 2020, antes de comenzar a caer abruptamente en la década de 2030. En suma, expansión de la demanda, aumento moderado y estabilización vía lento crecimiento global.

El consumo de petróleo en el segundo trimestre de 2020 bajó más del 12%, que en el mismo período de 2019. Parte de esa demanda ya está comenzando a reaparecer, y en 2020 por la pandemia global, ha sido el peor año en términos de exceso de oferta mundial. Se hacen aún esfuerzos colectivos entre productores para bajar la producción, reequilibrar oferta y demanda y recuperar el precio internacional. Algo se ha logrado.

En el análisis prospectivo a base de escenarios posibles, las tres posibilidades en la realidad que se presentan, se entremezclan configurando el escenario de la realidad efectiva. La tendencia mundial “hacia el futuro verde” es una fuerza real que se impulsa en las zonas altamente consumidoras del planeta, por lo tanto, no puede omitirse en términos de esfuerzos públicos para insertarse en dicha tendencia, pero durante la transición crece la demanda de energías convencionales y esa ventana de oportunidades debe aprovecharse por las empresas del Estado para incrementar el ingreso nacional y reforzar las finanzas corporativas de las empresas estatales.

Dejar el negocio de los gasoductos o la producción de petróleo crudo, o de gas, o de energía eléctrica y sobre todo, de petrolíferos a los consorcios privados es una falla garrafal, no de concepción estratégica de la energía nacional, sino hasta de sentido común, con una grave lesión, descomunal para la generación actual de mexicanos y las generaciones futuras, y con un daño quizá ya irreversible para Pemex y la CFE al volverse el gobierno nacional comprador de largo plazo de un producto fabricado por una empresa privada, en México o en otro país y transportado por los privados. Es dejarles “la parte del león” a los consorcios transnacionales, dar la espalda a la posibilidad real e inmediata de incrementar la renta nacional. Nadie tiene derecho a ceder toda esa inmensa renta energética a los privados, ni por razones políticas, ideológicas, técnicas o tecnológicas, y menos todavía, por simples intereses de rentabilidad corporativa sin tener ningún derecho a hacerlo, sobre todo hoy que nuestro país lo necesita tanto.

Debemos apoyar la aprobación de la nueva Ley del Servicio Eléctrico, no por un patrioterismo simplón o hipócrita, sino por un patriotismo o nacionalismo, sano y necesario. Los países como México que aún luchan por remontar los grandes y graves rezagos históricos, no se pueden dar el lujo infame de renunciar a un nacionalismo sano, fértil, inserto en las mejores tradiciones de las luchas de la nación mexicana por la justicia y la independencia. Que haya muchos que no lo entienden así es comprensible. Pero somos muchos más sin duda los que reclamamos esta postura de los mexicanos en momentos cruciales para México.

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