Pese a que en el sexenio pasado la deuda de Pemex se duplicó, al pasar de un billón a 2 billones de pesos no se observó inversión física, ni siquiera para mantenimiento del sistema nacional de refinación, criticó Alberto Montoya, subsecretario de planeación y transición energética de la Secretaría de Energía (Sener).

Explicó que se está llevando a cabo un cambio importante porque en el régimen anterior se contrataba deuda y no había inversión, ahora se está haciendo inversión sin aumentar la deuda. Debería haber una análisis del comportamiento de las calificadoras, porque ¿cómo es posible que cuando Pemex se endeudaba y no hacía inversión física no tenía gran dificultad en sus calificaciones, y ahora que se va a invertir, sin deuda, manifiestan que es un gran riesgo. ¿Cómo es posible que esto funcione así?

El funcionario dijo que si bien la inversión comprometida por el sector privado en 107 contratos de hidrocarburos asciende a 3 mil millones de dólares para los siguientes 25 años, la registrada hasta diciembre de 2018 llegó a mil 250 millones de dólares, pero está condicionada a la explotación de yacimientos, por lo que hay que esperar resultados.

Con la reforma energética se creó la idea de que con esos contratos tendríamos un tsunami de dólares, pero en términos reales el proceso va aún lento, así que la inversión principal la va a tener que seguir haciendo Pemex y la hace, puntualizó Montoya durante el coloquio Retos del sector energético, realizado en El Colegio de México (Colmex).

En el mismo foro, el ex presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda Molina, planteó que para capitalizar a Pemex puede adoptarse el modelo de PetroChina, que cotiza 13 por ciento de sus acciones en las bolsas de Nueva York, Shangai y Hong Kong. No hace falta cambiar el marco constitucional para que Pemex cree una filial, porque ya lo hace cuando celebra contratos con empresas privadas, pero con una filial, que no cargue con sus pasivos, puede recoger dinero en bolsa, el cual puede provenir de los fondos de pensiones, explicó.

A su vez, Régulo Salinas Garza, presidente de la Comisión de Energía de la Concamin, advirtió que el riesgo de que México se quede sin gas natural es más alto que dejar de contar con gasolinas porque si Estados Unidos cierra la llave (del gas), se paraliza el país y en cambio las gasolinas se pueden comprar en otros países. Debe haber, dijo, un plan de producción de gas natural, porque también es tema de seguridad nacional.

En lo que va del sexenio, comentó, sólo se han emitido dos alertas críticas, pero se registra una disminución en el suministro de gas natural que llega a 30 por ciento en el sur del país y a 20 en el centro, mientras es variable en el occidente y resulta esporádica en el norte.

En entrevista posterior, el subsecretario Montoya dijo que se importa 80 por ciento del gas natural que requiere el país, así que para incrementar la producción nacional se buscará explotar el gas asociado en yacimientos petroleros. También reiteró que el gobierno actual no utilizará el fracking (fractura hidráulica) para extraer más hidrocarburos, pero analiza otras tecnologías, como el uso de gas.

Juan Carlos Zepeda consideró que el gobierno federal debe emitir una regulación que obligue a las empresas a tener reservas de gas durante 25 días para reducir la dependencia e incluso consideró que a Pemex se le deben quitar reservas de gas que tiene asignadas porque no las va a explotar porque no le son prioritarias y deben dárselas a la CFE.

A su vez, Gilberto Ortiz, presidente de la rama de hidrocarburos de la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (Canacintra), señaló que el petróleo no sólo debe ser transformado en gasolina, sino en los diferentes petroquímicos que se requieren en todas las industrias y que dejaron de producirse desde el sexenio de Carlos Salinas de Gortari, cuando se pusieron en venta las 51 plantas existentes.