PEMEX no es como lo pintan

Texto invitado, por: Armando Enriquez (@elabuel_o), economista.

Ante la inminencia de la mal llamada “reforma energética”, los políticos, comentócratas, think tanks y demás fauna te quieren hacer creer que PEMEX es como lo pintan. No es así. PEMEX está lleno de mitos y malentendidos que intentarán ser, modestamente, desmentidos en este articulucho.

“PEMEX no puede alcanzar sus objetivos porque no puede invertir, ya que todos sus ingresos se los quita Hacienda.”

NO NECESARIAMENTE. Petróleos Mexicanos (PEMEX), bajo los términos del gobierno, es una Entidad de Control Presupuestario Directo. ¿Qué implica esta figura? Implica que PEMEX no es una empresa normal como la que varios tenemos en mente (que paga dividendos y reinvierte utilidades, en caso de tenerlas), vaya ni siquiera es una empresa paraestatal. Es una entidad del gobierno federal cuyo presupuesto (ingresos, egresos, gastos de capital, inversiones, etc.) depende enteramente de lo que el Ejecutivo Federal, con autorización de la Cámara de Diputados, establece en el Presupuesto de Egresos de la Federación.

Ello quiere decir que, de hecho, los gastos de inversión de PEMEX son asignados directamente por el ejecutivo federal, y no dependen de sus rendimientos o pérdidas netas (después de impuestos y derechos). De hecho, el gasto de inversión de PEMEX no sólo no ha disminuido en los últimos años, sino que ha crecido a una tasa media anual del 10% desde 2006, hasta alcanzar los 30.4 mil millones de dólares proyectados para 2014. Más aún, el 79% de este monto, es decir, poco más 24 mil millones de dólares, corresponden a actividades de upstream (exploración y producción).[1]

Para darse una idea del monto de la inversión que realiza PEMEX año con año, en 2012 sus inversiones superaron en 5 mil millones de pesos a la suma de los montos destinados a inversión de todas las empresas que cotizan en la Bolsa Mexicana de Valores.[2]

Sin embargo, estos montos de inversión no se han traducido en mayor éxito exploratorio ni mucho menos en mayor producción de petróleo crudo y gas. La producción a junio de 2013 alcanzó 2.53 millones de barriles diarios (mbd), el nivel más bajo desde 1989; ello contrasta con los 3.38 mbd producidos durante 2004, a pesar de haber perforado con éxito más de 1,000 pozos en 2012, respecto de los 283 perforados en 2000 (ver figura 1).[3]

En este sentido, el único activo que PEMEX ha logrado estabilizar en cuanto a su nivel de producción es Ku-Maloob-Zaap, que produce crudo y gas asociado (ver figura 2), mismo que en marzo de 2013 empezó a mostrar sus primeras señales de declinación. A la fecha, todos los activos de PEMEX, a excepción de Ku-Maloob-Zaap, se hallan en etapa de desarrollo (Aceite Terciario del Golfo/Chicontepec, Coatzacoalcos, Ek-Balam) o en etapa de declinación y recuperación mejorada (Cantarell, Arenque, Jujo, Antonio J. Bermúdez).[4]

Lo anterior sugiere que las inversiones de PEMEX exhiben rendimientos marginales cada vez más decrecientes: cada vez invierte más recursos en upstream, y cada vez le cuesta más trabajo encontrar y explotar campos de petróleo crudo y gas, a costos cada vez más altos.

“Entonces, ¿estamos llegando al pico de producción de petróleo y gas?”

SÍ, Y NO. La época del petróleo crudo y gas barato y fácil de extraer está llegando a su fin. Ello no quiere decir que estemos llegando a un pico de producción, sino simplemente que tendrán que destinarse cada vez más recursos a desarrollar nuevas tecnologías para la exploración y explotación de activos petroleros no convencionales, como las arenas bituminosas, shale oil y shale gas, y yacimientos en aguas profundas (más de 500 metros de tirante de agua).

Un ejemplo paradigmático del cambio a activos no convencionales es la explotación del shale oil y shale gas (aceite y gas de lutitas) en las cuencas de Barnett, Eagle Ford, Marcellus, Bakken, Permian y Haynesville, por mencionar algunas, en Estados Unidos; este shock de oferta implicó que el precio del marcador para el mercado regional de Norteamérica (Henry Hub) pasara de un pico de 13 dólares por millón de BTU en 2008 a cerca de 2 dólares en 2012, haciendo de esta región la de precios más baratos en todo el mundo.

Hasta antes de 2008, no era comercialmente viable el uso de las tecnologías para la explotación del shale. Sin embargo, a partir de la implementación de la perforación horizontal y la fractura hidráulica (el famoso fracking), la producción de hidrocarburos en estas cuencas llevó a Estados Unidos a producir 11 millones de barriles diarios de crudo en 2012 (tercer productor mundial), un máximo desde 1985, y 65 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, un máximo histórico (primer productor mundial).[5] (Para darse una idea, México produce cerca de 6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural).

Por su parte, y pese a contar con montos de inversión crecientes, PEMEX no ha desarrollado la explotación de recursos de hidrocarburos no convencionales, a pesar de que se estima que México cuenta con recursos prospectivos de shale gas técnicamente recuperables por 681 trillones de pies cúbicos, es decir, las cuartas reservas más grandes del mundo.[6]

A la fecha, PEMEX ha desarrollado a lo más tres pozos de shale gas (Emergente-1, Montañés-1 y Nómada-1) en Coahuila (sólo en la cuenta Eagle Ford en Texas hay más de 1,300), y no ha desarrollado pozos en aguas profundas, mismos que tiene proyectados a 2021 (proyectos Perdido, Lakach [gas natural], Holok y Tlancanán).

“¿Pero, PEMEX es rentable (isn’t it)?”

NO TODO PEMEX. Para empezar, en realidad PEMEX es una especie de corporativo o holding que controla 4 subsidiarias que realizan distintas operaciones de upstream y downstream (procesos industriales, transporte, distribución y comercialización) en hidrocarburos: Pemex-Exploración y Producción (PEP), Pemex-Refinación (PR), Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) y Pemex-Petroquímica (PPQ).

De éstas, sólo PEP tuvo ganancias netas (después de impuestos y derechos) considerables en 2012 (93,982 millones de pesos), mientras que PGPB tuvo ganancias  netas derivados de sus ventas y servicios inter-organismos (1,613 millones de pesos); en contraste, PR tuvo pérdidas netas por 102,097 millones de pesos, mientras que PPQ perdió 11,270 millones de pesos.[7]

Salvo PR, PGPB y PPQ participan en mercados que la legislación no reserva en exclusiva a empresas gubernamentales, aunque si tienen bastante poder de mercado en sus respectivas industrias (transporte y comercialización de gas, y producción de petroquímicos, respectivamente), lo que inhibe la participación de más agentes en dichos mercados, en perjuicio de los consumidores.

Por su parte, PR participa como monopolio legal en la industria de la refinación y elaboración de diversos petrolíferos; aún así, como vimos, PR tiene enormes pérdidas que son absorbidas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (es decir, por nosotros).

Ello hace necesario preguntarse si es conveniente que PR, PGPB y PPQ se sigan dedicando a la producción de bienes y servicios privados (no producen bienes públicos). Ante tal pregunta, la teoría económica nos provee de argumentos sólidos que permiten tener una respuesta: las empresas privadas se comportan de manera eficiente porque los incentivos del mercado hacen que así lo hagan, mientras que los incentivos de los burócratas encargados del manejo de los monopolios gubernamentales no siempre son para maximizar ganancias; de ahí la conveniencia de que el gobierno no sea capaz de proveer bienes privados de manera eficiente (llámense coches, ropa, pero también gasolinas, gas natural, aceites y petroquímicos).  

“Eso quiere decir que PEMEX requiere urgentemente de inversión privada.”

NO DIJE ESO. Cualquier persona sensata dudaría en invertir en las subsidiarias de PEMEX (quizá salvo PEP), por lo que decir que PEMEX requiere de inversión privada para ser eficiente no es decir mucho. Vaya, ni siquiera pensaría en privatizarla. Por el contrario, la experiencia en México (y la teoría económica) nos dice que cuando un monopolio gubernamental es convertido en un monopolio particular no podemos esperar nada bueno (piensen en Telmex, por ejemplo).

Lo que digo es más simple, más sencillo. Que PEMEX enfrente competencia en cada uno de las industrias en las que participa, con el fin de que enfrente los incentivos para generar valor de manera eficiente y, además, sean beneficiados los consumidores. A fin de cuentas, si las empresas gubernamentales son tan eficientes como las privadas, no hay nada que temer. Si, por el contrario, confirmamos que no, las subsidiarias de PEMEX serán sacadas del mercado.

“¿Competir con los impuestos que le cobran a PEMEX?”

DERECHOS, NO IMPUESTOS. No todas las subsidiarias de PEMEX pagan los mismos impuestos y derechos. PEP no paga ningún tipo de impuesto sobre sus ganancias netas, sino una serie de derechos sobre la extracción de hidrocarburos del subsuelo, mientras que PR, PGPB y PPQ están sujetos a un Impuesto a los Rendimientos Petroleros (distinto al Impuesto Sobre la Renta de las empresas particulares), consistente en una tasa del 30% a sus ganancias netas; sin embargo, como PR, PGPB y PPQ no reportan ganancias netas, ¡no pagan este impuesto! (además, el gobierno absorbe sus pérdidas porque son Entidades de Control Presupuestario Directo, ¿recuerdan?).

En general, los recursos que PEP paga al gobierno federal son consecuencia del llamado Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos, que se aplica a una tasa del 71.5% al valor de la producción de petróleo crudo y gas natural extraído de los campos distintos al Paleocanal de Chicontepec y los Aguas Profundas (a la producción extraída de estos campos les aplica una tasa del 30% al 36%).

Las tasas que paga PEP no son muy descabelladas en comparación con las tasas que cobran otros gobiernos, tal como la sabiduría popular pregona. Por ejemplo, la tasa mundial que los gobiernos toman del valor de la producción petrolera se estima en 64%, variando del 25% en Irlanda al 95% en Yemen. Más aún, al parecer las tasas aplicadas a la producción en aguas profundas en México son francamente favorables a comparación de las aplicadas en países que recién desarrollan este tipo de campos: en Luisiana (EU) 47.2%, Nigeria 64.2%, Malasia 68.1% e Indonesia 81.1%.[8]

Esto sugiere que el régimen fiscal de PEP no es, necesariamente, la causa de la ineficiencia operativa de PEMEX en su conjunto. Por el contrario, las demás subsidiarias de PEMEX no solamente no contribuyen fiscalmente, sino que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público acredita (le devuelve) a PR impuestos, resultado de la tasas negativas del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios aplicadas a las ventas de gasolina, derivado de vender este combustible a un precio menor a la referencia internacional (precio de la gasolina regular en el PADD III, Costa Estadounidense del Golfo de México). En 2012, los recursos fiscales destinados a PR fueron cerca de 200,000 millones de pesos.

“Por lo tanto, la 'reforma' no debe centrarse en sólo permitir inversión privada en PEMEX”

EXACTO. La “reforma” debe basarse en permitir competencia en todos los mercados del petróleo y gas: exploración, explotación, refinación, proceso de gas, transporte, distribución y comercialización. Al sólo permitir inversión privada en PEMEX (PEP en particular) se tendría una reforma coja: ello simplemente dotaría de más recursos para el desarrollo de campos de aceite y gas no convencionales. Obvio esta es una mejora en sí misma, ya que PEP podría compartir riesgos en exploración y explotación de estos proyectos; sin embargo, el arreglo institucional seguiría siendo el actual, es decir, monopólico.

PEMEX debe dejar de tener el control de las reservas de petróleo y gas. Una alternativa es que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) sea la “propietaria” (ya sabemos que estos recursos son propiedad de La Nación, lo que quiera que eso signifique) y administradora de dichas reservas, y que asigne la exploración y explotación mediante procesos competitivos de licitación internacional (en las que, claro, podría competir PEP en asociación con quien quisiera). Los campos serían asignados a los licitantes que ofrezcan el mayor porcentaje de recursos para el gobierno (la llamada renta petrolera).

Como vemos, el actual esquema no garantiza que la renta petrolera sea maximizada. PEP no compite con nadie por la explotación de campos. Al contrario, en la práctica, PEP es el propietario de los campos, por lo que no tiene incentivos para tener costos eficientes.  Un esquema de competencia aseguraría que los costos fueran más bajos (principalmente para la explotación de recursos no convencionales).

Respecto al downstream, es obvio que debe permitirse competencia a PR, PGPB y PPQ. Lo más probable es que estas subsidiarias salgan del mercado, ante la competencia del mercado. Ello, sin duda, beneficiaría a los consumidores.

Para que lo anterior suceda, sin embargo, es necesario establecer un marco regulatorio eficiente, por lo que la CNH y la Comisión Reguladora de Energía tendrán que ser fortalecidas, de manera que garanticen el desarrollo eficiente de los mercados petroleros y del gas, al impedir prácticas anti-competitivas y garantizar la libre entrada y salida de oferentes y consumidores.

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[1] PEMEX. Inverstor meeting, August, 2013. Relación con inversionistas, Petróleos Mexicanos.

[2] Bloomberg.

[3] “Prospectiva del mercado de petróleo Crudo 2012-2026”, SENER.

[4] Estrategia Nacional de Energía 2013-2027. SENER.

[5] Energy Information Administration.

[6] “Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources.” Energy Information Administration. 2013.

[7] “Form 20-F, Petróleos Mexicanos”, Securities Exchange Commission, 2012.

[8] Para mayor detalle de los esquemas fiscales en el mundo, véase “Fiscal Systems for Oil.” World Bank.