Por: Armando Enriquez
Ante la inminencia de la mal
llamada “reforma energ茅tica”, los pol铆ticos,
coment贸cratas,
think tanks y dem谩s fauna te quieren hacer
creer que PEMEX es como lo pintan. No es as铆. PEMEX est谩 lleno de mitos y
malentendidos que intentar谩n 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. Petr贸leos Mexicanos (PEMEX), bajo los t茅rminos
del gobierno, es una Entidad de Control Presupuestario Directo. ¿Qu茅 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
autorizaci贸n de la C谩mara de Diputados, establece en el Presupuesto de Egresos
de la Federaci贸n.
Ello quiere decir que, de hecho,
los gastos de inversi贸n de PEMEX son asignados directamente por el ejecutivo
federal, y no dependen de sus rendimientos o p茅rdidas netas (despu茅s de
impuestos y derechos). De hecho, el gasto de inversi贸n de PEMEX no s贸lo no ha disminuido
en los 煤ltimos a帽os, sino que ha crecido a una tasa media anual del 10% desde
2006, hasta alcanzar los 30.4 mil millones de d贸lares proyectados para 2014. M谩s
a煤n, el 79% de este monto, es decir, poco m谩s 24 mil millones de d贸lares,
corresponden a actividades de upstream
(exploraci贸n y producci贸n).
Para darse una idea del monto de
la inversi贸n que realiza PEMEX a帽o con a帽o, en 2012 sus inversiones superaron
en 5 mil millones de pesos a la suma de los montos destinados a inversi贸n de
todas las empresas que cotizan en la
Bolsa Mexicana de Valores.
Sin embargo, estos montos de
inversi贸n no se han traducido en mayor 茅xito exploratorio ni mucho menos en
mayor producci贸n de petr贸leo crudo y gas. La producci贸n a junio de 2013 alcanz贸
2.53 millones de barriles diarios (mbd), el nivel m谩s bajo desde 1989; ello
contrasta con los 3.38 mbd producidos durante 2004, a pesar de haber perforado
con 茅xito m谩s de 1,000 pozos en 2012, respecto de los 283 perforados en 2000
(ver figura 1).
En este sentido, el 煤nico activo
que PEMEX ha logrado estabilizar en cuanto a su nivel de producci贸n es
Ku-Maloob-Zaap, que produce crudo y gas asociado (ver figura 2), mismo que en
marzo de 2013 empez贸 a mostrar sus primeras se帽ales de declinaci贸n. A la fecha,
todos los activos de PEMEX, a excepci贸n de Ku-Maloob-Zaap, se hallan en etapa de
desarrollo (Aceite Terciario del Golfo/Chicontepec, Coatzacoalcos, Ek-Balam) o
en etapa de declinaci贸n y recuperaci贸n mejorada (Cantarell, Arenque, Jujo,
Antonio J. Berm煤dez).
Lo anterior sugiere que las
inversiones de PEMEX exhiben rendimientos marginales cada vez m谩s decrecientes:
cada vez invierte m谩s recursos en
upstream,
y cada vez le cuesta m谩s trabajo encontrar y explotar campos de petr贸leo crudo
y gas, a costos cada vez m谩s altos.
“Entonces, ¿estamos llegando al pico de producci贸n de petr贸leo y gas?”
S脥, Y NO. La 茅poca del petr贸leo crudo y gas barato y f谩cil de
extraer est谩 llegando a su fin. Ello no quiere decir que estemos llegando a un
pico de producci贸n, sino simplemente que tendr谩n que destinarse cada vez m谩s
recursos a desarrollar nuevas tecnolog铆as para la exploraci贸n y explotaci贸n de
activos petroleros no convencionales, como las arenas bituminosas, shale oil y shale gas, y yacimientos en aguas profundas (m谩s de 500 metros de
tirante de agua).
Un ejemplo paradigm谩tico del
cambio a activos no convencionales es la explotaci贸n 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 implic贸 que el precio
del marcador para el mercado regional de Norteam茅rica (Henry Hub) pasara de un
pico de 13 d贸lares por mill贸n de BTU en 2008 a cerca de 2 d贸lares en 2012,
haciendo de esta regi贸n la de precios m谩s baratos en todo el mundo.
Hasta antes de 2008, no era comercialmente
viable el uso de las tecnolog铆as para la explotaci贸n del
shale. Sin embargo, a partir de la implementaci贸n de la perforaci贸n
horizontal y la fractura hidr谩ulica (el famoso
fracking), la producci贸n de hidrocarburos en estas cuencas llev贸 a
Estados Unidos a producir 11 millones de barriles diarios de crudo en 2012
(tercer productor mundial), un m谩ximo desde 1985, y 65 millones de pies c煤bicos
diarios de gas natural, un m谩ximo hist贸rico (primer productor mundial).
(Para darse una idea, M茅xico produce cerca de 6 millones de pies c煤bicos
diarios de gas natural).
Por su parte, y pese a contar con
montos de inversi贸n crecientes, PEMEX no ha desarrollado la explotaci贸n de
recursos de hidrocarburos no convencionales, a pesar de que se estima que
M茅xico cuenta con recursos prospectivos de
shale
gas t茅cnicamente recuperables por 681
trillones de pies c煤bicos, es decir, las cuartas reservas m谩s grandes del
mundo.
A la fecha, PEMEX ha desarrollado
a lo m谩s tres pozos de shale gas (Emergente-1, Monta帽茅s-1 y N贸mada-1)
en Coahuila (s贸lo en la cuenta Eagle Ford en Texas hay m谩s de 1,300), y no ha desarrollado
pozos en aguas profundas, mismos que tiene proyectados a 2021 (proyectos
Perdido, Lakach [gas natural], Holok y Tlancan谩n).
“¿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, distribuci贸n y comercializaci贸n) en hidrocarburos:
Pemex-Exploraci贸n y Producci贸n (PEP), Pemex-Refinaci贸n (PR), Pemex-Gas y
Petroqu铆mica B谩sica (PGPB) y Pemex-Petroqu铆mica (PPQ).
De 茅stas, s贸lo PEP tuvo ganancias
netas (despu茅s 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 p茅rdidas netas por 102,097 millones
de pesos, mientras que PPQ perdi贸 11,270 millones de pesos.
Salvo PR, PGPB y PPQ participan
en mercados que la legislaci贸n no reserva en exclusiva a empresas
gubernamentales, aunque si tienen bastante poder de mercado en sus respectivas
industrias (transporte y comercializaci贸n de gas, y producci贸n de
petroqu铆micos, respectivamente), lo que inhibe la participaci贸n de m谩s agentes
en dichos mercados, en perjuicio de los consumidores.
Por su parte, PR participa como
monopolio legal en la industria de la refinaci贸n y elaboraci贸n de diversos
petrol铆feros; a煤n as铆, como vimos, PR tiene enormes p茅rdidas que son absorbidas
por la Secretar铆a de Hacienda y Cr茅dito P煤blico (es decir, por nosotros).
Ello hace necesario preguntarse
si es conveniente que PR, PGPB y PPQ se sigan dedicando a la producci贸n de
bienes y servicios privados (no producen bienes p煤blicos). Ante tal pregunta,
la teor铆a econ贸mica nos provee de argumentos s贸lidos que permiten tener una
respuesta: las empresas privadas se comportan de manera eficiente porque los
incentivos del mercado hacen que as铆 lo hagan, mientras que los incentivos de
los bur贸cratas encargados del manejo de los monopolios gubernamentales no
siempre son para maximizar ganancias; de ah铆 la conveniencia de que el gobierno
no sea capaz de proveer bienes privados de manera eficiente (ll谩mense coches, ropa,
pero tambi茅n gasolinas, gas natural, aceites y petroqu铆micos).
“Eso quiere decir que PEMEX requiere urgentemente de inversi贸n privada.”
NO DIJE ESO. Cualquier persona sensata dudar铆a en invertir en las
subsidiarias de PEMEX (quiz谩 salvo PEP), por lo que decir que PEMEX requiere de
inversi贸n privada para ser eficiente no es decir mucho. Vaya, ni siquiera
pensar铆a en privatizarla. Por el contrario, la experiencia en M茅xico (y la
teor铆a econ贸mica) 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 m谩s simple, m谩s
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, adem谩s, 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 ser谩n 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 ning煤n tipo de impuesto sobre sus
ganancias netas, sino una serie de derechos sobre la extracci贸n de
hidrocarburos del subsuelo, mientras que PR, PGPB y PPQ est谩n 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! (adem谩s, el gobierno absorbe
sus p茅rdidas 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 producci贸n
de petr贸leo crudo y gas natural extra铆do de los campos distintos al Paleocanal
de Chicontepec y los Aguas Profundas (a la producci贸n extra铆da de estos campos
les aplica una tasa del 30% al 36%).
Las tasas que paga PEP no son muy
descabelladas en comparaci贸n con las tasas que cobran otros gobiernos, tal como
la sabidur铆a popular pregona. Por ejemplo, la tasa mundial que los gobiernos
toman del valor de la producci贸n petrolera se estima en 64%, variando del 25%
en Irlanda al 95% en Yemen. M谩s a煤n, al parecer las tasas aplicadas a la
producci贸n en aguas profundas en M茅xico son francamente favorables a
comparaci贸n de las aplicadas en pa铆ses que reci茅n desarrollan este tipo de
campos: en Luisiana (EU) 47.2%, Nigeria 64.2%, Malasia 68.1% e Indonesia 81.1%.
Esto sugiere que el r茅gimen
fiscal de PEP no es, necesariamente, la causa de la ineficiencia operativa de
PEMEX en su conjunto. Por el contrario, las dem谩s subsidiarias de PEMEX no
solamente no contribuyen fiscalmente, sino que la Secretar铆a de Hacienda y
Cr茅dito P煤blico acredita (le devuelve) a PR impuestos, resultado de la tasas
negativas del Impuesto Especial sobre Producci贸n 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 M茅xico). 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 s贸lo permitir
inversi贸n privada en PEMEX”
EXACTO. La “reforma” debe basarse en permitir competencia en todos
los mercados del petr贸leo y gas: exploraci贸n, explotaci贸n, refinaci贸n, proceso
de gas, transporte, distribuci贸n y comercializaci贸n. Al s贸lo permitir inversi贸n
privada en PEMEX (PEP en particular) se tendr铆a una reforma coja: ello
simplemente dotar铆a de m谩s recursos para el desarrollo de campos de aceite y
gas no convencionales. Obvio esta es una mejora en s铆 misma, ya que PEP podr铆a
compartir riesgos en exploraci贸n y explotaci贸n de estos proyectos; sin embargo,
el arreglo institucional seguir铆a siendo el actual, es decir, monop贸lico.
PEMEX debe dejar de tener el
control de las reservas de petr贸leo y gas. Una alternativa es que la Comisi贸n
Nacional de Hidrocarburos (CNH) sea la “propietaria” (ya sabemos que estos
recursos son propiedad de La Naci贸n,
lo que quiera que eso signifique) y administradora de dichas reservas, y que
asigne la exploraci贸n y explotaci贸n mediante procesos competitivos de
licitaci贸n internacional (en las que, claro, podr铆a competir PEP en asociaci贸n
con quien quisiera). Los campos ser铆an 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 explotaci贸n de campos. Al contrario, en la pr谩ctica, PEP es el propietario
de los campos, por lo que no tiene incentivos para tener costos eficientes. Un esquema de competencia asegurar铆a que los
costos fueran m谩s bajos (principalmente para la explotaci贸n de recursos no
convencionales).
Respecto al downstream, es obvio que debe permitirse competencia a PR, PGPB y
PPQ. Lo m谩s probable es que estas subsidiarias salgan del mercado, ante la
competencia del mercado. Ello, sin duda, beneficiar铆a a los consumidores.
Para que lo anterior suceda, sin
embargo, es necesario establecer un marco regulatorio eficiente, por lo que la
CNH y la Comisi贸n Reguladora de Energ铆a tendr谩n que ser fortalecidas, de manera
que garanticen el desarrollo eficiente de los mercados petroleros y del gas, al
impedir pr谩cticas anti-competitivas y garantizar la libre entrada y salida de
oferentes y consumidores.