La Reforma Energética, como su nombre lo dice, se trata de un conjunto de modificaciones legales para transformar el sector energético. Sin embargo, la estrecha relación de éste con las finanzas públicas de México conducirá también a una transformación de las mismas. Cómo y en qué magnitud resulten alterados los ingresos de la Nación provenientes de la actividad petrolera dependerá, principalmente, de los cambios en tres elementos: 1) el valor de la producción de hidrocarburos, 2) el régimen fiscal de PEMEX y 3) el esquema de participación de operadores privados. Los tres están interrelacionados de tal manera que es imperante que las decisiones tomadas los tengan conjuntamente en consideración.

La presente publicación, sin intención de restar importancia a los temas de seguridad energética, competitividad y crecimiento y desarrollo económico sobre los que versa la Reforma Energética,  se enfoca en observaciones referentes a las implicaciones de la misma en las Finanzas Públicas, debido a la relevancia que este sector tiene en el presupuesto público.

1 Contexto

Los grandes riesgos que implica la producción de hidrocarburos ante el fin de la época del ‘petróleo fácil’ plantean nuevos retos para PEMEX como única empresa operadora en la industria. Éste es el principal argumento que ha motivado las iniciativas legales para transformar el sector. Sobre todo, la preocupación apunta al objetivo de maximizar la renta petrolera, cuya ecuación es fácil:

Renta petrolera = (precio de venta del barril – costo de extracción del barril)*cantidad de barriles vendidos

Así, un precio más alto en el mercado genera más renta; costos más altos, la disminuyen; y aumentar la producción, eleva su flujo. Sobre el precio no se puede incidir, por lo que los esfuerzos para impulsar a la industria radican en la disminución de costos y en aumentar la capacidad de extracción. A continuación se detallan tres particularidades de la situación actual de la industria que permiten comprender por qué las propuestas de reforma se han concentrado en ciertos tópicos.

1.1 Las dificultades para mantener y aumentar la plataforma de producción requerida.

En los años recientes se ha invertido más en actividades de exploración y extracción, pero se ha producido menos crudo. El gasto de inversión presupuestado en 2012 para PEMEX fue 2.7 veces mayor a efectuado en el 2004, año pico de nuestra producción de crudo (según datos de SHCP, 2013a); sin embargo, la producción se redujo una cuarta parte en ese mismo periodo (de 3,382 miles de barriles diarios a 2,540; SENER, 2013). Se requiere construir más pozos para explotar los recursos prospectivos, pero PEMEX enfrenta dos nuevos obstáculos: los altos niveles de riesgo y la capacidad técnica para operar en regiones antes no exploradas. Se habla de que el 39% de las reservas de hidrocarburos están en Aguas Profundas, pero los costos de extracción en estas regiones son hasta 100 veces mayores que en los yacimientos terrestres. Además, la incertidumbre de la actividad exploratoria hace que los proyectos sean aún menos rentables. Por otro lado, la falta de inversión en shale oil y shale gas continúa limitando el potencial de producción mexicano, aun siendo el cuarto país que posee más reservas de estos recursos, aunque debe considerarse también invertir en un tiempo óptimo cuando los precios de gas sean favorables. Ante esta paradoja, de poseer aún gran riqueza petrolera, pero tener una producción en declive, la pregunta que se busca resolver es cómo hacerle para que estos yacimientos –en especial, Aguas Profundas y recursos no convencionales- contribuyan a maximizar la renta petrolera.

1.2 El actual régimen fiscal de PEMEX limita su competitividad.

PEMEX está sujeto a un régimen fiscal que limita su capacidad de inversión. En el primer semestre del 2013, PEMEX generó una pérdida neta de 53,385 millones de pesos (mdp), después de un pago de impuestos y derechos por 432,488 mdp, monto que representó el 55% de sus Ingresos totales por ventas (Pemex, 2013a). Según estima la propia empresa, su necesidad de inversión promedia 407,000 mdp en el periodo 2013-2017 (Pemex, 2013b). Sin embargo, en el presente año su presupuesto asignado para inversión fue de 326,323 mdp (SHCP, 2013b).

1.3 Con el actual régimen de contrataciones el Gobierno asume todo el riesgo de extracción.

Hoy, PEMEX utiliza uno de los cuatro tipos de instrumentos jurídicos de contratación existentes en la industria del petróleo[1]. Únicamente emplea los contratos de servicios, los cuales consisten en pagar a los contratistas independientemente de que su actividad exploratoria sea exitosa o no, es decir, reciben un pago aun y cuando no hallen petróleo. Este esquema había sido pertinente para la explotación en campos donde el riesgo de no encontrar petróleo era considerablemente bajo, como Cantarell.  Sin embargo, ante la necesidad de explorar en zonas de gran incertidumbre, se requiere utilizar otro tipo de régimen en donde el Gobierno y los operadores compartan el riesgo. Un elemento de cuidado en esta decisión es que cualquiera de las otras opciones de contratación implica también compartir la renta petrolera.

2 Propuestas de Reforma

En referencia a los temas anteriores, a continuación se señalan las ideas principales de las propuestas de los tres principales partidos.

2.1      En materia de régimen fiscal

La propuesta de reforma del Gobierno Federal incluye la disminución del pago de Derechos Sobre Hidrocarburos de PEMEX con el fin de seguir una lógica patrimonial de una empresa competitiva. Se prevé reducir la carga de contribuciones actuales de PEMEX y reinvertir dicho diferencial o destinarlo al gasto público en forma de dividendos. Esto es, se busca que el régimen fiscal sea consistente con una visión en la que se cuiden las necesidades de inversión de PEMEX y se logren utilidades positivas que finalmente se sumen a los recursos públicos. Por otro lado, aunque no está reflejado en la iniciativa de Reforma, el Secretario Luis Videgaray anunció que las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos estarán sujetas al régimen del Impuesto Sobre la Renta (ISR). En primer instancia, los efectos de esta medida, en términos de reducir la carga fiscal de PEMEX, podrían ser positivos ya que el ISR permite más deducciones que las autorizadas en el régimen de derechos. Por ejemplo, el Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos, que compone cerca del 85% del pago de derechos de PEMEX y cuya tasa de gravamen es del 71.5%, tiene un límite máximo de deducciones relativamente pequeño que no compensa el crecimiento de la base gravable[2]. Sin embargo, el efecto neto dependerá de la combinación entre el régimen de Derechos y el del ISR, así como de la determinación de las deducciones autorizadas.

Por su parte, el Partido Acción Nacional centra su propuesta en lograr que el nuevo régimen fiscal disminuya la dependencia petrolera de las finanzas públicas mexicanas. Se propone que cada año, la Ley Federal de Ingresos contenga una menor proporción de recaudación por derechos. En su lugar, dichos recursos, pagados tanto por PEMEX como por los nuevos operadores, se destinarán cada vez en mayor medida al Fondo Mexicano de Petróleo, un órgano autónomo en donde se administrarán para maximizar la renta petrolera. Sin dar detalles, se menciona que los derechos estarán definidos por nuevos esquemas pertinentes a cada tipo de yacimiento, recursos contenidos, riesgo, entre otros.

En su esquema de modificaciones, el Partido de la Revolución Democrática aborda algunos de los puntos anteriores. Su proyecto consiente en reducir considerablemente la tasa fiscal sobre extracción petrolera, disminuir la base impositiva al modificar el techo de deducciones, modificar la asignación de fondos excedentes para destinarla a la inversión productiva.

2.2 En materia de contrataciones

El proyecto de iniciativa de reforma emitido por el Gobierno Federal favorece los contratos de utilidad compartida (CUC) como mejor esquema para incorporar la participación privada en el sector. Dichos contratos implican que el Gobierno comparta un porcentaje de utilidad con los inversionistas. La diferencia con los contratos de producción compartida es que el petróleo extraído es dividido entre Estado y privados, por lo que las empresas podrían considerar a los barriles producidos dentro de sus activos, lo cual no ocurre cuando se comparte únicamente la utilidad. Así, las reservas e hidrocarburos producidos se mantienen siempre en propiedad del Estado. Además, los CUC se definirán también acorde con las características de cada campo que se explote; ello es pertinente en la medida en que la proporción de pago para las empresas sea menor en los campos donde hay petróleo con mayor seguridad. Según Videgaray, se buscará que esta proporción nunca sea mayor a 50%. Asimismo, la propuesta conserva la prohibición de otorgar concesiones. En resumen, bajo este proyecto, la renta petrolera se compartirá entre Estado e inversionistas privados, en donde el Estado obtendrá su parte, la cual será mayoritaria,  mediante el cobro de regalías, impuestos (ISR) y dividendos.

Por otro lado, la propuesta del Gobierno autoriza la participación de terceros en toda la cadena de valor de los hidrocarburos. En específico, se otorgarán permisos para actividades en refinación, transporte, almacenamiento y distribución de crudo, gas natural y líquidos, combustibles, petroquímicos. En particular, se elimina el carácter de área estratégica a la Petroquímica, para que el Estado ya no sea el único actor.

En su caso, el proyecto del PAN, fundamentado en el deber del Estado de garantizar el desarrollo nacional mediante la competitividad (según la reciente reforma del artículo 25 constitucional en esta materia), propone el régimen de concesiones para la exploración y explotación de hidrocarburos. En este tipo de esquema,  PEMEX y los nuevos operadores compiten en un proceso de licitaciones públicas cuyas características dependerán del riesgo, el precio del crudo, el tipo de yacimiento, recursos prospectivos y necesidades de inversión. Un asunto de atención es que la iniciativa privada puede tomar control sobre los recursos. En la propuesta se menciona que PEMEX y las empresas privadas “serán propietarios del petróleo y los hidrocarburos a partir del pago de derechos en boca de pozo”. Posteriormente, el Fondo realizará la comercialización y el operador recibirá su parte correspondiente.

El bosquejo de propuestas del PRD no incluye nada en esta materia.

3 Comentarios finales

Después de una revisión de las circunstancia actuales de la industria, así como de las propuestas que pretenden transformar esta situación, hay diversos puntos convenientes de incluir en un análisis posterior. En particular, una de las preguntas de prioridad para ser cuestionada ante cualquier propuesta es: ¿esta medida maximiza la renta petrolera? Aquí algunas ideas al respecto.

Con el régimen de contrataciones, o bien de concesiones, PEMEX va a competir con otras empresas en exploración y producción con la posibilidad de perder licitaciones. Ello, por un lado le restaría participación en la generación de ingresos del sector público. Sin embargo, el beneficio es que no va a efectuar proyectos de alto riesgo por sí sola, en los que, con alta probabilidad, la inversión resultaría poco útil. Entonces, ¿cuál es el balance final? ¿En qué medida podría PEMEX seguir contribuyendo a las Finanzas Públicas?

Se habla de que la Reforma Energética pretende fortalecer las finanzas públicas vía el incremento de producción petrolera. No obstante, la argumentación que pudiera respaldar esta idea no puede prescindir de datos duros y cálculos sobre cómo los nuevos esquemas fiscales y de operación traducirán el número de barriles de crudo en ingresos públicos monetarios. Por ejemplo, el esperado aumento en la producción no es inmediato, y sería oportuno un plan de transición fiscal mientras se alcanzan los niveles de extracción que contribuirán en mayor medida al erario. De igual forma, antes de plantear metas, se deben precisar los esquemas de contribución: con nuevos participantes en la industria, bajo los contratos de utilidad compartida, se privaría al Estado de cierta porción de la renta petrolera, pero, a la vez, se ampliaría la base de contribuyentes y también el volumen de producción sujeto a gravamen. Éstas son ambigüedades con las que no sería oportuno llegar en la fecha de presentación de la Reforma.

Tampoco se puede olvidar la estrecha interrelación entre el régimen fiscal y los esquemas de contratación. Los resultados de las modificaciones en cada uno no son aislados. Son dos elementos de gran relevancia, cuyas implicaciones se tienen que considerar en conjunto para visualizar los resultados en términos de producción y de ingresos y gastos públicos. Para tales efectos, es prioritario elaborar las leyes secundarias con las cuales quedará definida esta combinación. Uno de los detalles, por ejemplo, residirá en definir un esquema lo suficientemente atractivo para los inversionistas, que al mismo tiempo reduzca el riesgo para el gobierno y que satisfaga las necesidades de recaudación. No es una tarea fácil.

Finalmente, la pregunta clave es ¿cuál es el objetivo final de apresurar la extracción de nuestros recursos petroleros? El mundo se está transformando: las necesidades de energía son mayores y la forma de generarla se está modernizando. Se estima que hacia el año 2030, la participación del crudo como fuente de energía caiga a 28% del total consumido (BP, 2013); ante una disminución de la demanda, sus precios comenzarán a descender. Por ello, la oportunidad de México para maximizar su renta petrolera se encuentra en un plazo cercano, pero su uso y distribución deben ejecutarse sustentablemente en el largo plazo a favor del desarrollo del país y de los mexicanos. Además, durante este tiempo se debe buscar diversificar nuestra propia matriz energética para estar preparados ante el agotamiento de los combustibles fósiles.