“Nunca hay que pactar con el error,
aun cuando aparezca sostenido por textos sagrados”.

—Mahatma Gandhi

 

La industria petrolera en México aportó cerca del 3.5 % del valor del Producto Interno Bruto en 2019. La empresa dominante de esta industria, que hasta hace unos años estaba cerrada a la participación directa del sector privado, es Pemex. Pese a este poder de mercado, desde 2004 la producción petrolera se ha reducido año tras año.

Las razones de esta caída son múltiples, aunque unas más decisivas que otras. Los lugares comunes del debate público se refieren a temas tan diversos como la onerosa carga fiscal de la empresa, que le impide reinvertir parte de sus ganancias en proyectos productivos, o los hechos de corrupción en casi todos sus niveles, que han construido una estructura, paralela a Pemex, de extracción de recursos públicos.

Parece extraño pero no es ninguna coincidencia que, después de 15 años continuos de caída, hoy estemos debatiendo sobre los mecanismos legales e ilegales de captura de la renta petrolera. Sobre los primeros, la discusión es amplia, particularmente porque el más importante de los mecanismos legales, es decir el régimen fiscal de Pemex, permite financiar una parte significativa del gasto público. Los ingresos petroleros en conjunto aportan el 17 % del total de ingresos presupuestarios del sector público. En 2012 ascendían al 40 %.

Es quizá en el segundo punto, los mecanismos ilegales, donde el debate se polariza más, y con razón. Casos alarmantes de corrupción se han ventilado en todos los niveles de la empresa desde hace tiempo. En años recientes ha tomado especial relevancia el robo de combustibles y la forma en que éste se vincula financieramente a las mafias que más daño han perpetrado al país. Pero la pregunta latente sigue siendo, ¿qué cambió en estos años para que las preocupaciones sobre la repartición de la renta petrolera se hayan potenciado así?

Hay un efecto secular y otros coyunturales que encienden las alarmas de vez en vez. Sobre el primero, la dinámica de largo plazo, hay que entender la caída de la producción —a la que se le conoce, en términos técnicos aunque tal vez de forma imprecisa, como declinación—. Ese hecho produce, en presencia de efectos de corto plazo, una caída pronunciada de los precios internacionales del petróleo, y hace que la limitada restricción de recursos se convierta en una limitación sumamente prohibitiva.

Todo esto nos haría pensar que la conclusión inmediata debe enfocarse en atender la deficiencia estructural; es decir, recuperar la producción. Incluso, si el argumento fuera sostenido por quienes se sirven de mecanismos extractivos ilegales, tendría más sentido que esta recuperación se hiciera “al precio que sea”, sobre todo si ese precio se paga con recursos públicos. Sin embargo, lo cierto es que al seguir la lógica de incrementar la producción como meta en sí misma, la capacidad de que los hidrocarburos del subsuelo aporten ingresos al sector público irá agotándose de forma acelerada.

¿Qué caracteriza el proceso de caída en la producción petrolera de México? La respuesta simple es la declinación natural del complejo Cantarell. En un sentido amplio, la declinación se refiere al momento en la vida productiva de un campo petrolero en el que las condiciones de presión reducen el volumen de crudo que se puede extraer. Estas condiciones geológicas, no obstante, se pueden recrudecer si se agregan deficiencias en las capacidades técnicas —premeditadas o no— de los operadores.

En 2004, México produjo un promedio de 3.382 millones de barriles diarios (mbd) durante todo el año; cada día, Pemex extrajo alrededor de 2.136 mbd en el complejo Cantarell. Pero, a partir de entonces, al proceso de declinación de un conjunto de campos petroleros que ya estaban en su etapa madura, se sumó la decisión técnica de administrar la caída de Cantarell inyectando nitrógeno. Aunque fue una decisión fatídica, porque contaminó una parte importante de sus reservas, es probable que estuviera guiada por la dependencia de los ingresos públicos respecto a la renta petrolera. Todo esto solo sería el comienzo.

Mientras tanto, otro de los grandes complejos del país ayudaba a compensar las alarmantes caídas. En los primeros años del colapso de la producción de Cantarell, Pemex incrementó la extracción del complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ), cuya curva de producción llegó a una meseta en 2013. Ese año KMZ aportó 0.863 mbd a la producción total de 2.522 mbd; como referencia, Cantarell redujo dramáticamente su producción a 0.439 mbd. Desde ese momento, ambos complejos han contribuido con poco más de la mitad de la producción total de Pemex, que sin embargo sigue cayendo. Una vez que KMZ llegó a sus niveles máximos dejó de servir como salvavidas.

Después tuvieron lugar dos hitos que no son menores: la reforma energética de 2013, especialmente en cuanto al sector de hidrocarburos; y la caída de los precios internacionales del petróleo en más de 70 % entre 2015 y 2016. El primer hito cambió de forma radical el marco legal del sector y permitió la participación directa del sector privado en la industria de hidrocarburos. El segundo hito condicionó la implementación del primero e hizo que las promesas de esa reforma tuvieran que cumplirse en un entorno menos propicio. Sin embargo, esta caída en precios también cambió los incentivos de Pemex para permitir la entrada de nuevos participantes.

Con la apertura del sector se otorgaron 110 contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos en casi todas las modalidades previstas en la ley; la mayoría, a través de licitaciones abiertas a empresas nacionales y extranjeras en las aguas someras del Golfo de México y en regiones terrestres. También se realizaron procesos de migración diseñados para relajar y modernizar el régimen fiscal de Pemex, algunos de ellos con los socios que la empresa tenía de tiempo atrás y otras por medio de licitaciones abiertas para realizar asociaciones estratégicas, comúnmente conocidas como farm-outs.

Con esto se empezó a lograr un cambio que hasta entonces parecía impensable: una restricción de recursos cada vez más astringente (menor producción y menores precios), que hizo más escasa la renta petrolera, generó los incentivos para que Pemex utilizara las herramientas resultantes de la reforma para incrementar su rentabilidad. La empresa concretó en un periodo de cuatro años un total de ocho procesos de migración que relajaron su carga fiscal; siete los hizo en asociación con empresas privadas, y tres de estos por medio de un proceso de licitación abierta internacional (farm-out), el último en las aguas profundas del Golfo de México.

Se argumenta que el principal error de la reforma energética fue generar una expectativa poco realista sobre su proceso de implementación y, por lo tanto, de la magnitud de sus beneficios y el horizonte de tiempo que habría que esperar para verlos. La apuesta errónea se incrementó al elegir la producción de petróleo como métrica para darle seguimiento al proceso de implementación. De ahí que a medida que los tiempos políticos requirieron sacrificar el largo proceso de implementación de la reforma, la respuesta mayoritaria no fue más que afirmativa.

Desde entonces pasamos de la abrogación de la reforma al retraso de su implementación y finalmente a la cancelación formal de la mayoría de sus mecanismos. Como resultado, se eliminaron diversos beneficios para el país: la oportunidad de diversificar los riesgos del sector, la importancia de que toda la actividad de la industria petrolera no dependiera exclusivamente del presupuesto público y la posibilidad de extraer los recursos prospectivos del país, que en su mayoría se encuentran en aguas profundas y en formaciones no convencionales como Chicontepec.

Podríamos pensar que frente a la cancelación de un plan ambicioso, lleno de riesgos, como la implementación completa de la reforma, el proyecto alternativo propondría al menos los mismos beneficios, aunque el enfoque de planeación fuera distinto. Pero la realidad fue diametralmente opuesta: se optó por frenar la competencia del sector y dotar de mayores recursos públicos a Pemex. Con ello, todas las bondades que por fin habían trasladado al monolito estatal hacia un entorno de mayor exigencia se desvanecían una a una.

Para incrementar el apoyo a Pemex se quemaron casi todas las naves. Se usaron todas las herramientas disponibles en el marco de acción de la política fiscal para darle oxígeno a un proyecto cuestionable que, a fin de cuentas, tenía toda la fuerza del respaldo del gobierno federal. Primero se diseñó un presupuesto generoso para 2019 que ampliaba los beneficios fiscales preexistentes a un mayor porcentaje de su producción. Después vinieron nuevos y agresivos anuncios de reducción a la carga fiscal, que se compensaron con severas restricciones a la ejecución del gasto público del gobierno federal. Como esto no era suficiente para convencer a los acreedores de la deuda, se hizo más espacio para transferirle recursos de la Tesorería de la Federación, que permitieron a la empresa refinanciar una parte importante de su deuda y alejar los fantasmas de insolvencia por unos meses. Al final de año, la incapacidad de Pemex de producir la meta de barriles que estaba en la Ley de Ingresos, además de la severa caída en la actividad económica (alimentada por la incertidumbre generada en su mayoría alrededor del sector energético), ocasionó que se usara cerca del 45 % de los ahorros de largo plazo del gobierno federal que estaban en el Fondo de Estabilización de los Ingresos Presupuestarios.

Con dados cargados, se pensaría que cualquier apostador saldría victorioso. La realidad para Pemex y las finanzas públicas fue muy distinta. En el primer año de la administración de López Obrador, Pemex registró una caída de 7.2 % en su producción promedio. Pero también logró recuperarse de otra fuerte caída, registrada entre diciembre de 2018 (1.728 mbd) y enero de 2019 (1.641 mbd), de tal forma que para diciembre de 2019 Pemex había reestablecido los niveles de finales de 2018 (1.732 mbd). Con todas las herramientas de apoyo, logró recuperarse del tropiezo en el cambio de sexenio. Ante la opinión pública, este hecho se popularizó como la estabilización de la producción petrolera que no se había logrado en décadas.

Sin embargo, el costo en el que se incurrió para conseguir esa recuperación complicó más las perspectivas. Cerca del 70 % vino de un incremento en la producción de Cantarell y KMZ, pero esa sobreexplotación no fue suficiente para evitar que la producción de todo el año se cayera, como no lo fue en los quince años que precedieron a 2019. De hecho, el último dato público que tenemos, de febrero de 2020, muestra que la dependencia en ambos campos maduros ha aumentado, pues en conjunto ahora contribuyen con cerca del 58 % de la producción total. ¿Qué significa esto? Que el riesgo asociado a los factores de declinación ha aumentado y, con ello, la posibilidad de observar una caída más fuerte en el futuro.

Frente a todos estos retos, el último plan de negocios de Pemex nos dio una solución llena de nuevas adversidades: el desarrollo de veinte campos prioritarios y la licitación de contratos de servicios. Ambas medidas giran en torno a Pemex, lo que implica que están supeditadas al marco de acción (y restricción) de los recursos públicos. Sobre los campos prioritarios, hay que añadir sus complejidades de temperatura y presión; aunque son maduros (están en su etapa productiva y pueden aportar producción relativamente rápido), estas complejidades incrementan significativamente sus costos de extracción (más aún si las habilidades técnicas no son las mejores).

A ello hay que sumar las limitaciones de los contratos de servicios. De entrada, sus mecanismos de licitación y adjudicación no atraen a las grandes empresas, sino a empresas menores locales y extranjeras, lo que provoca desventajas en costos de operación y, sobre todo, en capacidad operativa. A diferencia de lo que ocurre con una asociación estratégica, en un contrato de servicios las decisiones clave no se toman por consenso, lo que impacta la rentabilidad de los proyectos. Otra preocupación es su transparencia, pues no son contratos públicos cuyos flujos, actividad, participación y demás estén bajo escrutinio —en contraste con todos los contratos que administra el organismo regulador del sector, la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que pueden consultarse de forma abierta.

Por otra parte, la industria petrolera global, en las últimas décadas, ha transitado a la extracción de formaciones geológicas cada vez más complejas, sin olvidar los procesos de extracción en aguas profundas y ultraprofundas, el auge del aceite de lutitas en Estados Unidos, las arenas bituminosas de Canadá o la región de Presal en Brasil. Los ejemplos de este tipo de formaciones son cuantiosos porque el fenómeno, insisto, es mundial.

Ante esa tendencia, nuestros instrumentos nos arrojan al pozo de las vulnerabilidades. El marco legal vigente, que resultó de la reforma energética, permite que el riesgo del sector de hidrocarburos no se enfrente exclusivamente con recursos públicos, pero no hay en la agenda una señal de que se abandonará el dogma de no permitir mayor participación privada en el sector. Si a esto le sumamos las herramientas que contempla Pemex para incrementar su producción y compensar la declinación de sus campos maduros, la combinación dinamitaría la posibilidad de ver un incremento sostenido y sostenible de la producción petrolera del país.

La debacle en salud sobrevino en este escenario nada alentador. De cara a la emergencia global por el Covid-19 y el colapso de las actividades productivas en todo el mundo, se registró una caída severa en los precios internacionales del petróleo. Con ello, se redujo de forma drástica la liquidez de todas las empresas petroleras, empezando por las que enfrentan costos de extracción mayores.

A raíz de las primeras caídas en los precios, la mayoría de los campos prioritarios se volvieron inviables, es decir, el precio de venta de un barril de petróleo producido en estos campos cayó por debajo de su costo de extracción. Lejos de recular y evaluar alternativas sobre sus planes de producción, Pemex y el gobierno federal se mantuvieron firmes en su postura de incrementar la producción. Sin embargo, ante los intentos fallidos entre productores miembros de la OPEP y algunos aliados de restringir la producción mundial, los precios continuaron su ruta de derrumbe.

En estas circunstancias, y en medio de la grave situación global, los principales países productores han insistido en contener el impacto negativo en los precios debido a la menor demanda, es decir, como resultado de la caída en la actividad económica global, se contrajo a su vez el consumo de petróleo, se estima que en cerca de 35 millones de barriles diarios. Por ello se requieren medidas extraordinarias de reducción en la producción mundial: para que esto impulse de alguna forma los precios al alza. La realidad es que los recortes tendrían que ser de una magnitud análoga a la reducción de las ventas —muy por encima del recorte propuesto actualmente, de diez millones de barriles diarios.

Para entender el valor de las alternativas frente a esta situación internacional, y la obviedad de la decisión por la que deben optar las autoridades, hagamos cálculos que se pueden replicar en una servilleta. La Secretaría de Energía ha divulgado una cifra de producción en marzo de 1.743 mbd. En ese mes, el precio de la mezcla mexicana promedió 23 dólares por barril (dpb), por lo tanto, en marzo el valor de la producción fue de 1.242 millones de dólares. Producir ese mismo nivel al precio promedio de abril (15 dpb), implicaría un valor de producción superior a 784 millones dólares. Sin embargo, implementar el recorte de 0.4 mbd que proponen la OPEP y sus aliados —el cual llevaría la producción a 1.343 mbd—, también ayudaría a que los precios se recuperaran. Con este nivel de producción, si se utiliza al precio promedio de marzo de 23 dpb, el valor de la producción sería 926 millones dólares, o superior a los 1 813 millones de dólares si el precio regresa a su nivel promedio de febrero de 45 dpb.

Si la decisión estuviera guiada por motivaciones económicas, la elección definitiva debería maximizar el valor de la renta petrolera. La resistencia a disminuir los niveles de producción revela que la interpretación canónica de incrementar la producción, con el objetivo de resolver los problemas estructurales de Pemex, puede ser notoriamente nociva si se abstrae del contexto. Cuando el gobierno decidió restringir la participación de otras empresas en el sector, trasladó casi la totalidad del riesgo al interior de las finanzas públicas.

Se ha renunciado a la participación de otros actores, se han incrementado los riesgos de la operación de Pemex y ha crecido el monto de los apoyos que la empresa puede requerir del gobierno federal. Para obtener un barril de petróleo ahora se necesita más dinero público en el proceso, para adquirir y desarrollar tecnologías innovadoras, con la condición de que Pemex pueda implementar las mejores prácticas. En síntesis, al prescindir de la participación de otras empresas, también se abandona la posibilidad de compartir presupuestos y la capacidad de recurrir a habilidades gerenciales claves para la ejecución de todas estas tareas.

En medio de las adversidades, Pemex y el gobierno federal tendrán que enfrentar las consecuencias de la estrategia seguida en 2019. El año pasado se agotaron muchas de las salvaguardas al alcance del gobierno federal, al grado de que dispone de herramientas muy limitadas frente a la emergencia sanitaria; pese a ello, se anunció una reducción de la carga fiscal de Pemex a costa de lo demás.

Mientras más obstinada sea la estrategia de optar por el petróleo y abandonar la reactivación de la economía con recursos públicos, la realidad se impondrá de forma más avasalladora. La caída en la actividad económica colapsará la recaudación, sobre todo si la respuesta fiscal continúa siendo tan tímida. Aunado a esto, una menor renta petrolera —ya sea por inmovilidad o negligencia— comprometerá el cumplimiento de las metas de déficit y deuda del presidente López Obrador.

Una regla crucial del análisis económico dice que los fines son múltiples pero los recursos son escasos. La estrategia actual del gobierno demostrará que basta un fin draconiano en sí mismo para que la escasez convierta en herrumbre el proyecto del sexenio.

 

Víctor Gómez Ayala
Subdirector de Análisis Económico en Finamex Casa de Bolsa, donde se especializa en análisis de política fiscal y energética. Desde hace cinco años es profesor de macroeconomía avanzada en el ITAM.

 

3 comentarios en “Pemex puede ser la palanca que haga caer al proyecto nacional

  1. Los números parecen claros, la verdad es incompresible la obstinación de la administración actual en su apuesta al petroleo, lo mas dramático del caso es que si su apuesta no resulta será el país completo el que va a sufrir las consecuencias. No se ve que el gobierno vaya cambiar su punto de vista, no parece haber mas opción que esperar lo peor :( :(

  2. Hola buen día, antes me alegro mucho saber que mexicanos tan bien preparados estuvieran al frente del país a partir de 1982, pero hoy estoy convencido que no basta estudiar en las mejores universidades para ser un buen gobernante, tu análisis no comprende lo que pemex representa para México y hay que rescatarlo de las garras del mercado, no importa que no ganemos dinero por un tiempo, luego llegará una etapa de renacimiento tecnológico y económico no nadamas para pemex también para todas las cadenas productivas del país, por ahora lo que importa es liberarnos del mercado voraz

  3. El Mexicano paga la gasolina, el gas y la electricidad mas cara de Norteamérica teniendo el salario mas bajo de Norteamérica.
    Toda industria administrada y regulada por el gobierno siempre sera ineficiente. Vean la industria de las armas en Mexico el gobierno se apoderó de esa industria y ahora importamos armas y municiones de otros países. Nada mas hay una tienda de armas en Mexico. Mexico no a creado mas que un fusil horrible con un diseño obsoleto por el cual no ha ganado ni un peso. Por eso Mexico sera Mexico y los países donde las regulaciones petroleras no han cambiado por años seguirán desarrollando la industria de hidrocarburos por medio de la invención y eficiencia del sector privado.