evaluacion camara de diputados

Cuaderno 4

EVALUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO

EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009

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Contenido

Introducción……………………………………………………………………………………………………………

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Sección Primera: EL SUBSECTOR PETROLERO…………………………………………………………..... 9 4.1. Evaluación del modelo general de negocios………………………………………………………………...

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4. 1.1. Tendencias internacionales en la gestión de la industria petrolera…………………………….... 9 4.1. 2. Evaluación general del modelo actual de gestión de Pemex……………………………………... 11 4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex………………………………………………………… 12

4.2.1. El entorno internacional de los ingresos petroleros……………………………………………….. 12 4.2.2. Dinámica de los ingresos y precios de petróleo………………………………………………….... 15 4.2.3. Costos operativos y de administración……………………………………………………………… 17 4.2.4. Rentabilidad operativa antes de impuestos y derechos…………………………………………… 20 4.2.5. Costo fiscal: Impacto de impuestos y derechos……………………………………………………. 21 4.2.6. Utilidades netas: antes y después del costo fiscal………………………………………………... 23 4.2.7. Desempeño del pasivo y del capital contable……………………………………………………... 25

4.3. Problemas estructurales de Pemex y riesgos fiscales…………………………………………………….. 26 4.3.1. Dependencia de los ingresos petroleros……………………………………………………………. 26 4.3.2. Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA…………………………………………… 29 4.3.3. Pasivos laborales…………………………………………………………………………………….... 33 4.3.4. El activo petrolero de Chicontepec………………………………………………………………….. 34 4.3.5. Declinación de la producción y las reservas………………………………………………………... 36 4.3.6. Importación y quema de gas…………………………………………………………………………. 39 4.3.7. Refinación de petróleo………………………………………………………………………………… 41 4.3.8. Evolución de la producción de petroquímicos……………………………………………………… 45 4.3.9. Contrato de servicios incentivados……………………………………...…………………………… 46 4.3.10. Importación de gasolinas y política de precios…………………………….……………………… 47 4.4. Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex…………………………………………………….. 50

4.4.1. Vehículos financieros………………………………………………………………………………….. 50 4.4.2. Régimen fiscal sobre hidrocarburos…………………………………………………………………. 51

4. 5. Evaluación de la inversión de Pemex……………………………………………………………………….. 54

Sección Segunda: EL SUBSECTOR ELÉCTRICO………………………………………………………...…. 57 4.6. El consumo de energía eléctrica en México………………………………………………………………… 57 4.7. Generación nacional de energía eléctrica………………………………………………………………….. 58 4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica……………………………………………. 60 4.9. Programas de inversión en infraestructura…………………………………………………………………. 62

4.9.1 Inversión financiada……………………………………………………………………………………. 63 4.9.2 Inversión presupuestal……………………………………………………………………………….... 65

4.10. Pérdidas de energía eléctrica…………………………………………………………………………….... 66 4.11. Balance financiero del sector eléctrico…………………………………………………………….……… 67 4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro…………………………………………………………………… 70 Sección Tercera: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………… 75 ANEXOS……………………………………………………………………………………………………………… 83Abreviaturas…………………………………………………………………………………………………………. 93Glosario de términos………………………………………………………………………………………………… 95Referencias………………………………………………………………………………………………………….. 99

SECTOR ENÉRGETICO

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Evaluación de la Cuenta Pública 2009

Cuaderno 4 Sector Energético

Introducción

La evolución de la industria petrolera de los últimos años tiene incluido un componente de elevada volatilidad, imprimido fundamentalmente por la variabilidad de los precios internacionales de los hidrocarburos, en particular el precio del petróleo, que responde al desempeño de la oferta y demanda de energéticos pero también a amplios márgenes de especulación promovidos por los principales bancos de inversión que intercambian opciones de compra venta en el mercado de futuros petrolero. Es difícil precisar en qué magnitud influye esto último sobre el comportamiento de los precios del petróleo pero de acuerdo con algunos analistas el contenido especulativo podría variar de 35% hasta poco más de 60%, pero en definitiva el crecimiento de la economía, la cantidad de inventarios de las agrupaciones petroleras –OPEP por ejemplo-, los “paros” técnicos de las principales refinerías a nivel mundial y variaciones en la demanda por cuestiones climáticas explican en su conjunto la evolución de los precios internacionales. Después de una contracción de dos años consecutivos en el consumo petróleo crudo podría esperase de acuerdo con los analistas un repunte para 2010 de entre 75 y 85 dólares por barril en el precio de referencia WTI1, en 2008 se había ubicado en 99.6 dólares por barril y 61.7 dólares por barril en 2009.

A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron caídas durante 2009, el precio del crudo disminuyó 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gas natural 13.8%, situación que se convierte en el factor principal que condujo a una disminución prácticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de las empresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. Así, respondieron de la misma forma las ventas domésticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresos operativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En los indicadores operativos, la producción reportó un descenso de 2.6%, el volumen

1 BNP Paribas, OPEP, Ibersecurities, Bank of America; incluso la Energy Information Administration (EIA) que es la oficina oficial del gobierno de EUA sobre estadísticas de energía pronostica aumento en ese rango. Una mayor demanda esperada de petróleo, las restricciones a la producción de la OPEP y los mayores flujos de inventarios son argumentos para pronosticar un aumento de alrededor de 20%.

SECTOR ENERGÉTICO

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consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, las reservas probadas solo aumentaron 0.05% y la capacidad de refinación 2.2%2 .

Al revisar los indicadores de la industria petrolera mexicana, se destacan aspectos como el descenso de las ventas de hidrocarburos de 20.8% en términos reales siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. El volumen de producción continuó cayendo desde 2004 y alcanzó los 2.6 millones de barriles diarios de petróleo crudo, debido a la caída que viene sufriendo Cantarell el que hasta 2008 fuera el principal activo, ahora substituido por el KMZ. Las reservas probadas sufrieron también un descenso al reportar 10.4 mil millones de barriles de petróleo crudo y las de gas natural continuaron con su caída.

El comercio exterior de petrolíferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%) pero no fue tan pronunciado en volumen, 12.7% las exportaciones de petróleo crudo y 6% las importaciones de petrolíferos y la balanza comercial continuó siendo superavitaria. La capacidad de refinación se mantuvo sin cambios por más de veinte años, debido a los bajos niveles de inversión destinados al Sistema Nacional de Refinación, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguración de las seis plantas existentes.

Los contrastes respecto de otras empresas petroleras son muy marcados principalmente respecto de las inversiones destinadas a desarrollo tecnológico, a exploración y explotación, a infraestructura básica y de procesos de transformación, a la recomposición de las cadenas de valor y a la restitución y aumento de las reservas de hidrocarburos. La parte financiera de Pemex presenta dos imágenes contrapuestas: por una parte, una industria con ventas crecientes principalmente exportaciones de petróleo crudo con márgenes operativos en descenso pero incluso superiores a muchas de las empresas petroleras del mundo y una rentabilidad operativa de 5 puntos del producto interno bruto. No obstante, después de impuestos y derechos la empresa más importante del país está en quiebra técnica, debido a que el gobierno federal extrae de Pemex en cobro de impuestos y derechos 128 % de su rendimiento de operación, generándole pérdidas netas recurrentes, un patrimonio negativo y una acumulación creciente de pasivos que no se compara con ninguna otra empresa petrolera.

El sector eléctrico nacional (SEN), por su parte, presenta un desempeño de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generación de electricidad que crece a una TMA de 4.5% en los últimos nueve años pero la demanda interna solo aumenta 2.8%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los últimos años. Es decir, el SEN que hasta 2009 se integraba por la CFE, LFC y los Productores Externos de Energía (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de

2 BP Statistical Review of World Energy. BP, Junio de 2010.


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desocupación o subutilización de su planta productiva. Con la liquidación de LFC, aumentará el índice de subutilización de la infraestructura generadora de energía eléctrica del servicio público y podría ser utilizada por los PEE. El sector eléctrico mexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privados constituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: a este segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores de electricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país. Mientras que el servicio público, CFE y LFC, solo aumento su capacidad de generación en 0.9% a TMAC, los PEE la incrementaron en 19.3%, entre 2000 y 2009.

Son los Productores Independientes de Energía (PIE’s), bajo el esquema financiero PIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación de electricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y los usos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de la capacidad de la CFE. A Mayo de 2010, la CRE autorizó USD 29 mil millones de inversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en la modalidad de ciclo combinado. Las licitaciones fueron adjudicadas a empresas extranjeras españolas, francesas, canadienses, japonesas, entre otras, y la electricidad que generan se la venden a CFE a precios que son muy superiores a las tarifas que el servicio público de energía aplica a sus usuarios; parte de esa energía era transferida por la CFE a LFC con una sobretasa generándole costos operativos adicionales. Los permisionarios independientes (PIE´s), tienen asegurado contractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años, utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumento en las tarifas eléctricas ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFC será cubierta por estos permisionarios privados.

A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos de ocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del servicio público; los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversión privada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente y ser casi absoluto. Se insiste recurrentemente que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, lo que ocurre es que tanto CFE como LFC han venido trabajando con costos operativos elevados por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionarios privados, esos costos son los que se subsidian con transferencias presupuestales, reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales.

Se requiere, en consecuencia, un diagnóstico profundo y serio de la problemática que enfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidad de actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigente prohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización y suministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una función suprema en la transparencia de los mecanismos utilizados por el gobierno federal en estas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables que se producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y el impacto que generan para el propio desarrollo económico del país. Se requiere, adicionalmente, configurar y diseñar una política energética de largo plazo que brinde

SECTOR ENERGÉTICO

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seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversión que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energéticos de los consumidores nacionales.

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SECCIÓN PRIMERA EL SUBSECTOR PETROLERO

La industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quizá uno de los de mayor relevancia lo sea la reconstitución, estabilización e incremento de las reservas de petróleo crudo y gas que deberá tener como basamento principal un programa de inversión de largo plazo para atender los activos maduros en declinación y para enfocarlo hacia nuevos de exploración en aguas someras y en aguas profundas. El agotamiento de las reservas de hidrocarburos podría ser el preámbulo de una nueva era de la industria del petróleo donde la extracción adicional estará enmarcada en un contexto de costos de producción mucho más altos que los actuales.

4.1. Evaluación del modelo general de negocios

Ubicar el contexto de desempeño de Pemex dentro de los modelos de gestión de la industria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican su crecimiento y las estrategias implementadas en la orientación endógena, exógena o ambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entorno de globalización de la industria petrolera. Así, se revisan brevemente las particularidades de los modelos atomizado, combinado o mixto e integrado, cualquiera de ellos presenta fortalezas pero también debilidades y su aplicación depende de la naturaleza de la propiedad de la empresa, privada, nacional y estatal, del tipo de bien que se privilegia promover petróleo crudo, gas natural y/o otros petrolíferos, el desarrollo de la tecnología en procesos de transformación y/o de exploración y producción, incluso el grado de integración de las cadenas de valor y la orientación de mercados.

4.1.1 Tendencias internacionales en la gestión de la industria petrolera

Las tendencias internacionales recientes de la gestión de la industria petrolera, plantean los siguientes modelos:

Modelo atomizado. Este modelo se basa en la rentabilidad relativa que ofrece cada uno de los procesos de la industria petrolera. La idea subyacente es que la eficiencia microeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización, finanzas y planeación) realizado de manera autónoma e independiente conduce a una eficiencia global del sector. Este modelo de gestión de la industria petrolera favorece esquemas de asociación Público-privado.

El modelo atomizado de gestión para la industria petrolera fue adoptado por numerosos países en los años 80´s cuando se pensó que las tendencias globalizadoras favorecían la fragmentación de las grandes empresas productivas y el auge del outsourcing.

SECTOR ENERGÉTICO

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MixtoIntegralAtomizado

‐ Racionaliza la eficiencia microeconómica de cada proceso (producción, refinación y comercialización), lo que beneficia una gestión global adecuada.

‐ Desburocratiza la gestión de Pemex.

‐ La maximización de los ingresos públicos de corto plazo invalida el seguimiento de una estrategia industrializadora basada en la relevancia económica del petróleo.

‐ Con la racionalización de la eficiencia microeconómica de los procesos, podría perderse la racionalidad estratégica o global generando ineficiencias sectoriales.

‐ Genera duplicidad de acciones y actividades.

‐ Intenta operar una racionalidad estratégica basada en un enfoque económico global en la que es central el papel de la industria petrolera.

‐ Integra los procesos, de producción, refinación y comercialización, como uno sólo, y se basa en un modelo de industrialización para el país

‐ Genera un cuerpo burocrático.‐ Al proponer una visión de Estado, puede perder de vista la racionalidad micro de la gestión, generando ineficiencias burocráticas.

‐ Intenta operar una racionalidad estratégica parcial de los procesos.

‐ Intenta limitar la burocratización de la gestión.

‐ Busca darle sentido y coherencia a los procesos de racionalidad micro, sin descuidar la racionalidad macro.

‐ Es parcialmente burocrática.

MODELO

VENTAJAS

DES‐VENTAJAS

Modelo integrado. Este modelo se basa en asegurar el abastecimiento nacional y la integración de la industria desde la extracción del crudo hasta la petroquímica. Busca aprovechar economías de escala. El modelo integrado favorece la visión global estratégica y reconoce el papel central geopolítico y económico que tiene la industria petrolera.

Modelo combinado o mixto. Este modelo aspira a utilizar lo mejor del modelo atomizado y lo mejor del modelo integrado.

Desde 1989, el gobierno mexicano se orientó a adoptar el modelo atomizado en la gestión de Pemex, para lo cual segregó los distintos procesos que van de la extracción y refinación a la comercialización. El gobierno procuró desintegrar la refinación y la petroquímica básica, para concentrarse en la producción de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroquímicos.

Sin embargo, en el contexto de un debate intenso que condujo a la aprobación de la reforma del sector petrolero en 2008, el gobierno asumió el compromiso de crear una nueva refinería, que está en proceso de construcción en el estado de Hidalgo, evento relevante que reorienta la conducción de Pemex parcialmente hacia el modelo de gestión mixto.

Figura 4.1 MODELOS DE GESTIÓN PETROLERA

Las tendencias internacionales más recientes indican que la gestión petrolera ya sea conducida por el sector privado (Estados Unidos) o por el sector público (Rusia), tiende a favorecer el modelo integral.

La tensión que genera el relativo estancamiento de las reservas petrolíferas en el mundo, y la mayor importancia desde la guerra de Irak que otorgan los gobiernos a las cuestiones geopolíticas incluyendo las de seguridad nacional, están promoviendo una mayor injerencia de los gobiernos en el control del petróleo.


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Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar el petróleo como instrumento de política anticíclica, en virtud de que la inversión a gran escala en el sector es detonadora de inversión privada, generando empleos e impulsando a la economía.

Los grandes países productores de petróleo (Rusia, Arabia Saudita, Venezuela, China), se han orientado hacia la aplicación del modelo integral añadiendo a su papel tradicional como productor de crudo, los procesos de refinación y petroquímica.

El abandono gradual del modelo atomizado, descarta la idea de que la desintegración de la industria es el camino natural y único hacia la modernización. Por otro lado, la adopción creciente del modelo integral por distintos gobiernos obedece a razones objetivas del entorno internacional.

La adopción del modelo atomizado por Pemex, se dirigió a consolidar una fuente de ingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como una empresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modelo atomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivo y tecnológico, así como la descapitalización de Pemex.

En este contexto, la ASF, como ente evaluador de desempeño, no ha investigado el modelo de gestión petrolera más apropiado para el país, lo cual podría implicar el rediseño estratégico de la paraestatal.

4.1.2 Evaluación general del modelo de gestión de Pemex

El modelo atomizado de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicó una reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue dividida en cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efecto positivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.

No obstante, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión de largo plazo. Pronto se hizo evidente que la división en cuatro subsidiarias generó duplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó los costos y propició una estructura burocrática pesada.

Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en la asignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiaria adquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; se cuestionó por ejemplo, la viabilidad de las refinadoras, sin pensar en el valor agregado como un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de las refinadoras.

La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, se orientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingreso fiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sin considerar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largo plazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresas petroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas.

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Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su aplicación no toma en cuenta el desarrollo global armónico de la producción, la refinación y la comercialización, ni considera el potencial energético de la industria en el mediano y largo plazo.

La política de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnológicos, que sólo tienen sentido con una visión global en virtud de que su rendimiento sólo se aprecia en el largo plazo.

Esta política segregada de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinación, y en petroquímica por ejemplo. El resultado es la implantación de precios elevados de la energía que tornan poco competitiva a la economía industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados.

4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex

Durante el ejercicio fiscal de 2009, la industria petrolera sufrió el impacto del colapso de los precios internacionales del petróleo, cuya contracción se aceleró por una menor demanda en el consumo de energéticos a nivel mundial cuyo origen fue promovido por la crisis regulatoria del sector financiero en 2008.

4.2.1 El entorno internacional de los ingresos petroleros

En 2009, una muestra de once empresas productoras de petróleo crudo y gas entre las que figuran las más grandes por el tamaño de sus activos, reportaron una caída de sus ventas de 33.5%, las más afectadas fueron: Royal Dutch de Holanda, BP de Reino Unido, Exxon Mobil, Chevron y Conoco Phillips de EUA. Los ingresos de Petróleos Mexicanos sufrieron una caída de 17.8%, en todos los casos el común denominador fue el descenso de los precios internacionales del petróleo provocado por la contracción de la demanda mundial del energético.

Figura 4.2

458.4

365.7

477.4

156.3

118.3

226

273246.2

98.2 93.5 85.9

285.1

246.1

310.6

149.1

91.9

160.7 171.6152.8

80.7 80.1

0

Royal Dutch Shell

BP Exxon Mobil

Pertrochina Petrobrás Total Chevron Conoco Phillips

Pemex Statoil Repsol YPF

2008 2009

INGRESOS TOTALES PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERASMiles de millones de dólares

Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.


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Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por las empresas productoras de petróleo son las utilidades obtenidas antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización, mejor conocido por sus siglas en inglés EBITDA y que permite medir la capacidad de las empresas para endeudarse o para enfrentar sus compromisos financieros y que adicionalmente da cuenta de la robustez financiera de la empresa. El EBITDA3 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de la caída en sus ventas totales, adquiere una posición inmejorable en su comparativo internacional, lo que es producto del elevado costo fiscal –impuestos y derechos-, el oneroso servicio de la deuda, incluida la amortización de pasivos y el impacto de la depreciación de activos no incluidos en el concepto EBITDA y que resultan muy superiores a los del resto de las empresas petroleras revisadas.

Es evidente, que los ingresos generados para cubrir el costo fiscal de Pemex que ascendió a 40.5 miles de millones de dólares en 2009 detonaron las pérdidas netas de la paraestatal por poco más de 7 miles millones de dólares, cuando ninguna de las empresas de la muestra reportaron pérdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, la empresa noruega, con 16.7 miles de millones de dólares de ingresos para pago de impuestos y derechos fue la segunda en importancia en este rubro, no obstante, su carga fiscal representó 53% del EBITDA generado mientras que en Pemex este indicador significó 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventas totales de Pemex en más de tres veces, mostraron cargas fiscales muy inferiores.

Figura 4.3

5.7 11.9 12.1 9.6

13.5 14.5 9.3 12.1

7.2 9.3 5.2

40.5

15.1 8.4 11.1 4.9

8.3 16.7 8.0

5.2 5.1

1.6

9.0

5.5

1.1 1.9 0.8

‐2.8

2.3

0.0

1.3 1.3

‐0.9 ‐7.0

19.3

16.6 12.1 15.1

12.5 3.2 10.5

15.5 4.9

2.2

PEMEX EXXON MOBIL

BP TOTAL PETROCHINA ROYAL DUTCH SHELL

STATOIL CHEVRON PETROBRAS CONOCO PHILLIPS

REPSOL YPF

EBITDA Y SUS COMPONENTESMiles de millones de dólares

Depreciación y Amortización Impuestos Costo neto beneficio empleados Utilidad Neta

48.151.8

8.1

34.7

20.5

29.230.631.532.534.3

38.2

Fuente: UEC con información de Hoovers.

3 El EBITDA es una medida no contemplada en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados (PCGA). Se presenta porque PEMEX considera que es una medida financiera de su habilidad para pagar el servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada.

considerados como deuda por los mercados financieros.

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Pemex, con un régimen fiscal equivalente al del promedio de las empresas de la muestra de 56.53% de los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, podría haber generado una utilidad neta de 15 mil millones de dólares muy similar a la registrada por las grandes petroleras. Lo que sería de gran beneficio para fortalecer el débil capital de la empresa e incrementar sensiblemente los niveles de inversión.

Cuadro 4.1

Ventas totales

Costo de ventas

Rendimiento Bruto

Margen Bruto

%

Gastos administrati-tivos y gene-

rales

Depreciación y

Amortización

Ingresos operativos

CIFUtilidades antes de

impuestosImpuestos EBITDA

Utilidad Neta

SUMA 1,799.1 1,201.3 598.0 33.2 118.4 110.3 232.2 82.4- 232.8 124.9 359.5 105.1 EXXON MOBIL 310.6 211.8 98.8 31.8 14.7 11.9 34.8 -34.8 34.8 15.1 51.8 19.3ROYAL DUTCH SHELL 285.1 228.4 56.8 19.9 17.4 14.5 21.0 -2.0 21.0 8.3 32.5 12.5BP 246.1 190.7 55.4 22.5 14.0 12.1 26.4 0.9 25.1 8.4 38.2 16.6CHEVRON 171.6 99.7 72.0 41.9 4.5 12.1 18.5 -17.6 18.5 8.0 30.6 10.5TOTAL 160.7 101.8 58.9 36.6 26.7 9.6 21.3 2.5 23.5 11.1 34.7 12.1CONOCO PHILLIPS 152.8 112.8 40.1 26.2 1.8 9.3 10.0 -15.5 10.0 5.1 20.5 4.9PETROCHINA 149.1 72.1 77.1 51.7 19.2 13.5 21.0 -19.2 20.5 4.9 34.3 15.1PETROBRAS 91.9 49.3 42.6 46.4 7.7 7.2 21.9 -1.0 22.1 5.2 29.2 15.5PEMEX 80.7 41.5 39.1 48.5 7.4 5.7 31.7 1.8 33.5 40.5 48.1 7.0- STATOIL 80.1 48.1 32.0 40.0 1.8 9.3 20.9 1.8 19.8 16.7 31.5 3.2REPSOL YPF 70.3 45.1 25.2 35.8 3.0 5.2 4.7 0.7 4.0 1.6 8.1 2.5Fuente: UEC con información de Hoovers y estados financieros de las empresas.

RESULTADOS FINANCIEROS DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009Miles de millones de dólares

Con relación a la deuda de Pemex, su saldo al 31 de diciembre de 2009 es la más elevada de las empresas petroleras de la muestra tanto en su saldo monetario que acumuló 46.8 miles de millones de dólares como en su relación a pasivo total que fue de 45.3%. Solamente Petrobras la superó en monto con un saldo de 57.1 miles de millones de dólares, pero su apalancamiento financiero –deuda/pasivo- fue de solo 25.8%.

Figura 4.4 INGRESOS Y DEUDA: PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 100 200 300 400Ingresos totales (mmd)

Deu

da/pasivo

total

Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.

Exxon Mobil

Statoil

Petrochina

Conoco PhillipsPetrobras

TOTAL

PEMEX

BP

Royal Dutch

Chevron

Repsol YPF


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4.2.2 Dinámica de los ingresos y precios del petróleo

En 2009, las ventas totales de la paraestatal disminuyeron 20.8% en términos reales respecto de 2008 siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%.

De acuerdo con información de Petróleos Mexicanos4, la dinámica de los ingresos indica que es una empresa rentable tanto por sus ventas en el mercado nacional que muestran una TMARC de 4.4%, en 1997-2009, como por el crecimiento de sus exportaciones que fue de 7.2% en el mismo periodo. A pesar del aumento real del costo de ventas (10.4%), el rendimiento bruto refleja cifras sólidas lo que se manifiesta en el elevado margen de operación.

Cuadro 4.2

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Ventas totales 269.5 265.7 345.0 478.7 457.4 514.8 625.4 799.4 928.5 1,103.5 1,136.0 1,329.0 1,089.9

En el país 165.3 184.8 226.1 292.9 303.9 336.1 387.2 464.0 505.1 567.3 592.0 679.8 596.4

De exportación 98.7 72.2 108.7 175.4 141.5 178.8 238.2 335.4 423.5 535.1 542.9 644.4 488.3

Ingresos por servicios 5.5 8.8 10.2 10.4 12.1 nd nd nd nd 1.1 1.1 4.8 5.9

Costo de ventas 79.7 93.2 113.5 153.1 165.3 168.8 207.1 272.9 361.2 418.3 460.7 654.0 561.1

Rendimiento bruto 189.8 172.5 231.5 325.6 292.1 346.0 418.3 526.5 567.3 685.3 675.4 674.9 528.8

Margen bruto % 70.4 64.9 67.1 68.0 63.9 67.2 66.9 65.9 61.1 62.1 59.5 50.8 48.5

Gastos generales 20.8 27.3 32.0 39.6 41.6 50.4 50.7 56.1 68.7 81.0 84.9 103.8 100.5

Gastos de distribución 7.4 9.6 10.9 12.6 13.6 16.0 15.5 18.2 21.9 24.9 24.8 34.0 31.9

Gastos de administración 13.4 17.7 21.1 27.0 28.0 34.4 35.2 37.9 46.8 56.1 60.1 69.8 68.7

Rendimiento de operación 169.0 145.3 199.6 286.0 250.5 295.6 367.6 470.4 498.8 604.3 590.4 571.1 428.3

Otros ingresos netos 1.5 2.1 4.7 5.3 6.7 5.6 nd 11.5 11.8 61.2 83.0 198.0 40.3

Resultado integral de financiamiento 0.9 2.9 7.2 6.7 13.1 6.2 30.7 7.3 4.5 23.9‐ 20.1‐ 107.5‐ 15.3‐

Rendimiento antes de impuestos y derechos 167.4 140.3 187.7 274.1 230.7 289.4 339.8 474.6 506.1 651.7 659.0 659.6 452.0

Impuestos, derechos y aprovechamientos 159.5 151.9 208.8 293.8 263.5 314.0 382.5 490.1 580.6 604.8 677.3 771.7 546.6

% del rendimiento antes de impuestos y der 95.3 108.3 111.2 107.2 114.2 108.5 112.6 103.3 114.7 92.8 102.8 117.0 120.9

% del PIB 5.0 3.9 4.6 5.6 4.8 5.2 5.1 5.7 6.3 5.8 6.0 6.4 4.6

Rendimiento neto 8.0 11.6‐ 21.2‐ 19.7‐ 32.8‐ 24.6‐ 40.6‐ 11.5‐ 11.8‐ 47.0 18.3‐ 112.1‐ 94.7‐

EBITDA 177.8 140.7 214.3 298.1 ‐ 207.0 317.0 514.6 595.7 813.0 833.7 969.6 649.8

Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.

ESTADO DE RESULTADOS DE PETRÓLEOS MEXICANOSMiles de millones de pesos

Después del extraordinario excedente petrolero generado en 2008, por cerca de 14 mil millones de dólares, exclusivamente por exportaciones de petróleo crudo, en 2009 el diferencial entre el precio de referencia estimado en el PEF y el observado fue negativo, es decir, no se generaron excedentes petroleros por exportaciones. El diferencial a favor del gobierno federal en el precio de la mezcla había sido en 2008 de 36.4 dólares por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6dpb en contra, lo que implicó que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones de dólares.

4 Información construida en base a estados financieros, informes anuales, anuarios estadísticos de los años que se incluyen de Petróleos Mexicanos.

SECTOR ENERGÉTICO

16

El modelo de estimación del precio de referencia de la mezcla de exportación, nuevamente erró la proyección igual como lo hiciera en los ejercicios fiscales anteriores, nada más que ahora propiciando un faltante de recursos. El excedente de 2008 podría haber cubierto sobradamente ese déficit no obstante cuando se reportan excedentes tan elevados la reasignación de los mismos da origen al uso discrecional y disminuye en consecuencia los esfuerzos de la transparencia.

Figura 4.5

18.6

21.5

24.8

31.1

42.7

53.2

60.7

85.4

57.4

18.0

15.5

18.4

20.0

27.0

36.5

42.8

49.0

70.0

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

PEF Observado

Fuente: UEC con información del PEF y de la SHCP.

EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEODólares por barril de petróleo crudo

El ejecutivo federal en el ejercicio de 2009, ejerció los derechos de cobertura sobre riesgos petroleros que anualmente ha comprado y que ahora producto de la sobreestimación del precio de referencia podría utilizar. En principio la SHCP había anunciado que obtendría un beneficio de de 9,553 millones de dólares5 si el precio de la mezcla en promedio se ubicara por debajo de los 70dpb estimado, al cerrar el año el precio reportado fue de 57.4dpb. Sin embargo, en una nota escueta informaría que las coberturas ejercidas por la baja en los precios de la mezcla habían sido de solo 5 mil millones de dólares. Debe señalarse, que se desconocen los términos en los que la SHCP negocia y estructura la adquisición de las coberturas petroleras y las licitaciones para seleccionar a los bancos de inversión participantes.

La SHCP determinó que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2009 se ubicaría en 70dpb, tal estimación fue producto de haber aplicado la fórmula para calcular los precios del energético que quedó establecida en el artículo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP señala que dicha fórmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el cálculo del límite superior de este parámetro, dotando de transparencia al método de estimación6.

Debe destacarse, que la precisión de la estimación es factor crítico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de

5 Cobertura de ingresos petroleros del gobierno federal para 2009. SHCP, noviembre de 2008. 6 Criterios Generales de Política Económica para 2009, SHCP.


17

Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Debe señalarse, que dicha fórmula ha resultado totalmente inapropiada para una estimación más o menos certera del precio de referencia, debido a que la metodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades7, por lo que desvirtúa totalmente la predicción. Por lo anterior, dicha fórmula requiere ser revisada y transparentada ya que la metodología seguida no cumple con los parámetros que permitan realizar una estimación objetiva y al depender de una base histórica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyección y precios de futuros muy estables, no incorpora las volatilidades abruptas de corto plazo del precio internacional que son las que en mayor medida influyen sobre la evolución de los precios.

Con relación a la dinámica mostrada por los precios históricos de la mezcla de exportación, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los precios internacionales tuvieron los niveles más altos: el primero fue en 1980 cuando la mezcla mexicana movido por su precio de referencia el WTI alcanzó 82.2 dólares a precios de 2009 y el más reciente de 2008, de 85.4 dólares por barril.

Figura 4.6

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1974

1975

1976

1977

1978

1979

1980

1981

1982

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDO MEXICANO AJUSTADOS POR LA INFLACIÓNDólares de 2009

Precio Nominal

Precio Ajustado por el IPC (EUA)

Precio promedio 1980

82.3 dólares de 2009

Precio promedio 1981

33.2 dólares

Precio promedio 200887.6 dólares de 2009

Fuente: UEC con datos de SENER, IMP y Bureau of Labor Statistics de EUA.

En 1980, el WTI había alcanzado a precios de 2009 un pico de 99.1 dólares por barril, 17 dólares más que la mezcla mexicana y en 2008, 93.3 dólares por barril. En el promedio anual el<pico de aquel año es más alto que el reciente de 2008, pero por promedios mensuales el de junio de 2008 fue más alto (125.8 dólares) que el de diciembre de 1979 (108 dólares).

4.2.3 Costos operativos y de administración

Hay evidencia empírica de la correlación entre el dinamismo de los precios internacionales del petróleo, las ventas de hidrocarburos y los costos generales de 7 La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia de la mezcla con mucha antelación a la presentación del proyecto de presupuesto de egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas del precio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a las importantes diferencias entre el precio observado y el estimado.

SECTOR ENERGÉTICO

18

Pemex. Sobre todo a partir de 2004, el elevado crecimiento de los ingresos propicia que los gastos generales impacten en forma importante en los resultados brutos de la paraestatal asumiendo un comportamiento procíclico: en el periodo 1997-2009, aumentaron casi el doble que el reportado por los ingresos totales concentrándose el mayor incremento en el costo de ventas.

Figura 4.7

171.9 169.5 183.7227.5 235.2 227.3 268.2

335.9430.3

478.8 508.3

677.4

561.1

16.0 17.5 17.6 18.7 19.3 21.5

20.1

22.4

26.1 28.5

27.4

35.2

31.9

29.0 32.1 34.1 40.1 39.9 46.3

45.6

46.7

55.7

64.2 66.4

72.3

68.7

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gastos de administración

Gastos de distribución

Costo de ventas

TMARC2009/1997

9.7%7.5%5.9%

10.4 % 216.8 219.0 235.5286.3 294.5 295.1

333.8

405.0

512.1

571.5 602.0

784.9

661.7

COSTOSOPERATIVOS Y GASTOS GENERALESMiles de millones de pesos de 2009

Fuente: UEC con información de Pemex.

El costo de ventas8 adquiere una dinámica propia ya que como proporción de los ingresos totales aumentó de 29.6% en 1997 a 33.1% en 2003 y de 34.1% en 2004 a 51.5% en 2009, más de 20 puntos porcentuales en los últimos once años. Esta situación se explica en gran medida por el elevado costo que ha implicado la importación y comercialización de productos petroleros y en particular la adquisición de gasolinas en el exterior y su venta doméstica.

El costo de ventas, en 2009, disminuyó 17.2% en comparación con 2008, situándose en 561.1 mil millones de pesos, explicado principalmente por la disminución de 104.4 mil millones de pesos por la compra de productos importados para ser revendidos en México9. El margen de ingresos brutos (ventas-costo de ventas/ventas) a pesar que ha disminuido se mantiene por encima de los niveles reportados por las principales petroleras.

8 Se determina globalmente sumando a los inventarios al inicio del año, el costo de operación de campos petroleros, refinerías y plantas, las compras de refinados y otros productos, deduciendo el valor de los inventarios al final del año. El costo de ventas incluye la depreciación y amortización asociadas con los activos utilizados en la operación, así como el gasto asociado con la reserva para abandono de pozos. Informe Anual 2009, Pemex. 9 Informe Anual, 2009, Pemex.


19

Figura 4.8

29.6

35.132.9

32.0

36.1

32.8 33.134.1

38.937.9

40.6

49.251.5

4.5 5.2 4.8 4.3 4.5 4.8 4.0 3.9 4.3 4.4 4.2 5.05.3

13.6

24.4

19.4

15.4

19.819.2

14.8 11.3 11.1 10.5 11.110.8

14.1

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

COSTO DE VENTAS Y GASTOS GENERALESPorcentajes de las ventas totales

Costo de ventas Gastos de distribución Gastos de administración


Por su parte, los gastos de administración mantuvieron una tendencia a la baja como proporción de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en los últimos años crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Los gastos de distribución, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo.

Debe señalarse, que los gastos de administración por empleado de Pemex casi se duplicaron entre 1999 y 2009 al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, a precios de 2009, es decir, un crecimiento medio anual real de 5.4%. Aunque la plantilla de Pemex es alta (145 mil empleados) solo aumentó 12.4% en los últimos diez años; Pemex PEP y Pemex Refinación absorben 65% del personal del organismo.

En el mismo periodo, 1999-2009, Pemex Petroquímica redujo su plantilla de personal de 14,747 empleados a 13,447 empleados y Pemex Corporativo más que la duplicó al pasar de 4,941 empleados a 11,277 trabajadores.

Figura 4.9

264 302 296338 330

339

401

454470

508

473

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GASTO DE ADMINISTRACIÓN Y NÚM DE EMPLEADOS

Gasto de administración percápita (miles de pesos de 2009)

129

133 135

137 138 138

139 141 141

142

145

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Número de empleados

Fuente: UEC con información del Anuario 2010 de Pemex.

SECTOR ENERGÉTICO

20

Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 plazas en 1999 y 145 plazas en 2009, no obstante, cifras extraoficiales indican que estas plazas solo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas.

4.2.4 Rentabilidad operativa y rendimientos antes de impuestos y derechos

Una vez descontados los costos de ventas y gastos generales a los ingresos totales se obtiene el rendimiento de operación que bien puede utilizarse como un medidor de la eficiencia financiera de la empresa antes de incorporar otros ingresos netos y el resultado neto del financiamiento.

Figura 4.10

364 264

323 425

356 398 476

579 594 692 651

592

428

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

RENDIMIENTO DE OPERACIÓNMiles de millones de pesos de 2009

361 255 304

407 328

390 440

584 603 746 727 683

452

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

RENDIMIENTO ANTES DE IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOSMiles de millones de pesos de 2009


La rentabilidad de Pemex, en ambos indicadores, muestra un ascenso importante hasta 2006, no obstante, ya desde 2005 la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos empezó a tener un crecimiento exponencial que impacta negativamente la rentabilidad de la empresa. Entre 2005 y 2009, Pemex acumula importaciones por 75 mil millones de dólares concentrándose el 62% en gasolinas, diesel y combustóleo, lo que merma la rentabilidad operativa y la capacidad de de la empresa para financiar proyectos estratégicos de inversión con recursos propios.

Los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos a diferencia del rendimiento de operación se ven favorecidos por la acumulación de otros ingresos netos de la paraestatal que compensan el elevado costo financiero generado por posiciones cambiarias y pago de intereses de la deuda. A partir de 2006, se permite reconocer a Pemex Refinación en otros ingresos el beneficio de la tasa negativa de IEPS, por 37.2 miles de millones, en 2007, 194.6 miles de millones, en 2008, y 72.1 miles de millones, en 2009. A pesar del descenso en los índices de rendimiento, la rentabilidad de PEMEX, antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, habla de una empresa saludable financieramente, cuyo flujo neto es positivo y suficiente para


21

cumplir con sus programas operativos.

Entre las empresas petroleras más importantes a nivel mundial, Pemex alcanza un lugar prominente en los ingresos antes de impuestos y derechos al acumular 49 mil millones de dólares en 2008 y 33.5 mies del millones en 2009, solo superada por la Exxon Mobil de EUA que en 2009 reportó 34.8 miles de millones de dólares.

4.2.5 Costo fiscal: Impacto de impuestos, derechos y aprovechamientos

El régimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, ha tenido pocas variantes por lo que continúa afectando negativamente los resultados financieros de la empresa y se constituye en un factor crítico que degrada los resultados operativos debido a la insuficiencia de recursos de que dispone el organismo para financiar sus proyectos estratégicos una vez aplicado el régimen fiscal. Con relación al PIB, registra la evidencia de la naturaleza fiscal de la insuficiencia de recursos de la empresa para financiar programas de inversión.

El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de la paraestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2009 aumentó 3.9% promedio anual real, ya en 1997-2008 esa misma tasa había significado 8.0%. Como porcentaje de los ingresos de operación de Pemex, el costo fiscal representó 135.1% en 2008 y 126.7% en 2009, lo que implica que la empresa tiene que recurrir constantemente a financiar con deuda y con recursos del capital el remanente que no alcanza a cubrir con la utilidad operativa.

Figura 4.11

344.0 276.2

338.0

436.5 375.0

422.7 495.3

603.3

691.7 692.3 747.3

799.3

546.6

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOSMiles de millones de pesos de 2009

Impuestos, derechos y aprovechamientos

5.0 3.9 4.6

5.6 4.8

5.2

5.1 5.7

6.3 5.8

6.0 6.4

4.6

% del PIB


En una revisión practicada por la ASF a la situación financiera de PEMEX en 2004, la entidad de fiscalización encontró que el pago de impuestos del organismo ha compensado la ineficiencia recaudatoria de la SHCP, debido a que un estudio realizado por la UNAM indicó que la evasión y elusión fiscal representan de 3 a 5

SECTOR ENERGÉTICO

22

puntos del PIB, lo que para 2004 implicó 610.8 mil millones de pesos, en tanto que la carga fiscal de PEMEX alcanzó 473 mil millones de pesos. Otras instituciones como el CIDE indican también, que la evasión es producto de imprecisiones en las leyes, la falta de una fiscalización más eficiente y de la cultura del no pago.

La carga fiscal del organismo ascendió a 4.8 billones de pesos en 1997-2008, monto que representó 59% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga fiscal total, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extracción de petróleo y otros derechos y 592 mil millones al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del país, éstos hubieran fluctuado entre 3.5 billones de pesos y 3.7 billones de pesos en el mismo periodo (IEPS más 32% de ISR y una sobre tasa por derechos).

Ninguna empresa petrolera en el mundo se grava con impuestos y derechos en la magnitud que ocurre con PEMEX, como se puede constatar en las siguientes cifras de una muestra de empresas petroleras en Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas últimas la venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos operativos más elevado, después de PEMEX. Mientras que para PDVSA el indicador de carga fiscal disminuyó de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurrió lo contrario, aumentó para esos mismos años de 92.8% a 117%.

Cuadro 4.3

EMPRESASINGRESOS

(a)

UTILIDADES ANTES DE

IMPUESTOS (b)

IMPUESTOS (c )

(c/a) % (c/b) %

Total 1,855.1 269.9 152.6 8.22 56.53

EMPRESAS EN EU 635.0 63.3 28.2 4.44 44.55

EXXON MOBIL (EUA) 310.6 34.8 15.1 4.86 43.39

CONOCO PHILLIPS (EUA) 152.8 10.0 5.1 3.34 51.00

CHEVRON (EUA) 171.6 18.5 8.0 4.66 43.24

EMPRESAS EN EUROPA 772.0 93.4 46.1 5.97 49.36

ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) 285.1 21.0 8.3 2.91 39.52

BP (REINO UNIDO) 246.1 25.1 8.4 3.41 33.47

TOTAL ( FRANCIA) 160.7 23.5 11.1 6.91 47.23

REPSOL YPF (ESPAÑA) nd 4.0 1.6 nd 40.00

STATOIL (NORUEGA) 80.1 19.8 16.7 20.85 84.34

EMPRESAS DEL ESTADO 448.1 113.2 78.3 17.47 69.16

PDVSA (VENEZUELA)1 126.4 37.1 27.7 21.91 74.66

PEMEX (MÉXICO) 80.7 33.5 40.5 50.15 120.94

PETROBRAS (BRASIL) 91.9 22.1 5.2 5.66 23.53

PETROCHINA (CHINA) 149.1 20.5 4.9 3.29 23.90

1/ Corresponde a 2008.

Fuente: Elaboración propia con informacion de Hoover´s, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de Pemex y página Web de las empresas incluidas (Estados f inancieros).

CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009Miles de Millones de Dólares


23

El problema de la industria petrolera relativo a la falta de infraestructura, caída de la producción y de las reservas, insuficiente inversión en proyectos de investigación, tecnología y exploración en aguas profundas, así como la escasa capacidad de refinación de petrolíferos, entre otros, se explica por esta importante exacción de recursos de PEMEX. Por ello, se requiere del diseño e implementación de una política de seguridad económica y energética de largo plazo que asigne prioridad a una recomposición y destino en la aplicación de los ingresos operativos generados por PEMEX.

Figura 4.12

5.0%

3.9%

4.6%

5.6%

4.8% 4.8% 5.1%5.5%

6.3%5.6%

6.0%

6.4%

4.6%

0.9%1.3% 1.1% 1.4%

1.2% 1.3%1.5% 1.4% 1.4% 1.5% 1.5% 1.7%

2.1%

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Inversión total de PEMEX

Fuente: Elaborada con información de PEMEX.

Carga fiscal

CARGA FISCAL DE PEMEXPorcentaje del PIB

4.2.6 Utilidades netas: antes y después del costo fiscal

El deterioro financiero de PEMEX ha sido progresivo desde que el gobierno federal decidió financiar sus egresos presupuestarios con ingresos provenientes de la venta de hidrocarburos a través de la creación de un régimen fiscal especial para PEMEX. Las cuentas de balance y de estado de resultado de la empresa muestran desde entonces un marcado descenso tanto en su patrimonio como en sus utilidades netas. El régimen fiscal que incluye una amplia variedad de derechos más el ARE y los impuestos a las gasolinas (IVA) y el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), constituye en conjunto un factor altamente gravoso e impide que la empresa tenga recursos disponibles para financiar la inversión en obras de infraestructura.

SECTOR ENERGÉTICO

24

Figura 4.13

167.4

140.3

187.7

274.1

230.7

263.1

339.8

459.3

506.1

628.1

658.9 659.6

451.9

‐7.9 ‐11 ‐21.2 ‐19.7 ‐22 ‐20.5‐42.7

‐15

‐74.5

45.2‐18.3

‐112.1 ‐94.7

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente: PEMEX.

Utilidad antes de impuestos y derechos

Utilidad neta

RENTABILIDAD DE PEMEXMiles de millones de pesos

A pesar de los altos pecios de la mezcla mexicana y de los elevados ingresos por exportación de petróleo, ésta situación no se reflejó en un aumento de los resultados netos de la paraestatal y mayores recursos para inversión en infraestructura del organismo. Producto de la carga fiscal, PEMEX reportó una exacción del costo fiscal acumulado entre 1997 y 2009 de 5.45 billones de pesos, 108.1% de las utilidades antes de impuestos y derechos, y pérdidas netas por 344 mil millones de pesos y adicionalmente un patrimonio progresivamente en descenso. Sin la carga fiscal onerosa, el organismo pudo haber generado altas utilidades y un elevado nivel de capitalización.

Cuadro 4.4

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Rendimiento antes de impuestos y derechos 167.4 140.3 187.7 274.1 230.7 289.4 339.8 474.6 506.1 651.7 659.0 659.6 452.0

Impuestos y derechos cobrados (108.2%) 159.5 151.9 208.8 293.8 263.5 314.0 382.5 490.1 580.6 604.8 677.3 771.7 546.6

Impuestos y derechos alternativos (58.53%) 98.0 82.1 109.9 160.4 135.0 169.4 198.9 277.8 296.2 381.5 385.7 386.1 264.5

Utilidad neta generada 8.0 11.6‐ 21.2‐ 19.7‐ 32.8‐ 24.6‐ 40.6‐ 11.5‐ 11.8‐ 47.0 18.3‐ 112.1‐ 94.7‐

Utilidad neta alternativa 69.4 58.2 77.8 113.7 95.7 120.0 140.9 196.8 209.9 270.3 273.3 273.5 187.4

Fuente: UEC con información de Hoovers y Pemex.

Miles de millones de pesos

CARGA FISCAL Y UTILIDAD NETA ALTERNATIVA DE PEMEX

En un escenario medio como el resto de las empresas petroleras revisadas, en ese periodo, PEMEX hubiera pagado al fisco 2.95 billones de impuestos y derechos, 56.53% de las utilidades antes de impuestos y derechos10 y reportado utilidades por 2.1 billones de pesos. Lo anterior sin considerar el probable impacto favorable en la

10 Este fue el porcentaje que pagaron las once empresas petroleras que se incluyen en el presente reporte y que correspondió al aplicado en 2008. En 2009, la retención promedio fue de 47.42% que de haberse aplicado el escenario podría haber sido mejor para Pemex.


25

expansión de los proyectos que hubiera significado la reinversión de utilidades.

4.2.7 Desempeño del pasivo y del capital contable

La carga fiscal aplicada a Pemex, no solo implicó que se deterioraran los resultados netos de la empresa ya que también, debido a la erosión de las utilidades operativas, fue necesario endeudarse para cubrir el faltante de las aportaciones al gobierno federal. El esquema PIDIREGA que no fue autofinanciable como originalmente se estableció en su diseño y que tampoco pudo apoyarse con recursos propios, dio origen a una dinámica de endeudamiento no comparable con la de otras empresas petroleras. Adicionalmente, el elevado pasivo laboral que se generó con las inmejorables prestaciones del personal de Pemex y una numerosa plantilla de trabajadores, propiciaron que el saldo del pasivo se incrementara entre 1997 y 2009, a una TMARC de 11%.

Cuadro 4.5

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Activos 339.5 416.7 482.2 563.5 556.9 767.7 845.5 979.1 1,042.6 1,250.0 1,330.3 1,236.8 1,332.0

Circulante 64.4 55.4 87.5 109.4 76.5 128.6 171.0 251.7 292.8 399.4 428.6 364.3 349.7

Fijo 232.4 310.3 338.3 388.2 406.9 503.5 539.2 614.4 643.2 737.2 793.8 845.1 967.6

Otros 42.6 51.0 56.5 65.9 73.4 135.6 135.2 113.0 106.6 113.4 107.9 27.4 14.7

Pasivos 186.3 249.6 320.8 412.9 434.0 663.8 799.6 944.7 1,069.4 1,208.6 1,280.4 1,210.0 1,398.8

A corto Plazo 61.2 54.6 84.2 95.8 71.9 118.3 136.9 145.2 164.5 176.3 289.5 176.0 243.0

A Largo Plazo 125.1 195.0 236.6 317.1 362.1 545.5 662.7 799.5 904.9 1,032.3 990.9 1,034.0 1,155.9

Reserva laboral nd nd nd 167.2 173.0 265.2 285.8 315.4 375.7 471.7 528.2 495.1 576.2

Patrimonio 153.1 167.1 161.5 150.6 122.9 103.9 45.9 34.5 26.9‐ 41.5 49.9 26.9 66.8‐

Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex e INEGI.


RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Al no haber utilidades, no fue posible capitalizar al organismo como lo han estado haciendo otras empresas petroleras gubernamentales y no gubernamentales. El deterioro del capital ha implicado que la empresa tenga capitales contables negativos como lo muestran 2005 y 2009. A precios de 2009, la empresa ha perdido 400 mil millones de capital en los últimos 11 años.

Figura 4.14

330.2

303.9

261.4

223.8

174.8

139.9

59.4

42.4

‐32.0

47.5

55.1

27.9

‐66.8

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

PATRIMONIOMiles de millones de pesos de 2009

401.8

453.7

519.3

613.4

617.6

893.7

1,035.3

1,162.8

1,273.9

1,383.6

1,412.7

1,253.2

1,398.8

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

PASIVO TOTALMiles de millones de pesos de 2009


SECTOR ENERGÉTICO

26

Ninguna de las empresas petroleras que se revisan en este reporte, presenta capital neto negativo como en el caso de Pemex incluida Repsol YPF que tiene a 2009 el menor monto de activos pero concentra un capital contable de 29 mil millones de dólares. El pasivo financiero, deuda de corto y largo plazo, con excepción de Pemex, supera el monto de capital contable, es decir, el capital de la paraestatal no solo es insuficiente para cubrir los compromisos de deuda sino que es altamente negativo. No obstante, las empresas calificadoras no toman en cuenta la razón deuda financiera/capital contable, que es el indicador que mide el grado de apalancamiento financiero de una empresa y que no debería ser mayor que el patrimonio corporativo, aun con ello Standard & Poors, Moodys y Fitch consecutivamente le asignan una calificación muy similar a la de otras empresas petroleras.

4.3. Problemas estructurales de Pemex y riesgos fiscales

Se describe una relación de los principales problemas y riesgos que está presentando Pemex, desde la acumulación de deuda de corto y largo plazo promovida por el esquema financiero PIDIREGA, el alto costo de las importaciones de petrolíferos promovido por la baja capacidad de refinación, la compra en el exterior y la quema de gas hasta la baja rentabilidad de la inversión en algunos campos de explotación como el de Chicontepec y la falta de un programa estratégico de inversiones de largo plazo.

4.3.1 Dependencia de los ingresos petroleros

La economía no está propiamente petrolizada, pero las finanzas gubernamentales han llegado a depender en alrededor del 40% de los ingresos derivados del petróleo, mismos que se integran por ingresos de Pemex, impuestos (IEPS e IVA), derechos sobre hidrocarburos y aprovechamientos del gobierno federal.

Figura 4.15

30.3% 25% 24.5% 26.2% 25.9% 33.2% 35.6% 34% 29.8% 29.9% 33.1% 33.1% 31.9% 35.7% 38.4% 39.9% 40.7% 37.7% 39.9%32.5%

39.6% 37.5% 38.5% 44.6% 42.1% 36.5%35.4% 38%

43.8%45.4%

43.4% 41.9% 42.1%40%

38%38.1%

38.5% 39.9%39.2%

38.4%

30.1%37.5% 37% 29.2% 32%

30.3%29%

28%26.4%

24.7%

23.5% 25% 26%

24.3%23.6%

22%

20.8%22.4%

20.9%

29.1%

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

No Tributarios Tributarios Petroleros

1.391.58

2.82

2.18

1.421.58

1.451.33

1.591.51

1.66

2.071.87

1.811.76

1.55

2.962.74

2.59

2.32

INGRESOS PETROLEROS Y NO PETROLEROS DEL GOBIERNO FEDERALBillonesde pesos de 2009

Fuente: SHCP.

Una sola empresa que es Pemex contribuye al erario con una proporción


27

prácticamente equivalente a los pagos que realizan por impuestos todas las empresas y personas físicas del país. De alguna manera, los riesgos en ingresos tributarios están diversificados en un gran número de contribuyentes aunque no dejan de tener un alto grado de concentración en pocos tributadores de altos ingresos, no obstante, el gobierno federal con Pemex enfrenta un elevado riesgo que se deriva de la alta dependencia de sus ingresos en un escenario de volatilidades continuas de los precios internacionales, caída de las reservas de hidrocarburos y menores volúmenes de producción y de ventas. De tal manera que como estrategia de mediano y largo plazo el gobierno federal debería concentrar sus esfuerzos en disminuir esa dependencia y buscar ingresos alternativos bajo una redefinición de la política tributaria y paralelamente capitalizar a Pemex e implementar un robusto programa de financiamiento de la inversión.

En cuanto al desempeño del comercio exterior petrolero, debe destacarse el importante crecimiento de la balanza comercial que hacia 2006 llegó a reflejar en sus cuentas 27.4 miles de millones de dólares de superávit, cuatro veces más lo generado en 2001. A partir de 2007, su descenso fue muy marcado debido a que las importaciones de petrolíferos aumentaron más rápidamente que las exportaciones y en 2009 se registró una contracción del comercio exterior petrolero, con lo cual la balanza tuvo un superávit de 16.5 miles de millones de dólares.

En 2001-2008, las exportaciones de petróleo crecieron a una tasa media anual en dólares de 21.1% que se explica por la elevada plataforma de exportaciones de petróleo crudo, especialmente del tipo maya, la demanda creciente principalmente de EUA y la tendencia ascendente de los precios internacionales. Un factor adicional aunque de menor escala lo constituyó el aumento de la exportación de petrolíferos que fue de 30.6% en el mismo lapso.

En ese periodo, las importaciones reportaron un incremento en dólares de 28.3%, especialmente las de petrolíferos con una tasa media de 29.1%. En 2009, Tanto las exportaciones (38.2%) como las importaciones (39.9%) de la industria presentaron descensos muy marcados.

SECTOR ENERGÉTICO

28

Figura 4.16

9.9

16.012.9

14.718.4

23.4

31.7

38.742.6

49.5

30.6

2.74.7 4.1 3.3 4.0

5.69.4

11.3

16.9

23.5

14.1

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Exportaciones

Importaciones

B. Comercial 7.2 11.3 8.8 11.4 14.5 17.9 22.3 27.4 25.6 26.1 16.5

Fuente: UEC con información de los Informes Estadísticos de Pemex.

BALANZA COMERCIAL PETROLERAMiles de millones de dólares

El dinamismo de las exportaciones e importaciones de hidrocarburos se refleja en la balanza comercial total del país: en la última década las exportaciones petroleras fueron ganando participación en las exportaciones totales, estimuladas por la producción en ascenso y por el crecimiento de los precios internacionales. No obstante, el descenso de los precios petroleros y la caída de la producción desde 2005 se reflejaron en una proporción menor de exportaciones.

Figura 4.17

17.6

8.39.2

11.312.6

14.9

18.4

15.817.4

13.4

9.0

4.5 4.05.0 5.7

7.49.0 9.0

11.6

8.7

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROSPorcentajes

exportaciones petróleo/ exportaciones totales

importaciones petróleo/importaciones totales

Fuente: UEC con información del Banco de México

Por su parte, la falta de reconversión y de inversiones en la industria petrolera mexicana propició que el país dependiera cada vez más de la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos, principalmente gasolinas y naftas, y ello se reflejó en una mayor participación en las importaciones totales. En 2009, la plataforma


29

de exportación de petróleo crudo se redujo a 1.225 millones de barriles diarios cuando en 2004 había alcanzado 1.87 millones de barriles diarios, en cambio las importaciones pasaron de 347.1 miles de barriles diarios en 2004 a 581.5 miles de barriles diarios en 2009.

4.3.2 Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA

El elevado pasivo de Pemex es resultado del costoso financiamiento del esquema PIDIREGA que se instrumentó en el periodo 1997-2008 a través de los vehículos financieros Master Trust y Fideicomiso F/163. Al adicionarse el saldo de la reserva laboral de la paraestatal la deuda se incrementa de 631.8 miles de millones de pesos a 1,208 miles de millones de pesos, es decir, 86.4% del pasivo total.

Figura 4.18

214 219325.4

416.6508 537.7 590.7

500.9586.7 631.9167.2 173

265.2

285.8

315.4375.7

471.7528.2

495.1

576.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Reserva Laboral

Corto y largo plazo

DEUDA TOTAL DE PEMEXMiles de millones de pesos

Fuente: UEC, estados financieros de Pemex.

381.2 392.0

590.6

702.4

823.4

913.4

1,062.41,029.1

1,081.8

1,208.1

El pasivo financiero de las empresas petroleras de la muestra, aumenta en dólares 31.1% entre 2008 y 2009; Petrobras la multiplica al pasar de 27.4 miles de millones de dólares a 57.1 miles de millones; la de Petrochina se incrementa en 87.4%; la de Statoil en 67.5% y la de Royal Dutch en 51.3%.

Al evaluar los proyectos Pidiregas, en el periodo de su vigencia, se determinó que los flujos netos generados, según los reportes de la Cuenta Pública, tuvieron un crecimiento explosivo en términos nominales entre 2002 y 2008 puesto que crecieron en forma acumulada 736.9%, lo que se deriva del impacto provocado por el cambio del Índice de Precios de la Mezcla de Exportación (IPMME). En ese periodo el precio de la mezcla mexicana pasó de 21.5 dpb a 85.4 dpb, propiciando un efecto inflacionario en los ingresos petroleros.

SECTOR ENERGÉTICO

30

Figura 4.19

140.5

228.9

218.5 211.6 197.1

185.5

100.0

162.1

331.1

433.9

523.6

556.6

736.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

FLUJO NETO AJUSTADO DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100

Flujo neto ajustado IPMME

Flijo neto nominal

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública, varios años.

El flujo neto ajustado por el IPMME muestra un ascenso importante hasta 2004 pero a partir del siguiente año su tendencia real es a la baja, lo que refleja una incapacidad de los proyectos para generar una infraestructura petrolera que sea vea reflejada en aumento de la producción de hidrocarburos. Esa tendencia de los ingresos petroleros de los PIDIREGAS se corrobora al revisar el indicador de volumen de producción de petróleo crudo, cuya evolución en descenso es muy similar. Por el contrario, el saldo de la deuda contratada a través de los vehículos financieros de Pemex reporta un crecimiento acumulado de 308.9%, que con la caída de la producción y de las reservas de hidrocarburos podría convertirse en riesgo moral, es decir, rescate por parte del gobierno federal.

Figura 4.20

100.0 106.1 106.5 104.9 102.5 96.887.9

141.7

186.5

221.0

248.8

281.8

308.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100

Saldo de la deuda real

Volumen de producción de crudo



31

Al revisar el flujo neto ajustado y el volumen de producción por proyecto, se constata que tienen una evolución similar: Cantarell disminuye sus flujos y su volumen de producción, KMZ y el Programa Estratégico de Gas, presentan los más altos incrementos en ambos indicadores y Burgos crece a tasas relativamente bajas. (véase cuadro).

A diciembre de 2008 de un monto acumulado de la deuda por 813 mil millones de pesos, 215 mil millones correspondieron a Cantarell, 151 mil millones al PEG, 101 mil millones a KMZ y 97 mil millones a Burgos, es decir, 70.2% del Total. Debe señalarse, que a esa fecha había proyectos cuyos ingresos no alcanzarían a cubrir el saldo de la deuda comprometida, como son Burgos (45% de la deuda), PEG (92%), Madero (98%), Arenque (50%), Chicontepec (44%) y Yaxche (70%). Y otros como Cantarell, Bellota-Chinchorro, Cactus Sitio-Grande, Puerto Ceiba y Poza Rica, sus ingresos anuales se encuentran en los límites de sus saldos de endeudamiento, la acumulación de los intereses podría ubicarlos en una situación de insolvencia si el pago del pasivo se hiciera exigible en el corto plazo.

Cuadro 4.6

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TMACFlujo Neto (Mmp 2008) 551.3 774.8 1,262.1 1,204.6 1,166.7 1,086.8 1,022.8 9.2Cantarell 499.9 644.6 658.5 601.4 536.6 426.7 290.0 -7.5Ku-Maloob-Zaap - - 98.9 100.4 122.2 147.4 200.4 15.2Estratégico de Gas 0.0 32.3 58.3 67.9 89.5 109.7 120.4 24.5Burgos 22.6 46.5 50.0 45.4 28.6 26.3 25.8 1.9Otros 114.7 176.9 1,088.7 779.0 625.8 529.9 386.2 18.9Saldo de la deuda (Mmp 2008) 263.3 373.0 490.8 581.7 654.9 741.9 813.2 17.5Cantarell 126.2 154.6 208.7 211.1 205.0 197.2 214.8 7.9Ku-Maloob-Zaap 3.6 8.9 26.1 43.4 77.7 100.9 100.8 60.7Estratégico de Gas 20.8 44.0 56.8 85.3 106.9 111.1 150.8 32.7Burgos 41.3 58.9 70.4 82.6 84.6 88.1 92.4 12.2Otros 71.3 106.6 128.8 159.3 180.7 244.7 254.4 19.9Inversión (Mmp 2008) 68.8 105.8 131.2 120.3 143.7 161.6 212.5 17.5Cantarell 32.8 30.0 32.3 28.5 28.6 30.8 46.0 5.0Ku-Maloob-Zaap 5.2 4.0 12.1 18.7 29.4 37.8 31.5 29.3Estratégico de Gas 12.2 23.5 27.8 23.6 25.9 24.8 35.2 16.3Burgos 13.0 14.4 19.4 14.1 17.4 15.4 20.2 6.5Otros 5.6 33.9 39.6 35.3 42.4 52.7 79.6 46.1Producción Crudo (Mbd) 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 -1.8Cantarell (Mbd) 1,902 2,123 2,136 2,035 1,801 1,497 1,009 -8.7Ku-Maloob-Zaap (Mbd) 249 294 304 322 404 527 706 16.0Estratégico de Gas (Mmpcd) 1,113 1,548 1,930 2,013 16.0Burgos (Mmpcd) 1,007 1,030 1,095 1,217 1,330 1,412 1,383 4.6Otros (Mbd) 1,025 955 942 976 1,051 1,052 1,077 0.7


INDICADORES DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS

Del costo total autorizado en el PEF 2008 por 1.24 billones de pesos, solo cuatro proyectos: Cantarell, PEG, KMZ y Burgos, absorbieron 68% del total. Y los que presentaron los mayores costos respecto a los montos invertidos fueron: Och-Uech-Kax (110%), Puerto Ceiba (96%), Minatitlán (95%9) y KMZ (95%).

SECTOR ENERGÉTICO

32

Figura 4.21

340

179 166 155

5231 29 28 28 26 21 21 17 17 15 9 8 6 4 4 3

Cantarell

PEG

KMZ

Burgos

A J Berm

udez

Minatitlán

Jujo

Chicontepec

Chuc

Integral Caan

Puerto Ceiba

D. G

rijalva

B‐Chinchorro

Arenque

Poza Rica

Ek‐Balam

Sitio‐Grande

Och‐Uech‐Kax

Yaxche

Carmito Artesa

Cárdenas

76 48 95 50 53 95 85 12 70 75 96 80 56 60 68 86 73 110 77 67 51 % de lainversión

COSTO TOTAL AUTORIZADO DE LOS PROYECTOS A 2008Miles de millones de pesos

Fuente: UEC con información del reporte trimestral sobre finanzas públicas de la SHCP.

De acuerdo con las proyecciones del PEF 2009, el saldo del pasivo que vencería hasta el año 2032 ascendía a 2.4 billones de pesos de los cuales hasta 2008 se habían erogado 384.1 miles de millones de pesos, 228.5 miles de millones de capital y 155.3 miles de millones de intereses, es decir, solo de capital estarían pendientes por cubrir 1.99 billones de pesos. El Informe trimestral de 2008 de la SHCP publicó la relación de vencimientos de los todos los proyectos PIDIREGAS de Pemex y la mayoría termina de pagar sus obligaciones entre el 2020 y el 2031. Con la cancelación del esquema PIDIREGA, se desconoce el tratamiento que la propia SHCP le haya dado a ese pasivo en coordinación con Pemex, la entidad deudora, las obras a 2008 se habían entregado a Pemex casi en su totalidad y solo quedaron pendientes proyectos de Pemex Petroquímica y Refinación con valores comparativamente menores a los ya entregados. Por ello, sería recomendable que la ASF revise qué parte de ese pasivo es deuda directa, cuánto correspondería a lo contratado por los vehículos financieros y cuánto se adeuda a los empresarios privados que tenían la concesión de las instalaciones de los PIDIREGAS.

Reconocimiento presupuestal del pasivo PIDIREGA de Pemex. Al eliminarse el financiamiento del esquema PIDIREGA en octubre de 2008, se asume presupuestalmente como deuda directa de PEMEX y su registro contable se elimina de los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) no presupuestal. Nótese en la gráfica siguiente la disminución para 2009 en el concepto “No Presupuestal” y el aumento en el “Presupuestal”, por 768 mil millones de pesos11. En 2009, el pasivo PIDIREGA y la Reserva Laboral de PEMEX representaron 11.3% del PIB. Mientras que la deuda total significó 37.7%.

11 Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2009, Análisis del Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de Petróleos Mexicanos y Requerimientos Financieros del Sector Público, IV Informe Trimestral de la SHCP, 2009.


33

Figura 4.22 REQUERIMIENTOS FINANCIEROS DEL SECTOR PÚBLICO

Porcentajes del PIB

13.8

16.2

9.2

16.1

19.5

28.5

0

5

10

15

20

25

30

2007 2008 2009

No presupuestal

Presupuestal

Pasivo PIDIREGAde Pemex,presupuestal a partir de 2009.

Fuente: Elaborada con información de la SHCP.

PIDIREGA

7.0

La eliminación del esquema financiero PIDIREGA implicó que el pasivo acumulado en este rubro por los vehículos financieros de Pemex, Master Trust y F/163, dejaran de registrarse en los RFSP no presupuestales. A partir de 2009, al asumirse como un pasivo directo de Pemex es considerado como deuda del organismo y su saldo se registra en el presupuesto y en la cuenta pública federal. Afectará asimismo el déficit restringido del sector público presupuestario. Por su parte los RFSP no presupuestario se reducen en esa misma proporción.

4.3.3 Pasivos laborales

El pasivo laboral de la empresa estatal en 200-2009 reportó una TMARC de 9.8% y de 12.4% en 2009 respecto al año anterior lo que la sitúa en magnitudes casi equivalentes al saldo de la deuda PIDIREGA. Este pasivo está también ejerciendo una elevada presión sobre la disponibilidad de recursos que requiere la entidad para financiar su operación ya representó a este último año 41.2% del pasivo total y su participación en el PIB aumentó de 3.2% en 2000 a 4.9% en 2009.

Lo anterior, es producto no solo del aumento incesante de la plantilla de personal en etapa de jubilación sino que hay que adicionar los mayores gastos en incrementos salariales efectivos y la nivelación de las prestaciones equivalentes a las del personal activo, entre otras, el pago de gas y gasolina y la erogación en la canasta básica que están ejerciendo un desbalance financiero en las cuentas del organismo.

SECTOR ENERGÉTICO

34

Figura 4.23

248.4 246.2

357.0 370.1 388.2 447.5

540.0 582.8

512.8

576.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PASIVO LABORAL DE PEMEXMiles de millones de pesos de 2009

3.2 3.2 4.4 3.8 3.7 4.1 4.5 4.7 4.1 4.9 40.5 39.9 40.0 35.7 33.4 35.1 39.0 41.3 40.9 41.2


% PIB% pasivo

Se ha señalado, que a partir de 2004 se están reportando jubilaciones masivas incluso para personal de primeros niveles que aun no tiene edad ni antigüedad de jubilación lo que está incrementado todavía más el saldo del pasivo. Los derechos laborales contractuales rebasaron los cálculos actuariales que basan sus estimaciones en factores como la rentabilidad y la disponibilidad de recursos financieros de la empresa, superando los estándares de los beneficios de jubilación. Los recursos presupuestales asignados al Fondo Laboral de Pensiones de Pemex (FOLAPE), que se constituyó en1997, resultan insuficientes para financiar el elevado costo laboral. Se requiere realizar una profunda revisión al contrato colectivo de los trabajadores de la entidad para reducir costos sin dejar de cubrir los derechos de los trabajadores pensionados.

4.3.4 El campo petrolero de Chicontepec

El activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, abarca un área de 3,875 km2 y está ubicado en los estados de Veracruz y Puebla; Pemex PEP ha señalado que concentra 39% de las reservas totales de hidrocarburos del país, es decir, alrededor de 17.7 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente12. El objetivo de PEMEX es convertir al Proyecto Chicontepec en una cuenca que pueda producir entre 550 mil a 700 mil barriles diarios hacia el 201713. Pemex PEP señaló que este es el proyecto de mayor potencial para la obtención de hidrocarburos en el país, lo cual se incrementa gradualmente al desarrollarse sus reservas probables14.

12 Ya con anterioridad Pemex había señalado que las reservas totales ascendían a 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y buscó sin éxito que estas fueran certificadas por una compañía privada. 13 Pemex, Proyecto Chicontepec. Febrero de 2009. 14 Pemex PEP, Viabilidad del Proyecto Chicontepec, Abril de 2010.


35

Con el objeto de compensar la caída de la producción de otros campos petroleros importantes, Pemex intenta intensificar el desarrollo de este proyecto por lo que se propuso alcanzar una meta de producción de 119 mil barriles diarios en 2009 y 226 mil barriles diarios para 2010. Pemex, a mediados de 2008, había adelantado que el proyecto alcanzaría su máximo nivel de producción en 2017 con un volumen de producción de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de píes cúbicos diarios de gas natural. También había señalado que el proyecto dejaría ingresos por 2.2 billones de pesos entre 2009 y 2023 y pagaría impuestos y derechos al fisco 565 mil millones de pesos durante 14 años. Los gastos de capital en Chicontepec ascienden a más de 4.5 mil millones de dólares y debido a los problemas de extracción este se ha constituido en un activo de baja rentabilidad y productividad cuyos beneficios se trasladan a las empresas transnacionales contratistas.

Cuadro 4.7

EMPRESAS TRANSNACIONALES CONTRATISTAS DE CHICONTEPEC

Empresa

País Contratos 2008-2009

Operaciones

Schlumberger Inc EUA USD 687 millones Perforación de 500 pozosWeatherford International Ltd EUA USD 646 millones Perforación de 500 pozosHalliburton Corp EUA USD 159 millones Perforación de 150 pozosBaker Hughes Inc EUA Servicios tecnológicos Ica Flour EUA USD 1,400 millones Perforación/infraestructuraTecpetrol Italia-Arg Servicios tecnológicos

Para 2009, el Congreso aprobó recursos para inversión por 22.4 miles de millones de pesos para el proyecto y se ejercieron 22.9 miles de millones, adicionalmente se tiene contemplado ejercer en 2010 recursos por 26 mil millones de pesos. Sin embargo, la producción en 2009 solo alcanzó 29 mil barriles de petróleo por día -0.9% de la producción nacional- y se espera que alcance 48 mil barriles por día para 2010, por lo que un nuevo escenario con menor producción podría generar 365 mil millones de ingresos –sólo 16.6% del proyecto original- y 95 mil millones de impuestos y derechos en el mismo periodo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estimó que existe una gran reserva de petróleo crudo y gas natural en el terreno de Chicontepec, pero la complejidad del subsuelo dificulta su extracción15. El escenario tuvo un cambio radical, las reservas probadas que se registraron a diciembre de 2008 bajaron de 668 millones de barriles a 483 millones al cierre de 200916.

Diversos sectores, entre ellos consejeros profesionales de Pemex, la CNH y la ASF, se han manifestado a favor de la detención y replanteamiento del proyecto en virtud de su alto costo, 13 y 17 dólares por barril en los últimos cinco años, elevado monto

15 La CNH anunció que es poco probable que el proyecto empiece a generar flujos de efectivo antes de 2015, y que sin cambios en la forma que Pemex está invirtiendo en el proyecto, no recuperará su capital antes de 2030. Proyecto Aceite Terciario del Golfo. Primera revisión y recomendaciones. CNH, abril de 2010. 16 La empresa Ryder Scott, certificadora internacional de reservas petroleras de Pemex, informó que la pérdida de presión de los pozos propicia que resulte más difícil y costoso extraer el crudo con las tecnologías disponibles.

SECTOR ENERGÉTICO

36

de inversiones y bajos niveles de producción. Por lo que se espera nuevas proyecciones para reservas, producción e inversión, más acotadas al potencial real del proyecto.

4.3.5 Declinación de la producción y de las reservas

En 2009, la producción de petróleo crudo fue 23% menor que la producción máxima observada en 2004. En ese año, Pemex alcanzó un volumen de producción de 3.4 millones de barriles diarios y al finalizar 2009 fue de solo 2.6 millones de barriles diarios, lo que significó que la producción de crudo decreciera a una tasa media anual de 5.1% entre 2004-2009.

Debe señalarse que la proporción de crudo pesado ha disminuido considerablemente, pasando del 73% del total en 2004 a 58.4% en 2009. Esta declinación se debe principalmente a la etapa de madurez alcanzada por el campo Cantarell cuya producción cayó de 2.1 millones de barriles diarios en 2004 a 684 miles de barriles diarios en 2009, con su correspondiente caída en la participación de la producción total de crudo, que pasó de 63.2% en 2004, su máximo histórico, a 26.3 % en 2009.

Cuadro 4.8

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Total 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,307.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 ‐6.8

Ku‐Maloob‐Zaap 288.7 292.1 254.8 249.3 293.6 304.4 321.7 403.8 527.2 706.1 808.0 14.4

Cantarell 1,265.6 1,471.1 1,731.0 1,902.3 2,122.8 2,136.4 2,035.3 1,800.9 1,490.5 1,039.5 684.8 ‐34.1

Abkatún‐Pol‐Chuc 613.3 557.5 496.8 406.8 359.0 321.8 299.8 332.2 312.3 308.1 305.4 ‐0.9

Litoral Tabasco 70.2 64.2 57.3 45.4 38.6 66.4 96.5 142.9 193.6 192.2 212.3 10.5

Samaria‐Luna 250.4 236.0 226.3 212.3 205.9 181.9 195.5 192.7 186.7 184.7 199.9 8.2

Bellota‐Jujo 228.5 215.9 197.1 201.8 195.4 212.3 224.0 219.1 190.0 174.8 172.2 ‐1.5

Poza Rica‐Altamira 78.9 75.5 77.0 73.4 72.1 79.5 81.6 83.0 85.1 55.7 59.1 6.1

Cinco Presidentes 39.4 37.3 30.7 34.3 37.3 37.7 38.8 39.3 44.6 47.3 56.6 19.5

Muspac 67.7 59.7 54.0 48.2 42.2 36.1 33.3 33.6 33.6 36.1 42.1 16.4

Aceite Terciario del Golfo * * * * * * * * * 29.3 29.5 0.7

Macuspana 1.1 0.7 0.7 1.6 2.5 4.9 5.0 6.6 10.4 15.7 27.1 72.3

Veracruz 2.1 1.9 1.6 1.5 1.5 1.7 1.9 1.5 1.8 2.1 4.6 126.6a/ Aparti r de 2004, la estructura adminis trativa de Pemex‐Exploración y Producción cambia a activos integra les , por lo que las ci fras de años anteriores fueron ajustadas.

Fuente: Elaborado por l a UEC de la H. Cámara de Diputados con datos de PEMEX

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRAL a

Miles de barriles diarios

El activo Ku-Maloob-Zaap que en 2004 producía 304 mil barriles diarios, con una participación en el total de 9%, se incrementó en 2009 a 808 mil barriles diarios y una contribución en el total de 31.1%; el Abkatún es el otro activo que tiene un desempeño favorable, no obstante, sus niveles de producción están disminuyendo. El resto de los activos tiene un crecimiento gradual y su contribución en el volumen total producido es menor. Pemex está destinando mayor financiamiento para incrementar los niveles de inversión a fin de estabilizar los niveles de producción de los activos más grandes.

Sobreestimación de las reservas de petróleo crudo. Del total de reservas probadas que originalmente de estimaron para los diez activos más importantes, 163.4 miles de millones de barriles, solo es explotable a costos de extracción históricos –es decir 6-7


37

dpb- 29.5% del total. Datos de Pemex17, confirman que el restante 70.5% está constituido por reservas de difícil acceso a su extracción y una vez que se agote el remanente por 10.4 miles de millones de barriles, el costo de producción por barril podría incluso triplicarse. Cantarell es el activo con mayor tasa de extracción respecto de sus reservas probadas originales de 43.2%, que incluye la producción total acumulada más el remanente, no obstante, existen 21 mil millones de barriles cuyo costo se verá sensiblemente incrementado. En contraste, se encuentra el activo ATG (Chicontepec) cuyas reservas probadas originales ascendieron a 21.5 miles de millones de barriles pero son explotables solamente 2.8% del total, de hecho, con elevados costos.

Figura 4.24

13.5

5.43

0.2

5.3 3.4 3 1.7 1.8 0.5

2.5

0.3 3.6

0.4

0.61.23 0.9 0.13 0.21

0.5

21.0

21.914.9

20.7 8.48.1

7

5.1 4.83.5

Cantarell Poza Rica KMZ ATG Abkatún Samaria Luna

Bellota Jujo Muspac Cinco Presidentes

Otros1

RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIÓN ACUMULADA 2009Miles de millones de barriles de petróleo crudo

Original

DifícilExtracción

Remanente

ProducciónAcumulada

Total

163.4

115.4

10.4

37.8

37.0

27.6

21.5 21.3

14.312.7

10.9

6.9 6.84.5

1 Litoral de Tabasco, Veracruz y Macuspana.Fuente: UEC con información de Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex.

El agotamiento de las reservas de fácil extracción o de bajo costo, significa que de no encontrarse nuevos yacimientos similares a Cantarell, la estructura de costos de Pemex PEP se modificará radicalmente y se requerirán montos de inversión en explotación y producción significativamente mayores a los actuales para extender el plazo de los niveles de producción vigentes o incluso menores. En tal disyuntiva, Pemex requiere fuentes alternativas de financiamiento para promover la inversión y dirigirla en una mayor proporción a investigación y desarrollo de nuevos activos con características similares a los que están en operación, esa sería la única manera de mantener una estructura de costos de extracción que no erosione radicalmente los márgenes operativos y la tasa de rendimiento de la inversión.

Costo de producción por barril de petróleo crudo. El agotamiento de grandes activos donde no se requiere de tecnología muy sofisticada, como el de Cantarell, permitió operar a Pemex PEP con costos de extracción muy competitivos a nivel internacional, 6.2 dpb en 2008. A partir del desarrollo de campos de difícil acceso, la estructura de costos de producción podría verse alterada radicalmente. Está tendencia empieza a apreciarse en los datos actuales.

17 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex.

SECTOR ENERGÉTICO

38

De 2000 a 2008, los costos de producción de PEMEX aumentaron a una tasa promedio anual de 8.2%, al pasar de 3.3 a 6.2 dpb. Este aumento se explica por un incremento de los precios y el consumo de gas para bombeo neumático; mayores gastos de mantenimiento; el aumento de los precios de los equipos y servicios asociados a la producción y la madurez promedio de los campos petroleros18.

Se estima que el proyecto más ambicioso de PEMEX durante los próximos años, Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), tendrá costos de producción tres o cuatro veces superiores a los de Cantarell. En los últimos cinco años, los costos de este activo se ubicaron entre 13 y 17 dpb y es una de las tres zonas con mayores costos de producción, incluidas la de el Activo Poza Rica-Altamira en donde el costo de la extracción es de 20 dpb y Cinco Presidentes cuyo costo supera los 14 dpb. Los costos de producción en Aguas Profundas podrían resultar incluso superiores.

En lo referente a las reservas de hidrocarburos, al finalizar 2009, PEMEX PEP presentó un nivel de reservas totales por 43 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cantidad menor en 22.3% a los 56 mil millones reportados en 2000.

La tendencia muestra que las reservas continuarán descendiendo en el mediano plazo como lo confirma el descenso del activo Cantarell y el lento desarrollo de otros activos por lo que de no existir políticas y estrategias para intensificar las actividades de exploración y producción en otros posibles campos de producción, así como la investigación y desarrollo de proyectos en aguas profundas, se podría manifestar un riesgo de insuficiencia de hidrocarburos en el corto plazo.

La demanda interna de petróleo crudo podría quedar descubierta para la producción de gasolinas y gas natural, así como para comercializar el crudo en el mercado internacional.19

Por su parte, las reservas probadas presentaron una tasa de crecimiento promedio anual negativa de 8.7%, toda vez que desde 2000 no ha sido revertida la tendencia de caída en su cuantificación y pronóstico, de tal manera que respecto de ese año el resultado presentado fue inferior en 55.7%. En 2009, las reservas probadas sumaron 10.4 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente y en 2000 totalizaron 23.5 mil millones.

En un comparativo internacional se puede observar que en sólo diez años, las reservas probadas de petróleo de PEMEX se deterioraron sensiblemente, al pasar de 21.5 miles de millones de barriles en 1999, a 11.7 miles de millones de barriles en 2009.20

18 Reporte de Pemex PEP, marzo de 2009. 19 Programa de Producción y Petróleo, Gas Petrolíferos y Petroquímicos. Indicador de Producción de Petróleo Crudo y Gas. Revisión practicada por la Auditoría Superior de la Federación a PEMEX Exploración y Producción, relativa al Informe de la Revisión de la Cuenta Pública 2008. 20 Esta cifra de 11.7 miles de millones de barriles de reservas probadas difiere de la que se presenta PEMEX en su anuario estadístico 2009 por 10.4 miles de millones de barriles, en razón de la metodología que utiliza BP Statistical Review of World Energy para homologar las mediciones entre países.


39

Figura 4.25

1999

2009

Arabia SauditaVenezuelaIránIrakKuwaitEmiratos Á. UnidosFederación RusaLibiaKazakhstanNigeriaCanadáEstados UnidosQatarChinaAngolaBrasilAlgeriaMéxicoNoruega

2009264.6172.3137.6115101.597.874.244.339.837.233.228.426.817.813.512.912.211.77.1

1999262.876.893.1112.596.597.859.229.5252918.329.713.115.15.18.211.321.510.9

RESERVAS PROBADAS: PRINCIPALES PAÍSESMiles de millones de barriles de petróleo crudo

Fuente: UEC con información de BP Statistical Review of World Energy, Junio de 2010.

En contraste destacan las reservas probadas de Venezuela que se incrementaron de 76.8 miles de millones de barriles en 1999 a 172.3 miles de millones de barriles21, la Federación Rusa de 59.2 miles de millones a 74.2 miles de millones, Canadá que pasó de 18.3 a 33.2 miles de millones de barriles en el mismo periodo, Brasil que las aumentó de 8.2 a 12.9 miles de millones de barriles.

De la muestra de los 19 principales países productores en el mundo, México es el que observó el mayor declive en sus reservas probadas en esos diez años.

4.3.6 Importación y quema de gas

La producción de gas natural ha tendido un repunte importante en 2002-2009, cuando creció a una tasa media anual de 6.8%, sustancialmente mayor a la producción de petróleo crudo. No obstante el destacado crecimiento, Pemex continúa enviando gas a la atmósfera y en los últimos años a pesar de que en 2004 había logrado reducir su aumento a 3.9%, como proporción de la producción total; en 2008 alcanza las más altas proporciones con 1,347 millones de píes cúbicos diarios, 19.5% de total producido, y en 2009 los órdenes de magnitud se mantienen elevados, 1,044 millones de píes cúbicos diarios, 14.8% de total.

La SENER22 señala que la quema y el gas enviado a la atmósfera, se atribuye a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión de

21 La OPEP en su Annual Statistical Bulletin de 2009, señala que las reservas probadas de Venezuela ascendieron en 2008 a 172.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo y a 211.2 miles de millones en 2009. 22 SENER (2009), Perspectiva del Mercado de Gas Natural, 2008-2017.

SECTOR ENERGÉTICO

40

plataformas, al contenido de nitrógeno en la producción, a libranzas realizadas y a contingencia ocasionada por explosiones en gasoductos de PGPB.

Figura 4.26

4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818

5,356

6,058

6,919 7,031

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PRODUCCIÓN Y ENVÍO A LA ATMÓSFERA DE GAS NATURALMillones de pies cúbicos diarios

Producción

11.9% 11.6% 9.4%

7.2% 6.6%3.9%

4.1% 5.3%

9.2%

19.5%

14.8%

% producción enviada

Fuente: UEC con información del Anuario Estadístico de Pemex 2010.

Con relación al consumo de gas seco, en 2009 alcanzó 3.1 miles de millones de píes cúbicos diarios, una tasa media anual de 5.1% con relación a 1999. A pesar de los niveles de producción, Pemex está recurriendo a la compra del insumo en el exterior para cubrir el faltante de la demanda doméstica. La importación de gas seco llegó a un máximo histórico en 2004 cuando la paraestatal tuvo que importar 766 millones de píes cúbicos diarios, 28% del consumo interno, y para 2009 aunque se redujo su volumen continua siendo importante ya que se adquirió 422 millones de píes cúbicos, lo que significó 13.5% del total.

Figura 4.27

1,899 2,061 1,993

2,425 2,622

2,756 2,634

2,955 3,064 3,086 3,119

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

CONSUMO E IMPORTACIONES DE GAS SECOMillones de pies cúbicos diarios

Consumo interno

149231

292

593

757 766

480451

386 447 422

Importaciones

Fuente: UEC con información del Anuario Estadístico de Pemex 2010.


41

Pemex, el sector eléctrico y el sector industrial del país, en ese orden, son los principales consumidores de gas seco.

4.3.7 Refinación de petróleo

La capacidad de refinación de Pemex no se ha modificado en los últimos veinte años, continúa procesando 1.5 millones de barriles de petróleo crudo por día, lo que equivale a 56.7% de los 2.6 millones de barriles diarios de producción de petróleo crudo en 2009.

En consecuencia, en 1999-2009 el volumen de producción de petrolíferos solo ha crecido 0.4 TMAC siendo la producción de diesel (2.2%) y las gasolinas (1.5%)) los productos con mayor crecimiento en ese periodo. A 2009, 84% de la producción se concentró en solo tres petrolíferos: Gasolinas, diesel y combustóleo. La baja capacidad de refinación y procesamiento de petróleo implica que Pemex tenga que exportar un volumen importante de su producción sin valor agregado.

El estancamiento de la capacidad de refinación y del bajo volumen de producción de petrolíferos, es producto de la conjunción de varios factores, entre otros, el bajo mantenimiento de las seis refinerías existentes, un número elevado de paros no programados que es de los mayores en la industria y rezagos en la ejecución de los proyectos23. Lo anterior, sin considerar la necesidad de la industria de construir entre dos y tres refinerías con una capacidad promedio de 250 mil barriles de petróleo crudo por día, lo que implicaría aumentar la capacidad de procesamiento hasta 88% del volumen de producción vigente.

Figura 4.28

31.2% 33.2% 34.3% 34.0% 34.3% 34.8% 34.5% 35.1%

20.9%22.9% 23.9% 23.8% 24.7% 25.4% 26.3% 25.1%

35.2%29.5% 27.0% 26.2% 24.5% 23.0% 22.1% 23.5%

4.4% 4.4% 4.6% 4.7% 4.9% 5.1% 4.9% 4.3%8.2%

10.0% 10.3% 11.3% 11.7% 11.7% 12.2 12.0%

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Otros Turbosina Combustóleo Diesel Gasolinas

ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROSMiles de barriles diarios

Nota: otros incluye gas licuado, lubricantes, parafinas, gas seco y otros.

Fuente: UEC con información de Pemex. El mantenimiento es un factor que debe ser atendido en todo el Sistema Nacional de Refinerías de Pemex, actualmente las deficiencias en su ejecución están implicando que el número de paros sea mayor en 4.2 veces la referencia de la industria. Se

23 Diagnóstico Situación de Pemex. SENER, 2008.

SECTOR ENERGÉTICO

42

requiere asimismo, destinar mayores recursos financieros a la construcción de nuevas refinerías y atender los tiempos de construcción de la nueva refinería de Tula, programada para concluirse en 2015. Los actuales niveles de inversión en Pemex Refinación son muy bajos y muy bien podría diseñarse un plan para incrementar la infraestructura de refinación. El costo promedio por refinería es de 10-11 mil millones de dólares, se requieren refinerías de alta conversión que aseguren una mayor producción de petrolíferos por barril de petróleo crudo procesado.

Cuadro 4.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 1,245 1,286 1,303 1,284 1,284 1,270 1,261 1,295

Tula 281 272 296 294 273 292 269 299

Salina Cruz 306 306 288 293 290 272 279 277

Cadereyta 196 209 213 195 207 210 208 217

Salamanca 185 185 199 197 196 188 193 192

Minatitlán 170 177 167 163 169 170 162 167

Madero 108 141 145 142 149 141 152 152


PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO POR REFINERÍAMiles de barriles diarios

Se ha señalado, que la refinería de Deer Park24, donde participa Pemex desde 1993, muestra brechas financieras -resultado de menores costos en insumos- que podrían servir como referencia para incrementar los márgenes de operación25. Con cifras a 2007 solo Caderyta (13.2 dólares por barril) era la que más se le acercaba al rendimiento de Deer Park (14.2 dólares por barril), comparativamente con Minatitlán (2.2 dólares por barril), Tula (5.4 dólares por barril) y Salina Cruz (5.5 dólares por barril), que eran de los más bajos.

24 Pemex y Shell tienen una sociedad de coparticipación en la Refinería Deer Park desde 1993. Pemex, a través de PMI Norteamérica, SA de CV es dueño de la mitad de los activos de la refinería. 25 El margen variable de refinación es una estimación del rendimiento de operación por barril de crudo procesado. La estimación del rendimiento de operación es el valor de las ventas menos el costo de materias primas, autoconsumos (combustóleo y gas natural utilizados para el funcionamiento de las refinerías) y servicios auxiliares (energía eléctrica, agua y catalizadores). El margen de operación, se deriva de la relación entre el rendimiento de operación y el valor de las ventas de las refinerías.


43

Figura 4.29

14.2413.2

9.81

2.19

7.14

5.5 5.37

7.03

Deer Park Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula PEMEX Refinerías

Fuente: UEC con información de Pemex Refinación.

MÁRGENES VARIABLES DE REFINACIÓN 2007Dólares por barril

Datos correspondientes a 2009, indican una caída abrupta de los márgenes variables de refinación a nivel internacional, debido a que las estrategias de algunos gobiernos están buscando depender menos del consumo de productos fósiles como el petróleo y están buscando otras alternativas. Así, por ejemplo, en 2005-2009 en Norteamérica se cayeron los volúmenes de consumo de petróleo crudo a una TMAC de 1.8%, solo EUA lo hizo a una tasa de 2.1%, y Europa con una disminución promedio de 0.9%26. Esta situación explica que haya una sobrecapacidad de refinación mundial que está llevando a un desplome de los márgenes de procesamiento de crudo que hace 10 y 15 años habían llegado a 15 dólares por barril de petróleo crudo y en 2009 se ubicaron en 3.8 dólares por barril, en EUA fueron de 8.5 dólares y en México de 1.6 dólares por barril.

Figura 4.30

1.1

24.817.5

3.1

12.8

‐0.7 ‐1.3

‐55.6

1.61.4

35.4

19.6

6.6 4.10.0 0.9

‐59.4

8.5

Gas Licuado Gasolinas Diesel Querosinas Residuales Gasóleo de Vacío

Otros Crudo Margen variable

SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN

EUA

MÁRGENES VARIABLES COMPARATIVOS DE REFINACIÓN, 2009Dólares por barril

Fuente: UEC con datos del Informe Anual de Pemex, 2009.

26 EUA continúa siendo el principal país consumidor de petróleo crudo con 22.7% del consumo mundial a 2009, después de alcanzar un máximo de 25.8% en 1999 y declinar a 24.9% en 2005. Y en gas natural aunque en menor proporción, hay una tendencia similar, 22% en 2009, 27.3% en 1999 y 22.5%.

SECTOR ENERGÉTICO

44

La modernización de las capacidades de procesamiento de petróleo en las refinerías de Cadereyta y madero permiten mantener la capacidad de refinación, no obstante, se requiere no postergar aun más la construcción de la refinería de Tula y avanzar en los proyectos de reconfiguración de las refinerías de Minatitlán, la de Tula en operación, Salina Cruz y Salamanca. Con la nueva refinería, con capacidad de 250 mbd y las reconfiguraciones las importaciones de gasolinas podrían disminuir a 27% como proporción del consumo.

Algunos analistas recomiendan que ante la coyuntura de sobrecapacidad de refinación EUA, Canadá y Europa analizan la posibilidad de eliminar 4.3 millones de barriles en los procesos de refinación entre 2010 y 2013, lo que implicaría que 56 refinerías de estas regiones podrían reducir sus ritmos de producción y probablemente hasta cerrar operaciones27. En tal sentido, se recomienda que México no invierta más en construcción de refinerías cuando podría destinar un capital menor a la adquisición de alguna de estas refinerías que están disponibles para su venta, como lo hizo con Deer Park en EUA. Las estimaciones de Pemex indican que la paraestatal podría estar produciendo 1.9 millones de barriles diarios de crudo en 2020, 700 mil menos que en 2009, lo que indicaría que con la nueva refinería de Tula casi se cubriría el total de las necesidades de refinación del país, por lo que resulta poco beneficioso aumentar la capacidad de transformación de petróleo crudo.

No obstante, el incremento en la oferta de infraestructura de refinación propia es necesaria para México, debido a que el proceso de transformación requiere de plantas de alta conversión y de refinación de crudo pesado, con estándares compatibles con la instalación de ductos y trenes de procesos y sin los vicios ocultos que podrían tener las refinerías disponibles para su compra en el mercado internacional. Las refinerías externas podrían tener un menor costo de adquisición pero sus gastos de operación y mantenimiento podrían ser más altos en el largo plazo por probables problemas técnicos, de mantenimiento, administrativo-laborales y financieros no resueltos. Con la importación de gasolinas, México está financiando inversiones y empleos en el exterior que deberían generarse internamente. Se requiere que el país cuente con un SNR sólido que no ponga en riesgo la naturaleza de la propiedad y que responda a los estándares de conversión necesarios para atender una demanda creciente de hidrocarburos (gasolinas, diesel y turbosinas).

A nivel mundial, algunas de las empresas petroleras más importantes han aumentado su capacidad de destilación primaria y han superado a Pemex, aun teniendo menores niveles de producción de petróleo crudo, tales son los casos de la venezolana PDVSA con una capacidad de 3.0 millones de barriles, la brasileña Petrobras, 2.11 millones de barriles, NIOC de Irán, 1.6 millones y la china CNPC, 2.83 millones de barriles diarios, entre otras. Estas son empresas que han destinado mayor financiamiento a la inversión en infraestructura de refinerías y para la reconfiguración de las plantas existentes.

27 Estimaciones del Departamento de Energía de EUA indican que en 2009 los resultados operativos y financieros de las refinerías BP, Chevrón, Exxon Mobil, Shell, Valero, ENI y Total, entre otras, reflejan pérdidas millonarias por exceso de capacidad y bajos márgenes.


45

4.3.8 Evolución de la producción de petroquímicos

La capacidad de producción de petroquímicos se mantuvo estancada en 1999-2009, al pasar de 11.7 millones de toneladas a 13.1 millones de toneladas, es decir, tuvo un cambio de tan solo 1.1% promedio anual y la elaboración de petroquímicos tuvo un descenso de 0.5%, al llegar en 2009 a 7.6 millones de toneladas. Al igual que en otros segmentos de la industria, en petroquímica los aumentos son marginales y con una tendencia a la baja en los niveles de producción.

Cuadro 4.10

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Capacidad de producción 11.7 11.6 11.2 11.6 12.5 12.5 12.6 12.6 12.6 12.8 13.1

Elaboración 8.0 6.8 6.0 5.9 6.1 6.2 6.2 6.6 7.5 7.8 7.6

Derivados del metano 3.0 2.3 1.8 1.7 1.4 1.7 1.2 1.4 1.9 2.2 2.0

Derivados del etano 2.7 2.6 2.4 2.3 2.2 2.1 2.5 2.7 2.6 2.6 2.7

Aromáticos y derivados 1.2 0.7 0.6 0.7 0.8 1.2 1.2 1.1 1.3 1.4 1.2

Otros 1.0 1.3 1.2 1.2 1.7 1.3 1.4 1.3 1.7 1.7 1.7

Elaboración/capacidad de producción 68.4% 58.6% 53.6% 50.9% 48.8% 49.6% 49.2% 52.4% 59.5% 60.9% 58.0%

Valor de ventas (miles de millones de pesos) 9.3 10.0 8.0 7.1 10.6 16.4 19.7 20.4 21.4 25.8 19.3

Derivados del metano 1.6 1.6 1.4 1.1 1.6 2.2 2.5 2.7 3.1 5.4 3.9

Derivados del etano 5.5 5.9 4.8 4.1 6.2 8.3 10.3 11.2 11.7 14.1 12.0

Aromáticos y derivados 1.7 1.7 1.2 1.3 1.9 4.7 5.6 5.8 5.9 5.3 2.7

Otros 0.6 0.8 0.5 0.7 0.9 1.3 1.4 0.6 0.7 0.9 0.7

Volumen de ventas internas 3.6 2.5 2.3 2.2 2.1 2.4 2.5 2.5 2.7 2.8 2.7

Balanza comercial 707 798.9 652.3 634.4 718.2 809.6 628.6 563.7 422.6 336.7 356.8

Fuente: UEC con datos de Pemex, Anuarios Estadísticos.

CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN Y VENTA DE PETROQUÍMICOS

Millones de toneladas

El índice de elaboración de petroquímicos a capacidad de producción, descendió 10 puntos porcentuales en los últimos diez años, lo que refleja un mayor deterioro de la capacidad del proceso de producción. Así, hay un descenso en el volumen de producción de petroquímicos que en términos de valor es compensada por el incremento de los precios de los productos petroquímicos, de tal manera que las ventas internas en valor, se han mantenido con crecimientos importantes en términos reales.

Un deterioro mayor, se observa en el volumen de ventas de petroquímicos que descendió a una tasa media anual de 2.8%, al reportar 3.6 millones de toneladas en 1999 y 2.7 millones de toneladas en 2009. Los factores que explican la decadencia de la petroquímica están asociados a los bajos niveles de inversión y al desinterés en restituir las cadenas de valor con la industria privada del país. La cancelación de proyectos de inversión en varios de los complejos petroquímicos, donde se privilegió un proceso de privatización de plantas.

Y aunque la balanza comercial en volumen presenta superávit, tiene un marcado descenso cuyo nivel significó en 2009 la mitad del reportado en 1999. Por ello, los precios se reflejaron en rápido ascenso de las importaciones y un lento crecimiento de las exportaciones, por lo cual a 2009 la petroquímica registró un déficit en su balanza comercial de 16.2 millones de dólares.

SECTOR ENERGÉTICO

46

4.3.9 Contratos de servicios incentivados

Los contratos incentivados es un nuevo modelo de contratación de servicios de Pemex que se encuentra en revisión en el Consejo de Administración de la paraestatal, se pretende utilizarlo en un 95% de las nuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros. Las dos zonas donde podría aplicarse este nuevo modelo son en Aguas Profundas del Golfo de México, donde se estima que existen yacimientos por 30 mil millones de barriles de petróleo crudo y las Cuencas del Sureste donde hay aproximadamente 23 mil millones de barriles. Los contratos pretenden maximizar el valor económico de los proyectos mediante la utilización de tecnología para extraer el petróleo crudo.

El modelo se aplicará a la contratación de bienes y servicios, el desarrollo de tecnologías y habilidades personales y consistirá en el otorgamiento de incentivos en proyectos donde se obtengan mejores resultados de los programados. Particularmente será utilizado en campos maduros como Chicontepec y Aguas profundas.

Un problema que se ha detectado es que estos servicios se pagarán en función del ingreso que genere la venta de petróleo, gas y otros hidrocarburos. Asimismo, el modelo promueve la opacidad de los contratos, la solución de las controversias las llevaría a las cortes internacionales, se fomentaría la adjudicación directa de los proyectos y no se establecen límites a la participación de empresas transnacionales.

Los contratos incentivados no son más que los anteriormente conocidos como contratos de riesgo que operaron durante los años 60´s y que consisten en asumir riesgos y ganancias conjuntos entre Pemex y la empresa contratista. Las empresas transnacionales extranjeras especializadas podrían participar en proyectos de extracción y exploración de Pemex y recibir una ganancia proporcional a los beneficios que generen los proyectos.

Un claro ejemplo de estos contratos lo constituyen los campos del activo Chicontepec, donde empresas transnacionales de extracción como Halliburton están cobrando regalías aun sin producir petróleo en los volúmenes presupuestados por Pemex.

En febrero de 2010, se realizaron modificaciones a la normatividad en materia de contratos incentivados, particularmente en las Disposiciones Administrativas de Contratación (DAS) del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos28, donde se establece desaparecer el control compartido con particulares de los proyectos y la distribución de la renta petrolera.

28 En febrero de 2010 se realizaron modificaciones al Reglamento de Ley de Petróleos Mexicanos, relativas a las DAS con el objeto de evitar que las empresas contratistas recibieran beneficios abiertos por su participación en proyectos de exploración y explotación en activos petroleros que se tradujeran en violaciones al marco constitucional en la materia. Se modificaron principalmente los términos relativos a realizar conjuntamente con particulares el control estratégico de los proyectos y a posibilitar que los proyectos de riesgo asignen a los contratistas parte de la renta petrolera. Será necesario revisar los nuevos contratos y sobre la práctica evaluar la permanencia e impacto de los incentivos que promovían originalmente.


47

4.3.10 Importación de gasolinas y política de precios

Producto de la falta de infraestructura de refinación y de financiamiento requerido para atender los programas de reconfiguración de las seis refinerías que operan en el país, la importación de petrolíferos creció entre 1999 y 2008 a una TMA de 27.2% en dólares y 6.1% en barriles de petróleo crudo equivalente. Sobresale por encima de todos los petrolíferos el aumento promedio de las compras de gasolinas al exterior, que fue de 34.7% en valor en ese mismo periodo, y 14.2% en barriles de petróleo crudo equivalente. En 2008-2009, la menor demanda de energéticos y el descenso de los precios de las gasolinas, promueven una caída de 36.2% en el valor de las ventas.

Cuadro 4.11

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Importaciones (MD)

Petrolíferos 2,512 4,233 3,656 2,495 2,423 3,792 7,859 10,029 15,797 21,893 13,310

Gas Licuado 392 606 601 472 574 648 707 814 1,095 1,118 771

Gasolinas 1,003 1,346 1,931 1,192 1,033 2,136 5,205 6,624 10,917 14,611 9,323

% del consumo interno 24.2 27.7 24.0 16.0 15.9 24.3 39.1 39.1 53.7 65.7 47.3

Diesel 246 388 488 205 61 60 601 1,263 1,961 3,379 1,381

Combustóleo 579 1,132 716 156 199 226 415 285 385 1,158 943

Importaciones (mbpc)

Petrolíferos 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3

Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281

Gasolinas 104.8 90.6 139.3 95.6 69.1 112.5 190.4 214.2 315.3 345.6 335.1

% del consumo interno 20.5 17.1 25.3 16.9 11.5 17.7 28.4 29.8 41.5 43.6 42.3

Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359

Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209

Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos de Pemex.

IMPORTACIÓN Y CONSUMO DE PETROLÍFEROS

La producción de gasolinas prácticamente está estancada en las refinerías de Minatitlán, Salina Cruz, Salamanca y Tula, debido a que este grupo de refinerías requieren procesos de reconfiguración y de conversión de residuales, modernización, mantenimiento y nuevos trenes de refinación que se estiman en 514 mil millones de pesos en proyectos a desarrollar entre 2009 y 201729.

Las reconfiguraciones de Minatitlán (2010) y Salamanca (2014), aunado capacidad adicional (300bpcd) de la Nueva refinería de Tula (2016), podrían abatir según estimaciones de Pemex Refinación el volumen de importaciones de gasolinas y pasar de 42.3% del consumo interno en 2009 a 27% en 2016. Es decir, Pemex adelanta que en los próximos años se van a mantener elevadas las importaciones de gasolinas y que los proyectos y sus recursos son insuficientes para abatirlas totalmente. Más aun, si los proyectos se postergan o no se alcanzan las importaciones podrían representar en los siguientes años cerca de 50% del consumo doméstico del petrolífero.

El costo financiero de las importaciones de petrolíferos está afectando la rentabilidad operativa del organismo, particularmente a partir de 2004 cuando representó 5.4% de las ventas totales y progresivamente fue aumentando hasta alcanzar 15.2% en 2007,

29 Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017. SENER

SECTOR ENERGÉTICO

48

18.4% en 2008 y 16.5% en 2009. Durante esos últimos seis años se acumuló un gasto financiero de 834 mil millones de pesos, por compra de petrolíferos al exterior, similar al saldo del pasivo PIDIREGA y muy superior al pasivo laboral, equivalente a 83% de la inversión física total acumulada de Pemex en 2004-2009, recursos con los que se podrían construir 6 refinerías como la que está en proceso en el estado de Hidalgo.

El costo de la importación de gasolinas también ha sido considerable, en 2004-2009 ascendió a 561 mil millones de pesos, 67% del total de petrolíferos importados, y su incremento se refleja en una mayor proporción en el valor del consumo interno: 24.3% en 2004, 65.7% en 2008 y 47.3% en 2009.

Figura 4.31

9.6 12.7 18.0 11.5 11.1

24.1

56.7

72.2

119.3

162.7

125.9

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

IMPORTACIÓN DE GASOLINASMiles de millones de pesos


Pemex Refinación30 enfrenta retos importantes de corto, mediano y largo plazos en cuanto a la construcción de infraestructura, las cuales deben ser atendidos a la brevedad para garantizar la sustentabilidad de la empresa y el suministro de combustibles líquidos para el país. Estos retos se resumen en cuatro líneas de acción:

― Incrementar la capacidad de importación y fortalecer la infraestructura de almacenamiento y distribución, en el muy corto y mediano plazos.

― Reconfigurar las refinerías faltantes del SNR (concluir Minatitlán e iniciar proyectos en Salamanca, Tula y Salina Cruz).

― Construir nueva capacidad de refinación. ― Construir infraestructura para cumplir con la normatividad ambiental.

Ya en el Informe de Revisión de la Cuenta Pública 200731, la Auditoría Superior de la Federación dio cuenta que la empresa PMI Trading Limited, filial de Pemex, realiza la intermediación de las importaciones de gasolinas que adquiere Pemex Refinación

30 Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México. Pemex, julio de 2008. 31 ASF (2008). Importación de Gasolina. Informe del Resultado de la Revisión y Fiscalización de la Cuenta Pública 2007.


49

para su venta en el mercado nacional. La ASF, comprobó que la filial es una empresa privada constituida en Irlanda en 1991 bajo el régimen de sociedad limitada, razón por la que Pemex no la considera una empresa paraestatal. Es una empresa instrumental, unimembre, sin empleados que comercializa en el mercado internacional productos petrolíferos, cuyo accionista mayoritario es Pemex. A través de esta empresa se ha promovido la adquisición de gasolinas en el exterior, Pemex en 2009, tuvo que recurrir a 16 países para adquirir un promedio de 335 mil barriles diarios donde destacan EUA con 59.4%, Holanda 15.4%, España 5.1% y Arabia Saudita 3.7%. Dado el perfil legal de la empresa, la ASF determinó que PMI Trading no se apegó al régimen de rendición de la Cuenta Pública Federal y se maneja bajo un régimen de derecho privado. Los precios de las gasolinas negociados por Pemex refinación en esos mercados le han sido desfavorables en virtud que comparativamente con los precios internacionales de la mezcla mexicana de exportación, significan un elevado margen para las empresas que le venden la gasolina a la paraestatal. Entre 2005 y 2008, esos márgenes rebasaron 30 dpb el precio de la mezcla de exportación, es decir, cada barril de gasolina importado le costó a Pemex en promedio 92.9 dólares y cada barril de petróleo crudo vendido a las refinerías procesadoras internacionales de esos países, lo colocó en promedio a 60.4 dólares. La caída de los precios internacionales y una menor demanda de petrolíferos en 2009, implicó que Pemex pagara un menor margen.

Figura 4.32

10.0

14.8

19.2

12.5

16.9

21.4

32.7 32.1 33.531.1

18.5

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

DIFERENCIAL DE PRECIOS: GASOLINA IMPORTADA Y MEZCLA DE EXPORTACIÓNDólares por barril

GasolinaMME

25.6 39.6 37.8 34.1 41.7 52.4 75.5 85.2 95.1 115.5 75.915.6 24.8 18.6 21.5 24.8 31.1 42.7 53.0 61.6 84.4 57.4


Se ha señalado que la refinería subsidiaria de Pemex en Texas, Deer Park, maquila para la paraestatal diversos productos petrolíferos y que comercializa la gasolina con márgenes mayores a los antes señalados. En 2007, para procesar gasolina ultra baja en azufre (UBA), un tipo de gasolina Premium, la refinería pagó a Pemex 20dpb por cada barril de petróleo crudo adquirido y la gasolina se la vendió a precio de mercado internacional, 74dpb. Tomando como referencia ese año, el precio del combustible en puerta de la refinería en México era de 5.08 pesos por litro, 3.07 pesos más barata que la que se vende en el país. Pemex requiere invertir en plantas resulfurizadoras

SECTOR ENERGÉTICO

50

para procesar estas gasolinas, mientras no cuente con ellas tendrá que importar ese tipo de gasolina. Dichas cotizaciones de venta de petróleo crudo y adquisición de gasolinas requieren ser revisadas por el órgano de fiscalización superior mexicano con el objeto de transparentar las operaciones implícitas y buscar correcciones en transacciones que puedan afectar la situación financiera de Pemex.

4.4. Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex

En general, Pemex reporta diversos riesgos financieros y operativos que se reflejan en un deterioro de sus resultados. Un aspecto sin duda relevante lo es también la parte jurídica y regulatoria de operaciones e instrumentos financieros: deben destacarse por su relevancia el régimen legal de los vehículos financieros y empresas filiales donde la empresa tiene participación accionaria mayoritaria que triangulan operaciones en mercados off-shore cuyas operaciones están fuera de balance y no están regidos por la legislación del país; el régimen fiscal de Pemex, que se fundamenta en la Ley de Derechos, en materia de hidrocarburos, requiere ser revisado principalmente en sus implicaciones sobre la disponibilidad de recursos financieros para apuntalar sus programas estratégicos, la descapitalización de la empresa y los altos niveles de endeudamiento.

4.4.1 Vehículos financieros

Los vehículos financieros de PEMEX realizan sus transacciones financieras extraterritorialmente y no se sujetan a la normatividad y regulación correspondiente, presupuestal y financiera existente en el país. En el ejercicio fiscal 2008, PEMEX omitió rendir cuentas a la federación sobre la situación financiera de las transacciones realizadas por instrumentos financieros de este tipo que cuentan entre sus activos con capital del organismo y que realizan operaciones en paraísos fiscales, donde la regulación financiera es laxa y donde coexisten regímenes tributarios de excepción.

El Master Trust y el Fideicomiso F/163, son los dos vehículos financieros de PEMEX más importantes en la obtención de recursos para financiar la operación de la empresa y para complementar el financiamiento de los PIDIREGAS, que operó desde 1997 hasta 2008, y que resultó insuficiente para cubrirse con recursos propios. Debido al oneroso régimen fiscal, los flujos netos obtenidos de la operación de los PIDIREGAS fueron negativos, por ello, PEMEX recurrió a través de la colocación de diversos instrumentos de de deuda a diversos intermediarios del país y del exterior.

Otros tres fideicomisos como el PEMEX Finance Ltd., el Repcon Lux, S.A. y Pemex Capital, son instrumentos financieros de la empresa que conforman el esquema total de los vehículos financieros, están facultados para realizar diversas operaciones tales como emitir deuda con garantía en el patrimonio de la entidad pública descentralizada, emitir bonos y pagos de deuda, intercambiar compromisos de deuda por acciones (swaps) y compra de cuentas por cobrar.


51

Figura 4.33

Pemex CorporativoTMF Corporate Services

Nacionalidad: Luxemburgo

ING, SA de CVCasa de Bolsa

Bancomer, SA de CVNacionalidad Mexicana

BNP PrivateBank & Trust

Cayman LimitedNacionalidad Islas

Caimán

Pemex ProjetFunding Master

Trust Nacionalidad EUA

Pemex CapitalNacionalidad

EUA

Rep Con LuxNacionalidad Luxemburgo

Fideicomiso F/163Nacionalidad

Mexicana

Pemex Finance, LtdNacionalidad Islas

caimán

Emite títulos de deuda en moneda extranjera.

Fuera de presupuesto hasta 2008.

Triangula operaciones en paraísos fiscales

Mecanismo de emisión y pagos.

Emite papel comercial.

Venta y amortización de bonos.

Monetización de las acciones de Repsol YPF.

Emisión de un bono convertible en acciones.

Emisión de deuda en moneda extranjera.

Emisión y colocación de certificados bursátiles.

Contrata créditos con la banca mexicana.

Financia proyectos PIDIREGAS.

Emisión de deuda. Compra de cuentas

por cobrar de la venta de petróleo.

Financiamiento de proyectos PIDIREGAS

Dada la escasa claridad sobre el régimen jurídico de estos vehículos, no son considerados filiales, subsidiarias o empresas paraestatales. PEMEX no reportó sus balances en los informes de cuenta pública, la cual se prepara y presenta conforme a las Normas Gubernamentales. En los estados financieros consolidados de PEMEX, la paraestatal elabora su información en base a las Normas de Información Financiera, antes PBCGA, en los que consolida a los vehículos en el rubro de deuda de largo plazo y, no así bajo los criterios de la contabilidad gubernamental (PBCG), debido a que los vehículos no son entidades que estén bajo control presupuestal, de acuerdo con lo expuesto por PEMEX sobre la naturaleza de estos intermediarios.

No obstante, para informar a la Securities and Exchange Commission (SEC), de EUA, sí se consideró como deuda todo el pasivo de estos instrumentos financieros y no se reportó para propósitos de cuenta pública y presupuesto de egresos. En el gasto programable de los ejercicios fiscales correspondientes se registraron parcialmente los pasivos.

4.4.2 Régimen fiscal sobre hidrocarburos

La SHCP, desarrolló una compleja estructura de impuestos, derechos y aprovechamientos, de diferente naturaleza, porcentajes y destinos de aplicación que están vigentes hasta 2009 en la normatividad existente. El régimen establecido ha tenido depuraciones en las que se han derogado algunos impuestos y derechos, incluso el ARE que estuvo vigente hasta 2006. Se ha buscado asimismo crear nuevos derechos cuyos recursos se destinan a crear fondos para la investigación científica y tecnológica dentro de las funciones del IMP, la estabilización de los ingresos petroleros y para apoyar la función de fiscalización de la industria petrolera. El impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) dejó de aplicarse a partir de 2006 como gasto de Pemex debido a que los diferenciales con relación a los precios internacionales de las gasolinas implicaron impuestos negativos, es decir, constituyen un ingreso por lo que se registra ahora en el rubro de otros ingresos netos.

SECTOR ENERGÉTICO

52

Figura 4.34 NORMATIVIDAD APLICABLE CUENTA PÚBLICA 2007-2009

Impuestos y derechos

Normatividad

Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOH). Tasa de 78.76%en 2007, 74% en 2008, 73.5% en 2009, 73% en 2010, 72.5% en 2011 y 71.5% en 2012, aplicada a la diferencia entre el valor anual del petróleo crudo y gas extraídos y las deducciones permitidas.

Ley Federal de Derechos Artículo 254.

Derecho al Fondo de Investigación Científica y Tecnológica en Materia de Energía. Tasa de 0.05% al valor anual del petróleo crudo y gas natural.

Ley Federal de Derechos Artículo 254. Bis.

Derecho Fiscalización Petrolera. Tasa de 0.003% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año.

Ley Federal de Derechos Artículo 254 Ter.

Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. Derecho de 1 a 10% al valor anual de petróleo crudo del año incluido el consumo de Pemex PEP, cuando en el año el precio promedio exceda 22dpb.


Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Crudo. Cuando el precio del barril exceda al precio de referencia estimado en la LIF, se aplicará la tasa de 13.1% al valor que resulte de multiplicar de ambos precios por el volumen de exportación del año.


Derecho Adicional sobre la Extracción de Petróleo Crudo. Cuando la extracción de petróleo crudo exceda en un año un rango de 1,248 a 1,286 mbp.

Ley Federal de Derechos Artículo Sexto Transitorio.

Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Gasolina y Diesel

Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios.

Impuesto al Valor Agregado. Gasolinas y Diesel Ley de Ingresos de la Federación. Impuesto a la Exportación de Petróleo Crudo, Gas Natural y Derivados.

Ley de Ingresos de la Federación.

Impuesto a los Rendimientos Petroleros Ley de Ingresos de la Federación. Impuesto a la Importación de Mercancías. Ley de Ingresos de la Federación. Aprovechamiento sobre Rendimientos (ARE). Derogado a partir de 2007

El Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOH), es el más relevante de todos debido a que en 2009 representó 82.5% de la carga fiscal total y se destina a financiar los ingresos del gobierno federal. Buscando disminuir el gasto que para el organismo significa este derecho, en 2006 el régimen fiscal sufrió modificaciones con disminuciones propuestas en los porcentajes aplicables del DOH, de 79% en 2007 a 73.5% en 2009 y 73% en 2012, no obstante, en impacto en el costo fiscal ha sido menor y no ha provocado el beneficio pretendido por la entidad que busca disponer de mayores recursos para incrementar proyectos de inversión básicos y estratégicos. La revisión del costo fiscal únicamente de ese derecho ha implicado todo lo contrario de lo pretendido, el DOH como proporción de la rentabilidad operativa se incrementó de 80% en 2006 a 95% en 2007 y 117% en 2008; aun en 2009, con una sensible disminución de la renta operativa el derecho representó 105%.


53

Cuadro 4.12

Miles de millones de pesos 2004 2005 2006 2007 2008 2009Impuestos, derechos y aprovechamientos 490.1 580.6 582.9 677.3 771.7 546.2 Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 344.9 515.1 486.2 559.4 667 450.7 Otros Derechos 52.8 0 61.9 78.2 94.2 87.2 Impuestos y Aprovechamientos 92.4 89.1 34.8 39.7 10.5 8.3

Estructura porcentualImpuestos, derechos y aprovechamientos 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 70.4 88.7 83.4 82.6 86.4 82.5 Otros Derechos 10.8 0.0 10.6 11.5 12.2 16.0 Impuestos y Aprovechamientos 18.9 15.3 6.0 5.9 1.4 1.5

Miles de millones de pesos de 2009Impuestos, derechos y aprovechamientos 603.3 691.6 667.3 747.3 799.3 546.2 Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 424.5 613.6 556.6 617.2 690.8 450.7 Otros Derechos 65.0 0.0 70.9 86.3 97.6 87.2 Impuestos y Aprovechamientos 113.7 106.1 39.8 43.8 10.9 8.3Fuente: UEC con información de estados financieros de Pemex.

CARGA FISCAL DE PEMEX

73%103%

80%95%

117% 105%

11%

0%

10%

13%

16%20%

20%

18%

6%

7%

2%2%

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Impuestos y Aprovechamientos

Otros Derechos

Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos

CARGA FISCAL COMO PROPORCIÓN DEL RENDIMIENTO OPERATIVO

104%116%

96%

115%

135%128%

En la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos32, aprobada en noviembre de 2008, se incorporaron modificaciones al régimen fiscal de Pemex, creando nuevos derechos que no fueron incluidos en la Ley de Ingresos de la Federación de 2009 pero que la Cuenta Pública de este año33 sí reportó recaudación:

Figura 4.35 DERECHOS ADICIONALES EN 2009 Nuevos derechos Artículos LFD

Derecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) de Chicontepec y aguas profundas. De 10 a 20% sobre valor de extracción, para el FEIP.

257 Bis

Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) para el Paleocanal de Chicontepec. El 75.1% del valor anual extraído.

257 Ter

Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) para campos en aguas profundas. Tasa entre 60% y 71.5% del valor anual extraído.

257 Quáter

En el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, los cambios a la LFD pretenden reconocer los mayores costos de diversas tecnologías que se están empleando para su exploración y explotación. Las modificaciones al régimen fiscal contemplan que ante un escenario de menor producción y de precios internacionales de petróleo, se requería perfeccionar el régimen fiscal de Pemex. En la sección correspondiente, se mencionó los altos costos en los que está incurriendo el proyecto Chicontepec, el elevado monto de sus inversiones y los bajos volúmenes de producción de petróleo crudo y gas natural. De tal manera que aun con un régimen de deducciones más agresivo la rentabilidad generada no será suficiente para recuperar rápidamente la inversión.

32 Diario Oficial de la Federación. Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos mexicanos. Noviembre 13 de 2008. 33 La Cuenta Pública de 2009 reportó ingresos por la recaudación del DSEH por 2.7 miles de millones de pesos y 7.7 miles de millones por el DESH para campos en el Paleocanal de Chicontepec. SHCP

SECTOR ENERGÉTICO

54

Ibarra D. (2008)34, señaló que la absorción masiva de las rentas petroleras por la vía de derechos y de impuestos ha dejado a la empresa en la imposibilidad de gastar apropiadamente en la localización y el desarrollo de campos petroleros, en la reconstitución de reservas, en emprender la construcción de nuevas refinerías y en impulsar la petroquímica.

La creación de derechos adicionales afectará en la misma proporción la disponibilidad de financiamiento para atender el rezago de las inversiones en infraestructura productiva y de exploración de la industria y proveerá escasos recursos adicionales al gobierno federal para compensar el déficit fiscal.

En su plan de fiscalización superior, la ASF podría incorporar a sus programas de auditoría la revisión y probable propuesta de reducción del principal derecho, el DOH, una valoración del régimen fiscal implicaría una disminución de 25 a 30 puntos porcentuales del DOH en función de la propia valoración de los requerimientos de inversión de la paraestatal. Este ajuste en el derecho significaría recursos adicionales por más de 200 mil millones de pesos para Pemex35 y habría margen para diseñar nuevos derechos, cuyo destino iría dirigido a crear fondos preventivos para pensionados y jubilados, seguridad médica, seguro de desempleo, como ya lo hacen otros países petroleros. La SHCP, tendría que comprometerse a revisar su política tributaria y disminuir al menos en una proporción equivalente su gasto fiscal, principalmente las exenciones, facilidades, deducciones y créditos fiscales al ISR de las empresas corporativas.

4.5. Evaluación de la inversión de Pemex

La inversión presupuestaria fue desplazada por inversión privada. En 1997 la privada representó 19.1% de la total y para 2008 ascendió al 65%, mientras que la presupuestaria pasó de 81% en 1997 a 35% en 2008. Esto quiere decir que, en 2008 por cada peso invertido por PEMEX 65 centavos los financia el sector privado y 35 centavos el sector público.

En la evolución de la inversión de capital, es de notar, el declive de la participación de la inversión directa programada que pasó de representar 61% en 1998 a sólo 11.7% en 2008; en contraste, fue creciendo la relevancia de la inversión PIDIREGAS, que para este último año representó 88.3% en el total de la inversión.

34 David Ibarra, El desmantelamiento de Pemex. ECONOMÍAunam vol. 5 núm. 13, 2008. 35 Los recursos del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos (FEIIP), son insuficientes para atender sus programas de inversión, los saldos reportados por Pemex mostraron a diciembre de 2008, 31 mil millones de pesos y 29 mil millones a diciembre de 2009.


55

Figura 4.36

30.6 24.7 28.7 27.4 22.7 19.1 12.4 21.6 20.7 17.4 23.5

251.5 263

19.7 27.643.1 35.6 57.7

94.4 110.3 105.6130.6 152.2

177.8

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010e

PIDIREGA

No PIDIREGA

e/ Estimación.Fuente: PEMEX

INVERSIÓN HISTÓRICA Y PROGRAMADA DE PEMEX


50.5

251.5

201.2

151.2

122.7

80.463.171.8

263

169.6

127.2113.5

52.3

Al eliminarse el financiamiento no presupuestal del esquema PIDIREGA, este concepto es substituido por Pemex bajo la denominación de activos y campos de explotación a partir de 2009. Prácticamente la totalidad de la inversión de los proyectos se concentró en Pemex PEP con 90.9% del total; 66.5% de la inversión total fue absorbida por siete proyectos de un total de 37 que originalmente fueron reconocidos como PIDIREGAS: Cantarell, Programa estratégico de Gas, Aceite Terciario del Golfo, Burgos, KMZ, Complejo Antonio J. Bermúdez y Delta de Grijalva. Con excepción de Burgos (2027), todos estos proyectos tienen un avance cuya conclusión se estableció entre 2010 y 2015.

Con la desaparición del esquema, se elimina el financiamiento privado de la inversión y se cancelan los proyectos concesionados a los empresarios privados, principalmente dueños de transnacionales. El nuevo modelo de inversión, con recursos totalmente presupuestales, deberá dirigirse hacia una visión estratégica-integral de todas las áreas de negocio de Pemex, sin descuidar ninguno de los procesos primarios, de transformación y de integración de las cadenas de valor-producción de crudo y gas, refinación y producción de petrolíferos.

SECTOR ENERGÉTICO

56

Cuadro 4.13

2007 2008 2009

TOTAL 175,772.8 187,492.1 248,548.0

Pemex Corporativo 74.0 98.8 313.3

Pemex‐Exploración y Producción 161,848.9 172,342.8 226,011.5

CantarellAcelerar la recuperación de

reservas y aprovechamiento de gas01/01/1997 31/12/2015 38,635.9 38,482.9 51,457.8 67.0

BurgosContinuar con el desarrol lo de los

campos con mayor reserva31/01/1997 31/12/2027 18,573.2 17,016.1 23,120.5 46.5

Proyecto Aceite Terciario del GolfoConstrucción de 118 baterías de

separación, 4 estaciones de

compres ión y 153 de bombeo

05/10/2002 31/12/2010 5,022.7 10,289.0 22,860.6 8.9

Integral CaanMenores costos y mayor ahorro en

operación y mantenimiento.3,063.5 3,351.5

Integral Ku‐Maloob‐ZaapAlcanzar producción de 4,532 mb de

aceite y 1726 (MMPC) de gas en el

periodo 2002‐2025

22/04/2002 31/12/2012 35,763.0 26,021.7 26,449.3 51.5

Integral Complejo A. J. BermudezMejorar recuperación y asegurar la

operación de los campos 30/04/2002 31/12/2012 8,842.5 11,190.8 12,358.1 53.4

Delta del GrijalvaRecuperar de 1998‐2022, 383 mb de

aceite y 1393 mil mil lones de pies

cúbicos de gas

01/01/1998 31/12/2011 2,208.9 4,339.0 4,943.4 63.8

Programa Estratégico de GasDesarrol lar un plan integra l de

exploración y explotación27/01/2001 31/12/2011 27,263.1 29,832.4 36,417.8 39.7

Otros proyectos1 22,476.1 31,819.4 48,404.0

Pemex‐Refinación 11,750.9 11,526.9 16,949.6

Refineria de Cadereyta Construcción de plantas nuevas 26/11/1997 21/11/2003 1,845.3 588.5 332.5 56.7

Refinería de Salamanca Ins ta lar 11 plantas p/ la susti tución

de crudo l i gero por pesado 11/03/2000 09/01/2003 337.0 981.8 104.2 n.d

Refinería de MinatitlánConstrucción 9 plantas , integración

y servicios auxi l ia res asociados08/12/2003 28/10/2008 8,795.4 7,362.0 5,158.6 91.7

Otros proyectos2 773.2 3,156.7 11,354.3

Pemex‐Gas y Petroquímica Básica 1,889.3 3,026.8 3,286.0

Proyecto de rehabilitación e

integración del sistema de desfogue

a quemadores del CPG cd. Pemex

Contar con tres quemadores para

desfogue húmedo y ácidoene‐07 dic‐11 110.9 100.5 251.8 28.2

Planta Criogénica Construi r una planta criogénica

para almacenar gas l i cuado08/01/1997 27/12/1999 1,745.3 1,314.6 639.7 16.7

Otros proyectos 33.1 1,611.7 2,394.6

Pemex‐Petroquímica 209.7 496.8 1,987.6

Modernización y ampliación del tren

de aromáticos I

Mejoras tecnológicas p/ aumentar

producción de Paraxi leno y benceno28/12/2007 20/12/2010 209.7 10.2 442.5 6.5

Otros proyectos 0.0 486.0 1,545.1

Fuente: UEC con información de la SHCP.

2 Refinerías de Madero y Tula .

1 Entre otros , Cabecera de la Región Sur y Norte, Bel lota Chinchorro, Integral Jujo e Integral Chuc.

EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Monto de Inversión Anual

Millones de pesosNombre del Proyecto Objetivo

Fecha de

inicio

Fecha de

término

% Avance

físico desde

inicio

proyecto a

2009

Los proyectos además de fortalecer la infraestructura de refinación, rezagada por más de 20 años mediante mayores asignaciones para mantenimiento, reconfiguración del sistema de ductos, de plantas y de transporte, buscará dirigirse hacia la reconstitución e incremento de las reservas de petróleo crudo y gas natural y de esta manera recuperar los volúmenes de producción perdidos en los últimos cinco años. Las mayores inversiones destinadas a los activos maduros como Cantarell, KMZ, Burgos, A.J. Bermúdez, entre otros, buscarán estabilizar los volúmenes de producción. Las reservas originales en gran parte de los activos no se están explotando totalmente por lo que es necesario continuar presupuestando recursos para extender el plazo originalmente fijado para su agotamiento.

57

SECCIÓN SEGUNDA EL SUBSECTOR ELÉCTRICO

Las mayores variaciones en los niveles de consumo de energía eléctrica a nivel mundial tienen lugar en países como China, India, Brasil que están experimentando elevados crecimientos en sus economías y han destinado un mayor consumo de energía al desarrollo de la industria intensiva en consumo de electricidad. En contraste, países como EUA y Canadá, Europa Occidental en general y otros países de Asia y Oceanía, su crecimiento económico ha sido más moderado y por ello su consumo de electricidad ha aumentado a menores tasas. 4.6. El consumo de energía eléctrica en México

En México, el consumo venía creciendo a tasas 2.1% en 2008, ventas internas y autoabastecimiento, no obstante, la declinación de la actividad productiva en 2009 provocó una caída que se estima en 1.6%. La SENER36 determinó que existe una correlación entre el comportamiento de la economía y el consumo interno de energía eléctrica que propició que en 2009 las ventas internas cayeran 1.3% y el autoabastecimiento 3.9%.

Cuadro 4.14

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumon nacional 155.9 166.4 169.3 172.6 177 184 191.3 197.4 203.6 207.9 204.5 2.8

variación % 6.5 6.7 1.7 1.9 2.6 3.9 4 3.2 3.1 2.1 ‐1.6

Ventas internas 145 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5 169.8 175.4 180.5 183.9 181.5 2.3

variación % 5.7 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8 3.3 2.9 1.9 ‐1.3

Autoabastecimiento 10.9 11.0 12.1 12.4 16.6 20.5 21.6 22.1 23.2 23.9 23.0 7.8

variación % 19.7 1.5 9.4 2.5 34.3 23.2 5.5 2.2 5 3.4 ‐4.1

Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER.

CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 1999‐2009Miles de GWh

tmca %1999‐2009

En 1999-2009, las ventas internas por sector económico se concentraron en la empresa mediana (36.1%), el consumo doméstico (24.9%) y la gran industria (22.8%) y en menor proporción en el agrícola, servicios y comercial. La recesión de 2008-2009, propició una desaceleración en el consumo de electricidad principalmente de las empresas de la gran industria, con una TMAC de -0.8% en el periodo, y aunque la empresa mediana también redujo su consumo en 2009, la TMAC del periodo fue positiva en 3.2%. El consumo doméstico es el segmento que más se ha expandido ya 36 Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER.

SECTOR ENERGÉTICO

58

que su contribución respecto del total es mayor a la de 1999 y su TMAC de 3.8% es la más elevada de todos los sectores.

Figura 4.37

33.4 36.1 38.3 39.0 39.9 40.7 42.5 44.5 45.8 47.5 48.5

11.0 11.7 12.2 12.5 12.8 12.9 13.0 13.2 13.4 13.6 13.45.4 5.9 6.0 6.1 6.1 6.3 6.4 6.6 6.8 7.1 7.88.0 7.9 7.5 7.6 7.3 7.0 8.1 8.0 7.8 8.1 9.349.4

53.4 54.7 55.8 56.9 59.2 61.9 65.3 67.8 69.1 67.637.8

40.3 38.5 39.2 37.4 37.537.8 37.9 38.8 38.6 34.8

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total

Gran ind.

E. mediana

Agrícola

ServiciosComercial

Doméstico

145.0155.3 157.2 160.2 160.4 163.5

175.4169.8180.5 183.9 181.5

SECTOR ELÉCTRICO NACIONALVENTAS INTERNAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Miles de Gigawatts hora

Fuente: UEC con información del sector eléctrico de la SENER.

4.7. Generación nacional de energía eléctrica

La generación de energía eléctrica nacional en 2009, ascendió a 262.9 miles de GWh, equivalente a 1.9% menos que en 2008. La desaceleración económica de 2009 propició que, en el año, prácticamente todos los generadores de electricidad disminuyeran sus volúmenes de producción acentuándose la caída en los permisionarios para usos propios, autoabastecimiento y cogeneración, incluida también la generación de electricidad para exportación. Los productores independientes (PIE), reportaron un menor incremento que en años anteriores pero continuaron siendo el segmento más dinámico.

Cuadro 4.15

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 204.3 209.6 214.4 223.9 234.0 246.3 254.9 261.8 267.7 262.9 2.8

S. Público1

191.4 192.5 178.5 170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9 157.0 ‐2.2

Permisionarios 12.9 17.1 35.9 53.0 72.8 74.7 90.8 101.8 107.8 105.9 26.4

PIE 1.3 4.6 21.9 31.6 45.9 45.6 59.4 71.0 74.2 76.5 57.3

Usos propios 1.7 1.4 1.5 1.5 1.5 1.4 1.2 1.0 1.0 0.8 ‐8.2

Autoabastecimiento 6.4 6.3 8.0 10.6 13.9 14.4 15.4 12.1 12.8 11.4 6.6

Cogeneración 3.4 4.8 4.6 6.7 7.2 7.3 7.8 11.5 12.4 11.1 13.9

Exportación 0.0 0.0 0.0 2.5 4.4 6.1 6.9 6.2 7.4 6.1 ‐

1 CFE y LFC.

Nota: La generación de electricidad de los permisionarios y su composición en 2009 es estimación propia.

Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico 2009‐20024, SENER.

GENERACIÓN BUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICAMiles de GWh

TMCA%200‐2009


59

La generación del servicio público, que incluye CFE y LFC37, cuya contribución en el total generado a 2009 fue de 59.7%, descendió en el año 1.8% producto no solo de la depresión y menor demanda de energía eléctrica sino también de su tendencia a la baja muy marcada entre 2000 y 2009 con una TMAC de -2.2%. En los últimos años, la dependencia de los permisionarios por parte del servicio público ha tendido a incrementarse. La generación de energía eléctrica por parte de los permisionarios privados aumentó a una TMAC de 26.4%, destacando el crecimiento y volumen generado de los PIE´s, el autoabastecimiento y la cogeneración: su contribución en el volumen generado pasó de 4.3% en 2000 a 40.3% en 2009. Aunque la CFE cuenta con 65% de la capacidad de generación de electricidad, ésta se ocupa parcialmente debido a que se privilegia la generación potencial de los permisionarios. Desde el año 2000, los permisionarios venden electricidad a CFE la cual es colocada en el segmento de la industria que es el más rentable38, el doméstico que es donde se encuentran los mayores problemas y más altos costos de suministro se está destinando a las dos paraestatales.

Figura 4.38

191.4192.5

178.5170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9

157.0

12.917.1

35.9

53.0 72.874.7

90.8101.8 107.8

105.9

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAMiles de GWh

Fuente: UEC con información de la Prospectiva del Sector Eléctrico 2009‐2024, SENER.

SERVICIOPÚBLICO

PERMISIONARIOS PRIVADOS

Los permisionarios tampoco corren riesgos debido a que venden la energía comprometida a la CFE y aunque se presenten paros o haya una menor demanda del energético, la paraestatal tiene que colocar los excedentes al costo que sea necesario, la electricidad no se puede almacenar y la CFE tiene que buscar que se consuma en el momento que se genera. Las altas tarifas de la electricidad no son producto exclusivamente de la energía generada por el servicio público, también se derivan de los altos costos de interconexión de los productores independientes y del gas natural que es el único combustible que los PIE´s utilizan. Se ha reiterado la

37 La SENER en sus prospectivas del sector eléctrico, incluye la generación de electricidad de los productores independientes de energía (PIE) como parte del servicio público, lo que en principio indicaría que existe un importante incremento en la generación de energía eléctrica por parte del mismo servicio público. 38 Se estima que las tarifas en el sector industrial son 60% más elevadas que las aplicadas a la energía destinada al sector doméstico.

SECTOR ENERGÉTICO

60

violación al artículo 27 constitucional donde se señala que corresponde solo a la nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público (...) por lo que no se otorgarán concesiones a los particulares39.

CFE, ha disminuido sus niveles de generación de electricidad y en consecuencia sus ventas debido a que el número de concesiones al sector privado se ha incrementado considerablemente. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene autorizados 772 permisos, 24 corresponden a grandes productores independientes, 595 a autoabastecedores, 58 para cogeneración, 37 para importación, 7 para exportación, 3 para pequeña producción y 48 para usos continuos. Todos ellos, tienen autorizada una generación de electricidad de 166.7 miles de GW hora/año40.

4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica

En 2009, la capacidad instalada nacional ascendió a 60.4 miles de MW, 1.3% más que la reportada en el año anterior y con una TMAC de 4.5% en 2000-2009. Al servicio público le correspondió 39.2 miles de MW lo que equivale a 64.9% de la capacidad nacional y a los permisionarios privados, 21.2 miles de MW, el restante 35.1% de la capacidad. La CFE indica que para satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país se ha tenido que aumentar la capacidad de generación de los Productores Externos de Energía (PEE), que son los mismos Productores Independientes (PIE’s). Como se muestra en la siguiente tabla, la infraestructura generadora de electricidad del servicio público está siendo subutilizada ya que en 2000-2009 se observa tan solo una TMAC de 0.9% en ese segmento, por el contrario, la TMAC de los permisionarios independientes aumentó en el mismo periodo 19.3%.

Cuadro 4.16

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

TOTAL 40.5 42.5 45.6 51.0 53.6 53.7 56.3 59.0 59.6 60.4 4.5

Servicio Público 36.2 36.9 37.2 36.9 38.4 37.2 37.3 38.4 38.4 39.2 0.9

Permisionarios 4.3 5.5 8.4 14.1 15.2 16.5 19.0 20.5 21.0 21.2 19.3

PIE 0.5 1.6 3.9 7.7 8.2 9.3 11.5 12.6 12.5 12.5 42.1

Usos propios 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 ‐0.3

Autoabastecimiento 2.2 2.3 2.8 3.1 3.7 3.9 4.1 3.5 4.0 4.1 7.4

Cogeneración 1.1 1.1 1.1 1.4 1.4 1.4 1.6 2.7 2.7 2.8 10.7

Exportación 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 ‐0.4

Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER.

Miles de MW

CAPACIDAD INSTALADA EN EL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL

tmca %2000‐2009

A diciembre de 2009, operaron 21 centrales generadoras -termoeléctricas- de productores externos de energía con capacidad de 11.5 miles de MW, que equivale a

39 No obstante, en las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992, se introdujeron las figuras de productores independientes, autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación e importación, en contraposición de lo dispuesto en el 27 constitucional. 40 Tabla de permisos de generación e importación de energía eléctrica administrados al 31 de mayo de 2010, CRE.


61

22.8% de la capacidad eléctrica del servicio público, incluidos los productores independientes. Entre las empresas que venden electricidad a la CFE y que algunas de ellas tienen contratos a 25 años, son Iberdrola que a esa fecha concentró una capacidad de 4.2 miles de MW, EDF International, con capacidad de 1.8 miles de MW, Unión Fenosa, 1.5 miles de MW y Mitsubishi con 1 mil MW, entre otras.

Figura 4.39

4,239

1,7651,491

990 984

525 511 495 484

Iberdrola EDF International

Union Fenosa

Mitsubishi Intergen Mitsui TransAlta Mitsubishi EDFI

AES

Fuente: UEC con información de CFE.

CAPACIDAD EFECTIVA INSTALADA DE GENERACIÓNPRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA (PEE)

MW

El resto de los permisionarios tiene una capacidad de generación de 8.7 miles de MW, equivalente a 14.4% del total nacional, destacando los autoabastecedores y cogeneradores. Con la liquidación de LFC, los particulares tendrán un mayor campo de acción ya que tendrán que satisfacer la demanda de electricidad de alrededor de 6 millones de usuarios y adicionalmente podrán utilizar más abiertamente la infraestructura dejada por LFC.

Margen de reserva de energía eléctrica. Según establece la Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024 de la SENER, el margen de reserva (MR) se define como la diferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema eléctrico y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Considerando que en 2009 hubo una contracción de la demanda de energía eléctrica del SEN que se estima en 1.3% y por el contrario un aumento en la capacidad de generación de alrededor de 1.34%, el margen de reserva resultante sería de 44% en 2009, superior al 42.5% de 2008. Un MR alto significa mayores costos operativos porque existe infraestructura subutilizada, que se traduce en mayores precios de la electricidad.

SECTOR ENERGÉTICO

62

Figura 4.40

21.023.2

31.828.0

41.3 40.038.0

43.3 42.5 44.0

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009e

MARGEN DE RESERVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONALPorcentajes de la demanda máxima

e/ Estimación propia.Fuente: UEC con información de Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER.

El margen de reserva operativo (MRO), una vez descontados el mantenimiento programado, fallas y degradación, después de 2000 también muestra una tendencia a la alza con tasas que oscilan entre 15% y 25% en los últimos años.

La SENER atribuye el incremento del margen de reserva de 2000-2009, principalmente al menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica lo que se explica, entre otros factores, por el comportamiento del crecimiento de la economía. Cuando la economía crece a una menor tasa que la estimada, generalmente se observa un menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica41. Existe el argumento de que la CFE realiza estimaciones de largo plazo de la demanda con demasiada anticipación basadas en escenarios macroeconómicos que posteriormente ajustan sus metas por debajo de las expectativas42.

Lo cierto es que también hay una explicación en los excedentes de capacidad instalada que anualmente se están incrementando a tasas muy altas y que en gran medida son producto de un mayor número de permisos de generación de electricidad otorgados a permisionarios privados.

4.9. Programas de inversión en infraestructura

La inversión en infraestructura eléctrica tiene dos componentes principales: la propia del servicio público, constituida por CFE y LFC, y la financiada que está integrada por los PIDIREGAS, principalmente Productores Independientes de Energía (PIE´s) y por otros productores externos de energía. La inversión financiada como proporción de la inversión total alcanzó una preeminencia estratégica al pasar de 30.4% en 1997 a 37.6% en 2009 y se estima que en 2010 se incrementará a 56.5% del total.

41 Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-2024, SENER. 42 Véase CFE y la Transición Energética. Odón de Buen. Revista Energía A Debate, Marzo-Abril de 2009.


63

4.9.1. Inversión financiada

Los proyectos PIDIREGA, como se definieron originalmente43 para el sector eléctrico en 1995 fueron conceptuados para financiar obras de infraestructura con recursos del sector privado. En la normatividad vigente quedaron establecidas dos modalidades del financiamiento de la inversión: Los PIE´s, donde a través de un contrato de largo plazo genera la infraestructura con inversiones y recursos privados y al término de la obra vende la electricidad; a mayo de 2010 este tipo de productores concentró 57.5% de la inversión acumulada.

Cuadro 4.17

PIE 27 3.9 13,760 50.9 96,715 57.5 12,946 44.8 1.06 0.13

Autoabastecimiento 507 74.1 6,453 23.9 29,989 17.8 9,178 31.8 0.70 0.31

Cogeneración 60 8.8 3,321 12.3 19,462 11.6 3,253 11.3 1.02 0.17

Exportación 6 0.9 2,780 10.3 19,681 11.7 2,832 9.8 0.98 0.14

Usos propios continuos 45 6.6 464 1.7 1,434 0.9 636 2.2 0.73 0.44

Pequeña producción 3 0.4 19 0.1 72 0.0 24 0.1 0.79 0.33

Importación 36 5.3 228 0.8 770 0.5 18 0.1 12.64 0.02

Total 684 100.0 27,026 100.0 168,124 100.0 28,888 100.0 0.94 0.17

Fuente: UEC con información de la CRE, datos a mayo de 2010.

INVERSIÓN PRIVADA EN ENERGÍA ELÉCTRICAUSD Inver/MWCapacidad

USD Inver/GWhGenerado

Permisosautorizados

Número %

Capacidad de generación

MW %

Energíaautorizada

GWh %

Inversiónautorizada

Miles USD %

El menor gasto de inversión por capacidad de generación de electricidad correspondió a la modalidad de autoabastecimiento con 70 centavos de dólar por MW y el más alto a importación con 12.6 dólares por MW y en lo relativo a la energía autorizada por la CRE los gastos de inversión más bajos fueron para las modalidades de importación (2 centavos de dólar por GWh) y para los PIE´s (13 centavos de dólar por GWh). La modalidad de PIE es la que en generación de electricidad obtiene los mayores márgenes de rentabilidad, principalmente en electricidad que se vende al sector industrial.

Los proyectos de obra pública financiada, son aquellos donde el inversionista privado desarrolla la obra con financiamiento propio y al finalizarla la entrega a la CFE quien paga el costo de las instalaciones cuando estas empiezan a producir, operándolas por su cuenta. Alrededor de 80% de la inversión en infraestructura eléctrica se financia con PIDIREGAS, es quema que ha permitido incorporar en promedio 5 mil millones de dólares anuales con recursos privados.

La Comisión Federal de Electricidad desarrolla 260 proyectos bajo el esquema financiero PIDIREGA, por un monto de 328.7 miles de millones de pesos a diciembre de 2009, 66.2% de inversión directa y el restante 33.8% de condicionada. Los proyectos que concentran el mayor gasto de inversión son cuatro proyectos de 43 Proyectos regulados a través del Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000, Diario Oficial de la Federación, marzo de 1996.

SECTOR ENERGÉTICO

64

inversión directa: Pacífico, 13.3 miles de millones de pesos, El Cajón, 13.6 miles de millones, La Yesca, 13.7 miles de millones y Laguna Verde, 9.7 miles de millones. Destacan asimismo, 27 centrales generadoras, 21 en operación y 6 en construcción, que son operadas por productores independientes, principalmente empresas españolas44. Los permisionarios privados de CFE tienen contratos de compra-venta de energía eléctrica hasta por 25 años por un monto total de 1.6 billones de pesos45.

Figura 4.41

19 2612

2712 8 9 15 17

7 16 14 9 16 15 11 8 6 8 7 7

12812111592 73

8366

88

5542 41 40 33 31

41 30 32 37 28 30 3219 20 16 15 15

CC Noreste

Norte II

Guadalajara I

Altam

ira V

Altam

ira III y IV

Tamazunchale

Tuxpan

III y IV

Norte

Baja California III

La Laguna II

Tuxpan

V

Río Bravo

IV

Altam

ira II

Bajío

Valladolid

III

Tuxpan

II

Río Bravo

II

Río Bravo

III

Mérida III

Monterrey III

Mexicali

Naco‐Nogales

Chihuahua III

Cam

peche

Herm

osillo

Saltillo

Hasta 2041

Hasta 2009

PAGOSANUALES POR ADQUISICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICAPROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA CONDICIONADA

Miles de Millones de pesos de 2010128121 115111

99 95 93 88

55 54 49 49 48 48 48 47 46 46 45 45 43

27 26 24 22 22

Fuente: UEC con información del Presupuesto de Egresos 2010.

Los contratos se extienden hasta el año 2041 pero pueden ser renovados, según lo establecen las cláusulas contractuales. A diciembre de 2009, los permisionarios privados recibieron ingresos por 268 mil millones de pesos, 17% de los ingresos programados para todo el periodo, lo que implica que al menos con la infraestructura actual recibirán hasta 1.32 billones de pesos entre 2010 y 2041, es decir, el 83% restante. Existen cinco proyectos nuevos de inversión condicionada (Noreste, Norte II, Guadalajara I, Norte y BC III) cuyas fechas de operación son entre 2010 y 2016 que recibirán pagos por la venta de electricidad a CFE por 507 mil millones de pesos, 31.7% del total, y sólo generarán una capacidad de 1,913 MW, 7.7% del total programado (24,844 MW).

Deuda Pidirega. Entre 1999 y 2043, la CFE tendrá que cubrir un pasivo PIDIREGA por 545.3 miles de millones de pesos, de acuerdo con la tabla de amortización y pago de intereses del PEF 2010. Al 31 de diciembre de 2009, la CFE pagó 63.7 miles de millones de pesos de capital y 42.2 miles de millones de intereses, lo que significa que entre 2010 y 2043 tiene pendiente de pago amortizar 435.4 miles de millones de

44 Los capitales de estas empresas se están posicionando de manera importante en los segmentos de generación de ciclo combinado, energía eólica y gas natural. 45 Presupuesto de Egresos de la Federación 2010. Tomo V, Entidades de Control Directo, Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo.


65

pesos y de costo financiero 131.2 miles de millones. En la medida que se incorporen más proyectos el pasivo incrementará montos y plazos de vencimiento, con los saldos actuales se inició un periodo a partir de 2009 de elevados pagos de capital e intereses que se extenderá hasta el 2023, con pagos anuales que en promedio superan los 25 mil millones de pesos. Las tasas de los pasivos en moneda extranjera superan el 7% anual por lo que el servicio de la deuda ejercerá una fuerte presión en el pago de las obligaciones.

Figura 4.42

24.3

64.1

86.496.8

102.1108.9

131.0140.7 137.6

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

PASIVO PIDIREGA DIRECTO Y CONTINGENTEMiles de millones de pesos

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública, varios años, SHCP.

El pasivo directo y contingente de los PIDIREGAS crecen a una TMA de 24.2%, lo que implica que la CFE con el impacto diferido en el gasto de los compromisos financieros adquiridos se le empezaron a acumular progresivamente los pasivos cuando los proyectos entraron en operación. Es decir, el esquema está generando ingresos pero una proporción muy importante se está destinando al pago a permisionarios privados por la compra de electricidad y al pago de los pasivos que los proyectos están acumulando. Por ello, anualmente la CFE tiene que estar recibiendo recursos presupuestales subsidiados para compensar sus pérdidas.

4.9.2. Inversión presupuestal

La inversión física de CFE y LFC, ha sido insuficiente para que el servicio público de generación de electricidad cuente con una infraestructura sólida que permita cubrir el crecimiento de la demanda interna de electricidad. El gasto en inversión como proporción del gasto programable, disminuyó de 22.7% en 1998 a 10.8% en 2009 y en LFC de 6.2% pasó a 5%, en el mismo lapso. Lo anterior, ratifica el dominio que tienen los PIE´s en los proyectos de generación de electricidad.

SECTOR ENERGÉTICO

66

Cuadro 4.18

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010p

Total 21.5 27.2 30.3 35.2 41.6 41.4 43.6 46.6 52.5 43.3 51.7 51.0 62.1

Presupuestaria 14.9 18.8 16.4 15.3 20.6 21.6 24.2 21.7 30.3 30.3 31.6 31.8 27.0

CFE 13.0 15.4 13.3 12.8 17.2 18.0 20.0 17.2 23.2 24.1 26.7 28.3 27.0

% gasto programable 22.7 22.7 15.3 13.8 16.9 13.7 13.1 9.4 11.9 11.6 9.3 10.8 9.8

LFC 1.9 3.3 3.1 2.5 3.4 3.7 4.2 4.5 7.1 6.2 4.9 3.5 0.0

% gasto programable 6.2 12.5 7.5 5.6 6.9 6.9 6.7 6.7 8.9 7.1 4.4 5.0 0.0

Financiada 6.5 8.4 13.9 19.9 21.0 19.7 19.4 24.9 22.2 13.0 20.1 19.2 35.1

% inversión total 30.4 30.9 45.9 56.5 50.4 47.7 44.4 53.5 42.3 30.0 38.9 37.6 56.5

p/ PEF 2010

Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública y IV Informe de Gobierno.

INVERSIÓN FÍSICA PRESUPUESTARIA Y FINANCIADAMiles de millones de pesos

La Cuenta Pública de 2009 enfatiza, a través del Programa de Transformación Corporativa, las acciones de modernización y fortalecimiento de la CFE, no obstante, en ese año el organismo sólo canalizó 10.7% de la inversión presupuestaria ejercida a construcción de nuevos proyectos. El 89.3%, fue destinado a cubrir gastos de mantenimiento de la infraestructura en operación y a la amortización de la deuda PIDIREGA. Si se incorporan el resto de los PEE, incluidos los PIE´s, la inversión de los permisionarios privados podría haber ascendido a más de 50% de la inversión total y considerando el gasto de CFE efectivamente canalizado a la construcción de nueva infraestructura, la de los permisionarios podría ser mayor a 85% del total: 3.4 miles de millones de CFE, 19.2 miles de millones de PIE´s y 6.8 miles de millones de otros productores externos.

4.10. Pérdidas de energía eléctrica

En el proceso de distribución de energía eléctrica se presentan pérdidas técnicas y no técnicas. En el periodo 2000-2009, en el caso del área de atención de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LFC), dichas pérdidas se incrementaron de manera casi constante hasta alcanzar un máximo de 31% en 2009. Se estima que 19% es por robo de energía, con un valor de 14.5 miles de millones de pesos.

Figura 4.43

10.7 10.5 10.9 11.3

24.0

27.2

32.531.0

2001 2003 2006 2009

CFE LFC

PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICAPorcentajes de la generación de electricidad

Fuente: UEC con unformación de CFE.

Estándar internacional

6‐8%


67

En el resto del país, el comportamiento ha sido más estable, con pérdidas de aproximadamente 11.3%, con variaciones poco significativas. A nivel internacional, las pérdidas totales de energía oscilan entre 6 y 8%.46

4.11. Balance financiero del sector eléctrico

Producto de la caída de la demanda de energía eléctrica de consumidores domésticos e industriales, los ingresos en 2009 de CFE se redujeron en 20.9% en términos reales respecto del año anterior. No obstante, las ventas del organismo crecieron a una TMAR de 8.9% entre 2001 y 2008 y 4.6% entre 2001 y 2009, lo que significa que aun descontando la inflación los ingresos reportan gran dinamismo debido al incremento de las tarifas promedio reales del organismo.

La CFE, no ha podido transferir el aumento de los gastos y costos de explotación a las tarifas eléctricas para que se reflejen en ingresos operativos. En esos mismos periodos costos aumentaron a una TMAR de 9.8% el primero y 6.8% el segundo, de tal manera que sus ingresos operativos son negativos por 70.6 miles de millones de pesos nominales entre 2001 y 2009.

Cuadro 4.19

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Ingresos 107.1 118.1 147.0 163.3 190.7 211.5 225.7 269.7 220.0

Costos y gastos 107.7 113.1 154.6 167.9 200.9 208.7 224.0 287.3 259.9

De explotación 77.3 78.9 115.0 127.0 154.6 158.9 171.6 212.9 181.0

Depreciación 17.6 18.5 20.0 21.1 22.7 22.6 25.4 26.2 26.6

Gastos administrativos 3.1 3.5 3.7 3.7 4.0 4.7 4.4 5.1 5.6

Obligaciones Laborales 9.8 12.2 15.4 16.2 19.6 22.5 22.7 43.1 46.6

Resultado de operación ‐0.6 5.0 ‐4.6 ‐4.6 ‐10.1 2.8 1.7 ‐17.6 ‐39.8

Otros ingresos ‐0.4 ‐0.4 1.5 1.5 ‐1.5 3.6 ‐2.1 0.4 0.5

ISR sobre remanente ‐0.6 ‐0.6 ‐0.9 ‐0.9 ‐0.8 ‐0.9 ‐1.5 ‐0.9 ‐1.0

Insuficiencia tarifaria 5.9 2.5 13.7 12.9 17.3 0.1 1.6 21.2 42.9

Aprovechamiento 40.7 40.0 47.1 47.4 52.5 51.8 54.0 55.8 55.5

Subsidio del gobierno federal 46.6 42.5 60.8 60.3 69.9 51.9 55.6 77.0 98.3

Resultado integral de financiamiento ‐0.3 ‐12.0 ‐10.3 ‐2.6 0.5 ‐3.6 ‐2.0 ‐22.6 ‐1.4

Regularización fiscal ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐ ‐5.2 ‐ ‐

Resultado neto 6.5 ‐5.5 ‐6.3 ‐8.3 5.0 2.1 ‐7.5 ‐19.5 1.2



ESTADO DE RESULTADOS DE CFE

Los costos y gastos de explotación están influenciados principalmente por los costos de explotación que incluyen básicamente el gasto que tiene que cubrir la CFE a los permisionarios privados por la compra de energía eléctrica, mismo que se incrementó a una TMAR de 6.4%, en 2001-2009, y por las obligaciones laborales que reflejan un incremento de la TMAR de 16.2% en ese mismo periodo. El elevado crecimiento de la venta de energía eléctrica de los PEE a la CFE y el gran crecimiento de las obligaciones labores, propiciaron que los costos y gastos de explotación se incrementaran, como proporción de los ingresos de CFE, de 101% en 2001 a 118%

46 Estrategia Nacional de Energía, Febrero de 2010, SENER.

SECTOR ENERGÉTICO

68

en 2009. Lo propio ha hecho el costo de explotación que aumentó de 72.2% a 82.3% en ese mismo periodo, dinámica que es resultado del incremento de los precios de la electricidad que compra CFE a los permisionarios privados. Las tarifas promedio de CFE, a precios de 2009, se incrementaron de 0.88 pesos por KWh en 2001 a 1.42 pesos por KWh en 2008, lo que implicó una tasa media de 7.1% en el periodo; en 2009, la tarifa registrada fue de 1.21 KWh, resultando un aumento promedio anual de 4.1%, en 2001-2009.

Figura 4.44

0.880.95

1.07

1.181.22

1.27 1.29 1.42 1.211.21

1.17

1.53

1.27

1.411.65

1.36 1.61

1.43

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.7

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

TARIFAS Y COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE ELECTRICIDADPesos por KWh de 2009

Tarifas promedio CFE

Costos CFE


Entre 2001 y 2009, las pérdidas operativas de LFC fueron mayores en alrededor de 4 veces las de CFE, debido principalmente a que sus costos de compra de electricidad a CFE han sido elevados. Durante ese periodo, se estima que los costos de explotación representaron 178% de los ingresos totales por ventas, muy superior al indicador de CFE. Las ventas de electricidad de CFE a LFC, con una sobretasa47 respecto de su costo de adquisición, impactaron desfavorablemente incrementando aun más el costo de explotación del organismo liquidado.

En ambas empresas, el gobierno federal transfirió recursos presupuestales para compensar las pérdidas operativas: En CFE, se registraron operaciones virtuales en aprovechamiento por explotación48 que debió haber sido entregado al gobierno federal, no obstante, el organismo recibe subsidios virtuales mayores al aprovechamiento para sostener las bajas tarifas, el neto resultante se carga al patrimonio de la entidad como insuficiencia tarifaria49. En 2001-2009, LFC recibió subsidios efectivos por 248 mil millones de pesos y CFE subsidios virtuales por 563 miles de millones, 2.3 veces más que el organismo liquidado. Los subsidios recibidos 47 Fuentes de CFE indicaron que la empresa vendía energía eléctrica a LFC a 1.5 pesos el KWh y que la comparaba a los PEE a 1 peso el KWh. 48 A cargo de CFE, determinado mediante la aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior. 49 Los subsidios virtuales recibidos por CFE, en la práctica son subsidios efectivos debido a que la empresa no realizó la erogación fiscal que le correspondía a través del aprovechamiento al gobierno federal.


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por las dos empresas no fueron suficientes para impedir pérdidas netas acumuladas en el periodo.

En el balance financiero de CFE, mientras los activos se reducen a una TMAR de 0.3%, el pasivo se incrementa 7.2% derivado del dinamismo del pasivo de largo plazo que aumenta 20.8%. El endeudamiento de largo plazo, es producto del elevando pasivo acumulado por los proyectos PIDIREGAS y el pasivo laboral. El patrimonio, como ha sido afectado por las pérdidas netas del organismo reporta una TMAR negativa de 5.1% en 2001-2009.

Cuadro 4.20

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Activos 573.6 579.4 634.8 631.0 692.6 744.5 764.0 784.8 803.0

Circulante 45.0 52.9 56.5 52.0 66.9 80.7 93.4 123.3 110.6

Fijo 517.6 510.7 567.5 571.4 614.2 641.4 650.0 653.0 672.5

Otros 1.8 5.2 1.5 0.4 5.8 6.6 7.0 8.5 19.9

Pasivos 169.5 211.1 249.7 271.9 317.4 347.0 386.6 368.7 422.3

A corto plazo 29.8 30.3 29.6 37.4 45.1 44.8 56.2 60.3 73.9

A largo plazo 53.7 57.6 73.0 69.6 83.5 85.7 89.1 117.9 348.4

Reserva laboral 86.0 123.3 147.1 164.8 188.7 216.6 241.2 190.4 223.7

Patrimonio 404.1 368.3 385.1 359.1 375.2 397.5 377.4 416.1 380.7

Fuente: UEC con información de Estados financieros de CFE, 2001‐2009.

RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE CFE Miles de millones de pesos

Los PIDIREGAS están generando un pasivo directo y contingente que se reflejará en una acumulación creciente de amortizaciones y pago de intereses y mayores saldos de la deuda que no se están reportando en la Cuenta Pública Federal50.

Por otra parte, existe un contraste entre los indicadores operativos y financieros de ambas empresas que favorece a CFE en general, no obstante, los números indican una descomposición progresiva del servicio público eléctrico donde CFE presenta pérdidas operativas y netas elevadas que están siendo compensadas por las trasferencias presupuestarias del gobierno federal que fueron duplicadas en los últimos ocho años.

50 El saldo de la deuda de los PIDIREGAS de CFE, aparece registrado en los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) que a 2009 asciende a 90.3 miles de millones de pesos, 59.7 miles de millones de deuda externa y 30.6 miles de millones de deuda interna.

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Figura 4.45 INDICADORES COMPARATIVOS DE CFE Y LFC 2009

— Ventas de energía por trabajador, 2,429 MWh/año en CFE y 719 MWh/año en LFC

— Pérdidas totales de electricidad, 31.0% en LFC y 11.3% en CFE — Usuarios de energía eléctrica por trabajador de distribución, 627 en CFE y 291 en LFC — A diferencia de CFE, LFC no contó con reserva financiera para respaldar la jubilación — En 2001‐2009, pérdidas operativas: 248 mil millones de pesos en LFC y 68 mil millones en CFE.

— Tiempo de interrupción por usuario con afectación, CFE 98 minutos al año y LFC 124 minutos

— Plazo de conexión a nuevos usuarios, CFE 1.8 días y LFC 6.4 días — Ventas por trabajador, CFE 3.7 GW h y LFC 2.6 GW h

— Inconformidades por cada mil usuarios, CFE 4.5 y LFC 11.0

— Capacidad instalada, CFE 50,248.1 MW y LFC 1,174.3 MW

— Generación de energía por trabajador, CFE 1.76 GW y LFC 0.72 GW

— Generación de energía por trabajador internacional, Endesa, de España, 17.39 GW, Delta Electricity, de Australia, 30.8 GW, EnBW, de Alemania, 5.9 GW y ENEL, de Italia, 7.5 GW.

— En LFC, sólo 11% de su asignación presupuestal se destinó a proyectos de inversión — Pérdidas de operación respecto de las ventas totales, 18.1% en CFE y de 52% en LFC — Costos de explotación respecto de ingresos por ventas, 1.8 veces en LFC y 1.2 veces en CFE — Pasivo laboral, 240 mil millones de pesos en LFC y 218 mil millones en CFE

— En 2008, LFC pagó electricidad a CFE por 119.6% de sus productos de explotación — La relación pasivo total a patrimonio fue de 1.1 para CFE y 10.9 (agosto) para LFC

— Costo unitario de operación sin combustible y energía comprada, 273.5 pesos de 2006 por MWh en CFE y 424.7 pesos de 2006 por MWh en LFC.

— Subsidio del gobierno federal, 98.3 miles de millones de pesos para CFE y 31.6 miles de millones para LFC.

— Inversión física como porcentaje del gasto programable, 10.8% en CFE y 5% en LFC

Los permisionarios privados, a su vez, están obteniendo ganancias extraordinarias y sin riesgos por la venta de energía eléctrica a CFE y están creando una infraestructura con una capacidad de generación excedente que rebasa notoriamente el aumento de la demanda efectiva de electricidad, propiciando márgenes crecientes. Dado que CFE trabaja con costos operativos más bajos que los de LFC, ello debería reflejarse una vez liquidada la paraestatal en tarifas más bajas a los usuarios residenciales de energía eléctrica de la zona centro del país.

4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro

El 10 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal decretó la extinción de LFC señalando, entre otros argumentos, que los recursos recibidos por el organismo son cada vez más onerosos sin que se refleje una mejora en la calidad del servicio, con costos cada vez más elevados, con una plantilla laboral en crecimiento y con privilegios en el contrato colectivo de trabajo que otorga decisiones de la operación en beneficio de los intereses del Sindicato Mexicano de Electricistas (SME).

En diciembre de 1989, se había reformado el artículo Cuarto Transitorio de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), con lo cual se concluyó la liquidación


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de la Compañía de Luz y Fuerza del Centro. El 9 de febrero de 1994, a través de un decreto, el Ejecutivo Federal dispuso de la constitución, estructura y funcionamiento de un nuevo organismo denominado Luz y Fuerza del Centro (LFC)51.

Entre los factores que se señaló como determinantes en la decisión de extinción de LFC, deben analizarse los siguientes.

― LFC desde su creación había recibido transferencias presupuestales cuantiosas y que entre 2001 y 2009, se incrementaron en más de 200%, ya que pasaron de 13 mil millones de pesos en el primer año a 42 mil millones en el segundo. Sin embargo, debe aclarase, que eso no fue exclusivo del organismo liquidado, también la CFE recibió cuantiosas transferencias que se mantuvieron altas, al incrementarse de 46.6 miles de millones de pesos a 98.3 miles de millones, durante ese mismo periodo.

― Los costos casi duplicaron a sus ingresos por ventas. De 2001 a 2008, la entidad registró ingresos por ventas de 282 mil millones de pesos, mientras que sus costos ascendieron a 524 mil millones, es decir, 186% sus ingresos. Debe reiterarse, que la inversión en proyectos de infraestructura autorizados por los coordinadores sectoriales, SHCP Y SENER, para la entidad fueron insuficientes para que el organismo generara la electricidad que demandaba la zona centro del país y en consecuencia esta provenía de compras a la CFE. Los altos costos de la energía comprada a CFE, implicaron que estos aumentaran 90.8% como proporción de los ingresos totales en 2001 a 119.5% en 2008.

― Se mantenía un pasivo laboral de 240 mil millones de pesos. Este pasivo contribuyó a mermar seriamente la situación financiera de la empresa debido a que adicionalmente no había un fondo para cubrir los requerimientos de pensionados y jubilados. CFE, con una situación financiera menos crítica, también reportó un pasivo laboral equivalente, por 220 mil millones.

― Las pérdidas totales de energía eran excesivas y superiores en casi tres veces a las observadas por la CFE. Una gran proporción de las pérdidas se concentró en adeudos de gobiernos estatales y municipales de la zona centro y de empresas corporativas que realizaban acuerdos con el gobierno federal.

― Los costos unitarios de las obras de LFC eran 176% superiores a los de CFE. Los indicadores podrían ser alarmantes para el organismo desincorporado al compararse con estándares internacionales, lo cual es también válido para la evaluación de los indicadores de desempeño de la propia CFE.

Bajo este contexto, es notorio el desplazamiento que está sufriendo el servicio público de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el país por los Productores Externos de Energía y el alto grado de desocupación de la planta productiva del SEN en propiedad del Estado. No solo es LFC, quien por decreto se

51 El SME interpuso un amparo en contra del Decreto de Extinción, argumentando que LFC por ser constituida mediante la reforma al artículo Cuarto Transitorio de la LSPEE su extinción debía realizarse con la intervención del Poder legislativo y no únicamente del Ejecutivo, autor del decreto. La SCJN, el 5 de julio de 2010, confirmó la resolución emitida por un Juez de Distrito y negó el amparo al SME, señalando en esencia que dicho acto está reconocido como una facultad del Titular del Ejecutivo Federal.

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extinguió, sino también CFE está perdiendo progresivamente participación de mercado y los PEE detentan alrededor de 50% de la capacidad de generación de CFE.

En 2007, Unión Fenosa, productor privado independiente de origen español, vendió el KWh a CFE a 59 centavos y CFE lo vendió a su vez a LFC a 1 peso y 93 centavos a los industriales. En 2008, las compañías eléctricas en su conjunto aumentaron el KWh entregado a CFE a 93 centavos y CFE lo transfirió a LFC a 1.50 pesos y la SHCP obligó al organismo liquidado a vender al usuario a 1.18 centavos. Ello originó que los costos de explotación de CFE fueran absorbidos por LFC, generando un sobreprecio de cerca de 13 mil millones de pesos en 2009. La energía comprada a CFE tuvo un costo que se incrementó de 41.5 miles de millones de pesos en 2001 a 108.4 miles de millones de pesos en 2008; así, los costos de explotación se integraron 56% de electricidad comprada a CFE y 26% de pasivo laboral, principalmente. Los altos costos de energía eléctrica que la CFE adquiere de los PEE fueron transferidos a la propia LFC deteriorando aún más su difícil situación financiera.

Otros costos adicionales, que impactaron negativamente en las finanzas del organismo, fueron el suministro de combustible para la generación de electricidad; los adeudos de los gobiernos estatales de Hidalgo, México, Morelos y Puebla por la venta de energía eléctrica que a junio de 2009 ascendieron a 7.4 miles de millones de pesos; el deficiente cobro a grandes empresas, a las que se les mantiene el servicio, y cuyos adeudos ascienden a 2.4 miles de millones de pesos; el costo de transporte de electricidad desde plantas generadoras externas; las pérdidas no técnicas, como el consumo ilícito, la alteración de medidores y facturaciones alteradas; los salarios y prestaciones al personal solo representaron 6.3% de los costos y gastos de explotación.

El sector eléctrico mexicano requiere un diagnóstico detallado y una propuesta de una profunda reconfiguración, la extinción de LFC no corrige el problema de fondo que es la reconstitución de la capacidad de generación eléctrica pública a costos y precios competitivos, de tal manera que atienda las necesidades de consumo de los diversos sectores económico y doméstico utilizando su propia infraestructura que está subutilizada. La CFE disminuyó su capacidad de generación en más de 12 mil MW para permitir el ingreso de los permisionarios privados y los seis millones de usuarios cuyo suministro era cubierto por LFC, el cual será atendido por estos mismos permisionarios.

Adicionalmente, las pérdidas de LFC subsidiadas presupuestalmente por el gobierno federal a través de menores tarifas a los consumidores, también es una práctica utilizada por la CFE. Los costos fijos y variables que implica tener una infraestructura subutilizada deterioran sensiblemente el margen operativo, que son complementados por el alto costo que la paraestatal tiene que destinar al pago a permisionarios por la compra de la electricidad, incluidos todos los excedentes. Por ello, las exportaciones de energía se han incrementado en los últimos años debido a que no hay forma de colocar los excedentes en el mercado nacional. Entre 2001 y 2009, CFE recibió casi el doble de las transferencias que el gobierno asignó a LFC para financiar sus


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elevados costos de explotación; la diferencia respecto de la primera es que el organismo no recibió esos recursos como un flujo directo sino que han sido operaciones compensadas atribuibles a la cancelación del pago de aprovechamientos. Los subsidios a LFC fueron utilizados para pagar los costos de energía que la empresa adquirió de CFE y otros costos de combustibles.

Figura 4.46

13.0 13.121.0

26.0 25.2

33.5 31.8

42.3 42.046.6

42.5

60.8 60.3

69.9

51.955.6

77.0

98.3

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

LFC CFE

SUBSIDIOS DEL GOBIERNO FEDERALMiles de millones de pesos

Fuente: UEC con información de CFE, LFC y Cuenta Pública.

LFC operó con un alto grado de ineficiencia en sus procesos y perdió una gran cantidad de energía eléctrica, pero las transferencias contables aplicadas a CFE son un indicador de los altos costos que le transfieren los permisionarios privados con la venta de electricidad y al propio tiempo reflejan los bajos índices de rentabilidad y productividad. Adicionalmente, la CFE está imposibilitada para pagar al gobierno federal el aprovechamiento por la explotación de la electricidad que le establece la normatividad vigente debido a la insuficiente renta operativa.

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SECCIÓN TERCERA CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

La estrategia del sector energético de mediano y largo plazo debe replantearse en varias vertientes, con el fin de atender los rezagos de gasto de capital que enfrenta la industria desde al menos las dos últimas décadas. Se requiere diseñar una estrategia para conducir a la industria energética del país hacia un proceso modernizador con desarrollo tecnológico para que deje de ser productor de insumos y se convierta en productor de procesos con alto valor agregado. Al respecto, la fiscalización superior y en particular la Auditoría Superior de la Federación tiene un papel relevante que jugar al aportar su perspectiva evaluadora del desempeño, para participar en el debate de la redefinición del modelo de gestión petrolera más apropiado para el país. De acuerdo a las tendencias internacionales recientes sobre la adopción del modelo más apropiado para la industria petrolera, se plantea como un área de oportunidad de la fiscalización evaluar la pertinencia acerca de si Pemex debe reconvertirse en una empresa petrolera integrada consolidando las cuatro subsidiarias y comenzar a realizar inversiones mínimas en todas ellas bajo un enfoque global. En electricidad, es necesario replantear el modelo de intensa participación de los permisionarios privados que están desmantelando el servicio público nacional, primero con la extinción y liquidación de LFC y progresivamente con la pérdida de capacidad de generación de electricidad por parte de CFE. Los elevados márgenes de generación son producto del gran número de permisos otorgados a PEE por parte de la CRE, que están generando nueva infraestructura eléctrica en manos privadas en detrimento de la subutilización de la pública.

— Es indispensable que la industria petrolera recupere las cadenas de valor de sus procesos productivos. Desarrollar los procesos para que se restablezcan los vínculos entre la petroquímica básica y la secundaria, el petróleo crudo y los productos procesados, mediante la generación de petrolíferos con alto valor de refinación, y a su vez con otros segmentos de la industria nacional.

— El descenso de las reservas de hidrocarburos es uno de los puntos medulares a

atender, la sobreexplotación y la falta de capital generó desatención en este segmento de la industria. El ejecutivo federal con las coordinadoras sectoriales y la propia empresa, deberán fomentar la implementación de una estrategia enfocada a crear un stock de recursos presupuestales y financieros que se dirijan a resolver rezagos tan apremiantes como la reconstitución de las reservas petroleras para extender su plazo, actualmente de once años. Los yacimientos adicionales de Chicontepec aunque podrían aumentar el plazo son insuficientes debido a las dificultadas topográficas de la zona y la imposibilidad para extraer petróleo y gas natural con la tecnología existente. En consecuencia deberán

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incrementarse las inversiones hacia nuevos proyectos de exploración en aguas someras y profundas, el descubrimiento de activos similares al de Cantarell y KMZ será viable solamente incrementado los trabajos de exploración.

Evaluar las opciones de corto y mediano plazo de restitución de reservas petroleras, es una oportunidad para la fiscalización. En el corto plazo, la estrategia más verosímil de reconstitución de reservas petroleras es la exploración en aguas no profundas en donde se identifican reservas del orden de los 24 mil millones de barriles. Se ha sugerido que como primera etapa, Pemex se concentre en este segmento durante los próximos años para mantener la producción y reconstituir reservas; con ello se prepararía Pemex para enfrentar en el mediano plazo el reto de la extracción de aguas profundas. En adición a lo anterior, deberá fortalecerse esa estrategia en aguas no profundas donde los costos de extracción son todavía financieramente viables para Pemex. Acceder exclusivamente a las reservas de difícil acceso de los activos en operación, a proyectos como los de Chicontepec o de aguas profundas, implicarán para la paraestatal costos de extracción muy superiores a los actuales que afectarán los márgenes operativos, incluidos los beneficios que recibe el gobierno federal producto de la carga fiscal. Las metodologías para cuantificar reservas probadas no son las más eficientes debido a que se ha sobreestimado su volumen y existe un margen de más de 70% de la estimación original que es considerado de difícil acceso. En consecuencia, deberá revalorarse la mecánica para su estimación incorporando el concepto de reservas probadas netas o efectivas, la estructura de costos y el acceso difiere por lo que las nuevas estimaciones deberían agregar una composición de costos por tipo de reservas a explotar.

— Es necesaria la supervisión del proceso de construcción de la refinería prevista,

para evitar retrasos adicionales que impliquen mayores costos de operación de Pemex Refinación. El rezago por más de quince años ha implicado que más de la mitad de la producción de petróleo se tenga que exportar porque la capacidad de refinación es actualmente de 1.5 millones de barriles diarios; la construcción de la refinería de alta conversión como la de Tula, Hidalgo, de 300 mil barriles diarios, podrá aumentar la capacidad de transformación del petróleo crudo y disminuirá la desviación de recursos para la compra de petrolíferos en el exterior, especialmente de gasolinas. Con los niveles de producción de petróleo crudo de 2009, 2.6 millones de barriles diarios, el aporte de la refinería implicaría aumentar la capacidad de refinación de 57.7% a 69%, no obstante, continuaría siendo insuficiente para abatir los costos de la importación de petrolíferos. En tal circunstancia, además de los trabajos de reconfiguración del SNR se requieren al menos dos refinerías de capacidad de procesos equivalentes para complementar casi en su totalidad los requerimientos de transformación. Con los 834 mil millones de pesos erogados por Pemex en la adquisición de petrolíferos en el exterior, entre 2004 y 2009, la paraestatal pudo haber construido 6 refinerías similares a la que está en proceso de construcción en Hidalgo.


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La ASF fiscalizó a la subsidiaria PMI TRD radicada en Irlanda en la Cuenta Pública 2008, encontrando un régimen legal que escapa a la rendición de cuentas. PMI TRD tiene a su cargo entre otras tareas, la de adquirir gasolinas en el extranjero para su venta a PMI refinación. Se ha dicho que hay un interés especial de algunos grupos de que se mantengan los niveles de importación de la gasolina por parte del gobierno, y mantener limitada la capacidad de refinación del petróleo. Un área de oportunidad para la fiscalización es determinar las estrategias del gobierno para corregir las crecientes importaciones de gasolina.

Un área clara de oportunidad para la fiscalización es evaluar la competitividad generada en el esquema de otorgamiento de concesiones de estaciones de venta de gasolina, con el objetivo de evitar una indebida concentración de las empresas propietarias de las estaciones de gasolina.

— La evaluación de los márgenes de refinación de Pemex bajo una comparativa

internacional con el rigor crítico metodológico pertinente es por la trascendencia del tema una oportunidad para la fiscalización. Entre 2008 y 2009, se registraron marcados descensos en los márgenes variables de las 6 refinerías existentes en el país debido principalmente a la falta de recursos para darle mantenimiento a todo el SNR y para la reconfiguración de las plantas que están en operación. Los recursos requeridos son cuantiosos en la medida que se ha permitido la acumulación de limitaciones en ductos, transporte, mantenimiento de trenes de procesos y la propia reconfiguración. En contraste, aunque a nivel internacional también se vieron afectados los márgenes de las principales refinerías, es evidente que el rezago en el SNR mexicano es aun mayor lo que explicaría en buena medida las importantes pérdidas del país en refinación.

Ante el exceso de capacidad de producción de un buen número de refinerías de las principales empresas multinacionales, sería recomendable que el órgano de fiscalización superior realice una evaluación del sistema de refinerías internacional donde se analice la magnitud de la sobrecapacidad, los márgenes variables y la probable reducción de la capacidad de refinación que podrían estar buscando algunas de esas corporaciones. Y como se propone, evaluar la viabilidad financiera y tecnológica que podría significar para Pemex y el país la compra de alguna de esas refinerías.

— Los costos de administración de Pemex, es un tema que merece una amplia

reflexión y revisión por parte de la fiscalización superior. En el apartado correspondiente de este estudio se concluyó que entre 1999 y 2009, el organismo casi duplicó en términos reales su gasto administrativo por empleado al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, en ese lapso. Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 plazas en 1999 y 145 plazas en 2009, es decir, un aumento promedio anual de 12.4%, no obstante, cifras extraoficiales indican que estas plazas solo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de

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pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas.

— Los proyectos de desarrollo tecnológico, es otro renglón que debe abordarse con

la aplicación de mayores recursos a la investigación y desarrollo de tecnologías aplicables a la industria petrolera dirigidos a subsanar las enormes carencias financieras del Instituto Mexicano del Petróleo, que sólo en el papel ha sido considerado como brazo tecnológico de PEMEX.

El agotamiento de las reservas probadas de hidrocarburos es producto de los bajísimos montos de inversión destinados a exploración y desarrollo de nuevos yacimientos petroleros. Pemex requiere generar un fondo sólido de recursos para financiar proyectos IDT del IMP y para destinarlos a sus programas de investigación y exploración de nuevos proyectos y no exclusivamente en aguas profundas.

— El país requiere constituir un mayor número de fondos con excedentes del petróleo para cubrir necesidades de distintos segmentos de la población: por ejemplo, para la construcción de infraestructura en áreas distintas al petróleo, fondos preventivos para sufragar gastos de pensionados y jubilados, fondos para mitigar problemas de desempleo en épocas de crisis y fondear necesidades de inversión de gobiernos estatales y municipales, cuyo destino de los recursos sea totalmente transparente.

— La afectación de los ingresos operativos de PEMEX, antes de impuestos,

derechos y aprovechamientos, ha generado pérdidas recurrentes, una afectación del patrimonio de la paraestatal y mayores niveles de endeudamiento, por lo que la carga fiscal se ha convertido en el principal obstáculo para su desarrollo y la formulación de una estrategia de largo plazo en proyectos de inversión en infraestructura tecnológica para la reconstitución de la planta productiva.

Las revisiones realizadas al régimen fiscal de Pemex desde 2006, con las modificaciones subsecuentes a la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, son insuficientes y más bien se contraponen a lo que el discurso recurrente de las coordinadoras sectoriales buscan corregir: la depuración de una compleja variedad de derechos y la disminución de las tasas aplicables a los ingresos petroleros, especialmente la del DOH. Las tasas hacia 2009 disminuyeron en proporciones menores y se crearon nuevos derechos para el activo Chicontepec y para proyectos en aguas profundas, con lo que el efecto neto fue una mayor carga fiscal sobre los ingresos operativos. Se requiere revisar sensiblemente a la baja el DOH y evaluar objetivamente los requerimientos financieros de la APF, un esfuerzo serio de reducir el DOH sería bajarlo en alrededor de 30 puntos porcentuales y destinar esos recursos a apuntalar los proyectos estratégicos de la industria petrolera; esa disminución significaría también revisar a la baja los requerimientos no estratégicos de los


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programas de la APF. Incluso si se aplicara una carga fiscal equivalente a la de las principales empresas petroleras el ahorro para Pemex podría ser aun mayor, no obstante, habrá que evaluar los requerimientos financieros de otro tipo de proyectos no petroleros que se han postergado por varias décadas.

— Deberá clarificarse el régimen jurídico y regulatorio de los vehículos financieros

de de PEMEX y de otros organismos subsidiarios propiedad de la paraestatal, habrá que determinar si estos instrumentos seguirán operando en regímenes de excepción fiscales y regulatorios como lo venían haciendo hasta el ejercicio fiscal de 2008. Las transacciones realizadas hasta la cuenta pública de 2008, estuvieron fuera de presupuesto y no reportan sus balances a los informes de Cuenta Pública. Las múltiples operaciones principalmente de tipo financiero deberán ser reguladas y transparentadas por dependencias supervisoras del sector financiero mexicano. A diciembre de 2009, Pemex no ha emitido ningún reporte acerca de los dos vehículos, F/163 y Master Trust, que dejaron de financiar los proyectos PIDIREGAS con la desaparición del esquema, se desconoce si están realizando otro tipo de operaciones. Asimismo, existen otros tres vehículos que realizan diversas transacciones off-shore, en paraísos fiscales, y que no reportan sus operaciones a la cuenta pública sobre los cuales deberá realizarse una amplia evaluación para transparentar y regular sus operaciones.

— La magnitud de la corrupción en México, como es percibida en los ámbitos

nacional e internacional a través de los indicadores de percepción de la corrupción emitidos por prestigiadas organizaciones, justifican la necesidad de que los auditores se entrenen en seguir pistas, incluyendo el seguimiento de las transferencias financieras de los funcionarios públicos y proveedoras expuestos al riesgo de corrupción especializada. En el sector energía, se han desarrollado tecnologías para combatir la corrupción, identificando el robo de petróleo, vigilando la calidad del suministro de la gasolina, de los lubricantes y aditivos en beneficio del usuario. La evaluación a Pemex sobre el uso de estas tecnologías para vigilar los procesos que van desde la extracción a la venta de gasolina es de la mayor importancia para combatir con la tecnología la corrupción organizada.

— Al cierre de 2008, los pasivos relacionados con los proyectos PIDIREGAS-

Pemex, representaban 6.9% del PIB, con costos financieros elevados. La contratación de estos cuantiosos pasivos, se fundamentó en la rentabilidad de los proyectos elegidos. Sin embargo, los pasivos se han ido acumulando, y las tasas de producción de petróleo son negativas, por el agotamiento de los activos Cantarell y de otros campos, así como la baja reconstitución de reservas no se corresponden con la inversión realizada al amparo de estos financiamientos, situación que genera serias dudas sobre la rentabilidad global generada por los PIDIREGAS. La realización de una evaluación global de la rentabilidad de los proyectos PIDIREGAS es una oportunidad para la fiscalización. En el presente análisis, se incluyeron indicadores que dan cuenta de la baja rentabilidad de una

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muestra amplia de proyectos y de los bajísimos niveles de producción, con excepciones de los grandes activos como Cantarell, KMZ, Burgos que han atravesado por etapas de sobreexplotación y en el caso de Cantarell agotamiento de sus reservas. Adicionalmente, estos proyectos generaron un enorme pasivo que no es comparable con el de las principales empresas petroleras a nivel mundial.

Los costos financieros de los PIDIREGAS que el gobierno ha pagado con tasas reales de interés elevadas en algunos casos cercanas al 10%, o cuando menos tasas de interés muy por encima de la tasa libre de riesgo, obligan a la fiscalización a emprender esfuerzos especiales para evaluar la estrategia financiera del gobierno, y las alternativas propuestas de una amortización acelerada de los pasivos en la expectativa de reestructurarlos. Igualmente esta es una oportunidad para la fiscalización superior. El seguimiento de la evaluación de los proyectos Burgos y Cantarell para incrementar la producción de petróleo y de gas, mediante auditorías dinámicas de seguimiento es una oportunidad para la fiscalización y para la efectividad de la misma en un tema trascendental para el país.

— La evaluación integral de la eficiencia del sistema de precios de transferencia

que rige entre las subsidiarias de Pemex, es un también un tema que debe ser perfectamente abordado y transparentado por la fiscalización superior.

— En materia de contratos incentivados o de desempeño, luego de las revisiones al

marco normativo del Reglamento de la Ley de Pemex, será conveniente transparentar los términos en los que quedaron redactados los nuevos contratos y verificar si efectivamente se eliminó la posibilidad de asignar a contratistas particulares parte de la renta petrolera de los proyectos donde tengan participación. Por otra parte, en el Reglamento original se establecía que Pemex y los contratistas tendrían conjuntamente el control de los proyectos estratégicos, situación que en principio se eliminó en las Disposiciones Administrativas de Contratación (DAC). Sería recomendable que la ASF realice un seguimiento puntual de la normatividad sobre contratos incentivados a fin de corroborar que no incumplen con las disposiciones constitucionales en la materia.

— En electricidad, la fiscalización superior tiene un amplio potencial en temas como

la revisión de la capacidad de generación de la CFE, que está siendo subutilizada, con el aumento de los costos fijos y variables que ello implica, para permitir que los productores externos de energía (PEE) exploten y vendan al organismo público la electricidad que generan. Estos productores no asumen riesgos porque deciden vender a la CFE la energía que producen a los precios que pactaron en contratos que se extienden por 25 años y más. Existe un campo a evaluar por parte de la ASF en materia de licitaciones y permisos a permisionarios privados como Iberdrola, EDF International, Mitsubishi, AES,


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Intergen, TransAlta, entre otros, ya que la CRE ha autorizado inversiones y proyectos que están desplazando a los del servicio público nacional.

— En lo relativo a las tarifas de electricidad, será importante para la fiscalización

determinar en qué medida los altos precios de los permisionarios privados provocaron el aumento de costos de las empresas públicas y estos están siendo transferidos a las tarifas de los usuarios de electricidad del servicio público: consumo residencial y de las diversas actividades económicas. Incluso en qué medida también la reventa a LFC de la electricidad adquirida de los permisionarios por parte de CFE, con una sobretasa, deterioró aun más la difícil situación financiera del organismo liquidado.

— La fiscalización tendrá como tarea la revisión de los subsidios que el gobierno

federal ha entregado con recursos presupuestales a las dos empresas públicas, LFC y CFE, para compensar las bajas tarifas eléctricas y determinar si efectivamente deben ser imputados a las bajas tarifas o a los altos costos de venta derivados de los pagos que la CFE está realizando a los permisionarios privados por la adquisición de energía eléctrica. Lo cual podría implicar que en la medida que CFE esté siendo desplazada por los proyectos de las empresas extranjeras, el suministro de la electricidad continuará aumentando su precio.

— Un campo fértil adicional para la fiscalización superior, lo es el elevado margen

de generación del SEN. Se esgrime que ese margen es producto de la baja demanda efectiva de energía eléctrica que se deriva, a su vez, del lento crecimiento de la actividad económica del país y que el aumento de la generación proviene de una programación de largo plazo realizada por la CFE basada en expectativas de crecimiento alto del producto nacional de los criterios macroeconómicos que no se cumplen. No obstante, pareciera entonces que la CRE sigue fielmente esas expectativas porque es quien finalmente autoriza los permisos de concesión a los permisionarios privados, principalmente extranjeros. La ASF, deberá evaluar bajo qué criterios de política energética la CRE está autorizando esos permisos que están desplazando a las empresas del servicio público y están generando una sobreoferta en la capacidad de generación eléctrica.

— Deberá evaluarse por parte de la fiscalización superior, el contexto económico,

financiero, legal y político de la extinción y liquidación de LFC. En el marco del predominio de la inversión extranjera en una industria de generación y suministro de electricidad que constitucionalmente pertenece al Estado mexicano, habrá de revisarse qué tanto la liquidación de LFC, la propia subutilización de la capacidad instalada y desplazamiento de la CFE son resultado de la presencia de los permisionarios privados y no tanto de deficiencias operativas y financieras del organismo liquidado. Qué tan expuesta está la CFE para que entre en un proceso similar o se convierta en un intermediario para compra-vender electricidad y así salvar los preceptos constitucionales.

SECTOR ENERGÉTICO

82

— Se requiere en cualquier caso, revisar los lineamientos y objetivos rectores de la política eléctrica nacional y sus programas de prospectivas de tal manera que se diseñen propuestas alternativas para redefinir la estructura del SEN. No es mediante la liquidación de empresas públicas y la privatización del SEN que se logrará contar con una industria eléctrica eficiente que garantice el suministro con tarifas adecuadas para los usuarios, habrá que replantear el reposicionamiento del servicio público mediante una estrategia de largo plazo con la rectoría estatal.

83

ANEXOS

Cuadro 1

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Exportaciones Netas 7,215.2 11,294.5 8,836.1 11,374.7 14,444.1 17,856.4 22,339.1 27,380.3 25,643.5 26,069.2 16,509.0 ‐36.7

Exportaciones 9,884.9 15,966.3 12,944.7 14,691.1 18,437.9 23,421.6 31,702.6 38,671.9 42,581.6 49,543.3 30,615.0 ‐38.2

Petróleo Crudo 8,829.5 14,552.9 11,927.7 13,392.2 16,676.3 21,257.9 28,329.4 34,706.8 37,937.5 43,341.5 25,693.2 ‐40.7

Olmeca 2,830.7 4,219.9 2,775.7 2,222.9 2,307.7 3,187.9 4,246.2 5,443.4 4,469.1 4,712.2 3,444.9 ‐26.9

Istmo 1,211.2 1,119.5 705.9 392.5 255.4 380.9 1,569.6 1,427.9 1,049.9 683.1 327.4 ‐52.1

Maya 4,787.7 9,213.4 8,446.1 10,776.8 14,113.2 17,689.2 22,513.5 27,835.4 32,418.5 37,946.3 21,920.9 ‐42.2

Gas Natural Seco a/ 114.3 48.8 47.8 4.0 * * 78.9 71.8 350.5 316.3 103.5 ‐67.3

Petroliferos 832.7 1,118.9 856.3 1,182.0 1,612.3 1,929.2 2,951.0 3,570.8 4,051.5 5,536.8 4,671.0 ‐15.6

Petroquímicos 108.4 245.7 112.9 112.9 147.5 216.7 302.9 298.7 242.1 348.6 147.3 ‐57.7

Importaciones 2,669.7 4,671.8 4,108.5 3,316.5 3,993.8 5,565.2 9,363.5 11,291.6 16,938.2 23,474.1 14,106.1 ‐39.9

Gas Natural Seco a/ 132.2 366.5 423.8 775.4 1,526.2 1,715.1 1,397.9 1,134.5 995.7 1,423.6 632.8 ‐55.6

Petroliferos 2,511.5 4,233.4 3,656.2 2,495.2 2,423.3 3,791.6 7,858.7 10,028.8 15,797.5 21,892.8 13,309.8 ‐39.2

Petroquímicos 25.9 72.0 28.6 45.9 44.3 58.4 106.8 128.2 145.0 157.7 163.5 3.6a/ Para 1999 incluye la compra y reventa de gas natura l seco en Estados Unidos .

* Dato no disponible.

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados con datos de PEMEX.

COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOSMillones de Dólares

Cuadro 2

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)Exportaciones

Petróleo Crudo 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1,686.2 1,403.4 1,225.4 ‐12.7

Olmeca 434.4 397.8 317.4 244.8 215.6 221.4 215.8 230.6 172.7 129.6 143.5 10.7

Istmo 190.1 109.8 86.8 45.8 24.9 27.4 81.0 68.3 41.1 23.0 14.2 ‐38.5

Maya 929.1 1,096.4 1,351.4 1,414.5 1,603.4 1,621.6 1,520.3 1,493.8 1,472.3 1,250.8 1,067.8 ‐14.6

Gas Natural Seco (MM pcd)a 138.5 23.6 24.9 4.4 * * 23.9 32.7 138.7 107.4 66.5 ‐38

Petroliferos 148.5 111.5 103.7 155.9 177.0 151.5 184.9 186.9 179.7 192.0 243.9 27.1

Petroquímicos (Mt) 809.2 1,116.2 780.4 831.8 812.9 914.3 867.2 817.5 692.6 586.5 741.3 26.4

Importaciones

Gas Natural Seco (MM pcd)a 148.9 231.4 292.2 592.5 756.9 765.6 480.4 450.9 385.6 447.1 422.0 ‐5.6

Petrolíferosb 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3 ‐6

Petroquímicos (Mt) 106.2 317.3 128.1 197.4 94.7 104.7 238.6 253.8 270.0 249.8 384.5 53.9

a. Para 1999 incluye la compra y reventa de gas natura l seco en Estados Unidos .

b. No incluye retorno de productos por concepto de maqui la de crudo.

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados , con datos de PEMEX.

COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOSMiles de Barriles Diarios

SECTOR ENERGÉTICO

84

Cuadro 3

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Total 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1,686.2 1,403.4 1,225.4 ‐12.7

Estados Unidos 1,172.8 1,203.4 1,321.7 1,338.6 1,437.5 1,482.0 1,424.7 1,441.9 1,351.5 1,142.9 1,052.2 ‐7.9

España 121.9 140.1 147.0 140.8 143.4 149.5 160.8 144.3 125.1 122.9 93.1 ‐24.3

India * 4.9 20.8 36.7 52.5 36.3 32.8 32.0 35.2 24.9 34.5 ‐1.0

Canadá 22.9 26.7 27.6 19.9 29.3 28.1 38.2 36.3 30.6 26.0 22.4 ‐13.9

Holanda 11.4 1.4 * 2.7 * * * 1.9 14.4 8.8 10.6 20.5

Convenio de San José 32.8 41.6 44.6 27.2 32.1 29.0 30.5 36.7 35.5 20.4 9.4 ‐53.9

Antillas Holandesas 101.5 107.0 139.9 91.8 104.9 116.5 95.8 75.0 70.0 33.8 2.7 ‐91.9

Israel 4.6 4.8 3.6 4.8 4.8 3.6 4.4 3.6 3.6 4.8 0.5 ‐89.6

Inglaterra 16.7 17.8 14.6 15.7 12.5 12.2 10.9 7.8 10.1 5.0 * *

Portugal 20.4 17.5 15.2 15.4 15.0 12.5 17.7 12.5 10.0 2.5 * *

Otros 48.6 38.5 26.7 11.4 11.9 0.7 1.4 0.6 * 1.4 * *a/. No Incluye la exportación tempora l de petróleo crudo para procesamiento.

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados Con datos de PEMEX.

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO POR PAÍS DE DESTINO a

(miles de barriles diarios)

Cuadro 4

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Total 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,307.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 ‐6.8

Región Marina Noreste 1,554.3 1,763.2 1,985.8 2,151.6 2,416.3 2,440.8 2,357.0 2,204.7 2,017.7 1,745.6 1,492.8 ‐14.5

Cantarell 1,265.6 1,471.1 1,731.0 1,902.3 2,122.8 2,136.4 2,035.3 1,800.9 1,490.5 1,039.5 684.8 ‐34.1

Ku‐Maloob‐Zaap 288.7 292.1 254.8 249.3 293.6 304.4 321.7 403.8 527.2 706.1 808.0 14.4

Región Merina Suroeste 683.5 621.7 551.0 452.2 397.6 388.2 396.3 475.1 505.9 500.3 517.6 3.5

Abkatún‐Pol‐Chuc 613.3 557.5 496.8 106.8 359.0 321.8 299.8 332.2 312.3 308.1 305.4 ‐0.9

Litoral Tabasco 70.2 64.2 57.3 45.4 38.6 66.4 96.5 142.9 193.6 192.2 212.3 10.5

Región Sur 587.2 549.6 508.7 498.4 483.3 472.7 496.6 491.3 465.2 458.7 497.7 8.5

Cinco Presidentes 39.4 37.3 30.7 34.3 37.3 37.7 38.8 39.3 44.6 47.3 56.6 19.5

Bellota‐Jujo 228.5 215.9 197.1 201.8 195.4 212.3 224.0 219.1 190.0 174.8 172.2 ‐1.5

Macuspana 1.1 0.7 0.7 1.6 2.5 4.9 5.0 6.6 10.4 15.7 27.1 72.3

Muspac 67.7 59.7 54.0 48.2 42.2 36.1 33.3 33.6 33.6 36.1 42.1 16.4

Samaria‐Luna 250.4 236.0 226.3 212.3 205.9 181.9 195.5 192.7 186.7 184.7 199.9 8.2

Región Norte 81.0 77.5 78.5 74.9 73.6 81.2 83.5 84.5 86.9 87.1 93.3 7.1

Poza Rica‐Altamira 78.9 75.5 77.0 73.4 72.1 79.5 81.6 83.0 85.1 55.7 59.1 6.1

Aceite Terciario del Golfo * * * * * * * * * 29.3 29.5 0.7

Veracruz 2.1 1.9 1.6 1.5 1.5 1.7 1.9 1.5 1.8 2.1 4.6 126.6a/ Aparti r de 2004, la estructura adminis trativa de Pemex‐Exploración y Producción cambia a activos integra les , por lo que las ci fras de años anteriores fueron ajustadas.

Fuente: Elaborado por l a UEC de la H. Cámara de Diputados con datos de PEMEX

PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR REGION Y ACTIVO INTEGRAL a

Miles de barriles diarios


85

Cuadro 5

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variaci

ón

2009‐

Precio Promedio 15.6 24.8 18.6 21.5 24.8 31.1 42.7 53.0 61.6 84.4 57.4 ‐31.9

Olmeca 17.9 29.0 24.0 24.9 29.3 39.3 53.9 64.7 70.9 99.4 65.8 ‐33.8

Itsmo 17.5 27.9 22.3 23.5 28.1 38.0 53.1 57.3 69.9 81.1 63.4 ‐21.8

Maya 14.1 23.0 17.2 20.9 24.1 29.8 40.6 51.1 60.4 82.9 56.3 ‐32.1

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados. Con datos de PEMEX

PRECIO PROMEDIO DEL PETRÓLEO CRUDO EXPORTADO

1999‐2009

Dólares por barril

Cuadro 6

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variaci

ón

2009‐

Precio Promedio 20.1 30.7 22.6 25.7 28.9 35.3 46.9 56.5 63.8 84.1 57.4 ‐31.7

Olmeca 23.0 36.1 29.0 29.7 34.2 44.7 59.2 68.8 73.4 99.0 65.8 ‐33.6

Itsmo 22.5 34.7 27.0 28.0 32.7 43.2 58.3 61.0 72.3 80.8 63.4 ‐21.6

Maya 18.2 28.7 20.8 24.9 28.1 33.9 446.1 54.4 62.5 82.6 56.3 ‐31.9


PRECIO PROMEDIO DEL PETRÓLEO CRUDO EXPORTADO

1999‐2009

Dólares de 2009 por barril

SECTOR ENERGÉTICO

86

Cuadro 7

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Petrolíferos 1284.2 1245.9 1267.1 1275.9 1342.9 1361.2 1338.3 1329.7 1312.4 1306.9 1342.7 2.7

gas licuado 31.0 24.9 27.8 31.3 33.8 28.0 30.6 25.4 26.6 25.9 27.1 4.7

Gasolinas 405.8 393.0 390.2 398.2 445.2 466.7 455.1 456.2 456.4 450.7 471.5 4.6

Turbosina 57.8 55.3 56.7 56.7 59.6 62.1 63.3 64.8 66.3 64.0 57.1 ‐10.9

Otros querosenos 0.8 0.3 0.3 * * * * * * * * *

Diesel 271.9 265.4 281.6 266.9 307.8 324.7 318.2 328.1 334.0 343.5 337.0 ‐1.9

Cobustible industrial 3.8 2.4 * * * * * * * * * *

Combustóleo 427.9 422.6 435.9 449.6 396.5 368.0 350.8 325.2 301.5 288.7 316.2 9.5

Asfaltos 30.3 31.1 28.7 28.8 25.6 27.2 29.3 32.3 31.9 34.3 31.9 ‐7.0

Lubricantes 8.3 6.0 5.2 4.9 5.5 5.4 5.2 5.1 5.2 5.1 4.2 ‐17.7

Parafinas 1.9 1.3 1.2 1.0 0.9 1.0 1.1 1.0 1.1 1.0 0.8 ‐21.5

Gas seco 43.3 41.8 39.0 37.4 51.3 49.9 51.9 56.7 55.2 54.9 54.9 ‐0.1

Otros petrolíferos 1.5 1.9 0.6 1.1 16.7 28.2 32.8 34.8 34.2 38.8 42.0 8.4

Petroquímicos (Mt) 866.4 768.0 712.8 690.6 894.8 1042.6 1048.2 1070.8 1121.2 1070.5 1178.4 10.1


ELABORACIÓN DE PRODUCTOS1999‐2009

miles de barriles diarios

Cuadro 8

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

2009

Millones

de dólares a

Total 52,382 71,725 62,938 80,759 113,687 122,863 126,988 150,397 170,111 201,740 251,882 18,637

Inversión programable 25,103 28,837 26,993 22,943 19,013 12,243 21,436 20,130 17,573 23,773 251,882 18,637

Inversión PIDIREGAS 27,279 42,888 35,945 57,816 94,674 110,620 105,552 130,267 152,538 177,967 * ‐

Pemex‐Exploración y Producción 41,080 44,654 53,446 63,000 88,380 113,332 112,863 130,071 148,761 178,104 226,802 16,781


Inversión PIDIREGAS 26,626 27,236 35,945 49,557 79,435 109,638 101,823 121,929 141,769 169,844 * ‐

Pemex‐Refinación 6,608 22,026 5,501 14,077 19,878 5,092 9,001 15,229 15,979 17,379 18,526 1,371


Inversión PIDIREGAS * 15,652 * 8,184 14,134 445 2,459 7,861 8,855 6,800 * ‐

Pemex‐Gas y Petroquímica Básica 3,430 3,620 2,567 1,796 3,253 2,498 3,206 3,322 4,004 4,203 3,941 292

Inversión programable 2,777 3,620 2,567 1,721 2,148 1,961 1,936 2,845 2,308 2,889 3,941 292

Inversión PIDIREGAS 653 * * 75 1,105 537 1,270 477 1,696 1,314 * ‐

Pemex‐Petroquímica 945 996 1,058 1,454 1,627 1,598 1,530 1,426 1,139 1,614 2,053 152

Inversión programable 945 996 1,058 1,454 1,627 1,598 1,530 1,426 922 1,604 2,053 152

Inversión PIDIREGAS * * * * * * * * 217 10 * ‐

Pemex Corporativo 319 429 366 432 549 343 388 349 227 439 560 41

Inversión programabl 319 429 366 432 549 343 388 349 227 439 560 41 a/ Tipo de cambio uti l i zado 13.51

Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados . Con datos de PEMEX

Millones de pesos corrientes

INVERSIÓN EN CAPITAL


87

Cuadro 9

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Petrolíferos 1,346.1 1,398.4 1,386.7 1,326.2 1,357.1 1,390.0 1,457.1 1,456.4 1,514.8 1,534.6 1,489.7 ‐2.9

Gasolinas 512.6 532.7 551.8 566.2 601.2 636.7 672.1 718.9 760.9 792.6 792.4 0.0

Pemex Magna 468.0 472.3 476.5 476.5 500.2 525.5 559.6 601.8 658.9 706.2 727.7 3.0

Pemex Premium 42.8 58.9 73.9 88.5 100.1 110.4 111.7 116.3 101.3 85.7 64.1 ‐25.5

Gasaviones 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 ‐3.0

Otras a 1.2 1.1 1.0 0.8 0.4 0.4 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 ‐19.0

Querosenos 56.1 56.2 56.1 54.1 54.9 58.5 59.5 62.2 68.8 65.4 55.4 ‐15.3

Turbosina 55.3 55.5 55.3 53.3 54.2 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 ‐15.4

Otros b 0.8 0.7 0.8 0.8 0.7 0.7 0.8 1.0 0.9 0.4 0.4 1.5

Diesel 274.7 284.7 275.8 270.7 294.7 302.7 320.1 344.9 358.4 382.0 359.0 ‐6.0

Pemex Diesel 224.9 228.6 226.4 228.0 240.7 255.4 273.4 297.9 314.5 332.0 314.5 ‐5.3

Otros 49.8 56.1 49.4 42.7 54.0 47.3 46.7 46.9 43.9 50.0 44.5 ‐11.1

Combustible industrial c 4.3 2.3 * * * * * * * * * *

Combustóleo 470.8 492.4 474.9 406.2 354.6 332.5 340.6 263.7 256.9 219.6 209.0 ‐4.8

Asfaltos 19.5 20.6 20.9 21.6 22.2 24.5 26.9 28.8 29.9 32.6 30.7 ‐5.9

Lubricantes 5.8 6.4 5.5 5.2 5.7 5.7 5.7 5.5 5.7 5.6 4.5 ‐19.0

Parafinas 1.3 1.3 1.2 1.1 1.0 1.1 1.1 1.0 1.1 1.0 0.8 ‐21.2

Otros d 1.1 1.8 0.4 1.3 22.8 28.4 31.2 31.4 33.1 35.9 38.0 5.9

Petroquímicos 845.0 201.1 301.6 235.3 272.3 286.0 289.0 333.8 290.9 278.9 365.4 31.0a/ Apartir de 1998 incluye la gasolina de llenado inicial

b/ A partir de 1997 incluye el gasóleo doméstico

c/ A partir de 1998 el combustible industrial sustituyó al gasóleo industrial

d/ Coque e impregnante

Fuente: Elaborado por l a UEC de l a H. Cámara de Diputados , con datos de PEMEX.

VOLUMEN DE VENTAS INTERNASmiles de barriles diarios

Cuadro 10

PRINCIPALES YACIMIENTOS DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS DEL MUNDO

Yacimiento País Año Reserva Millones de barriles

Status

1. Ghawar Arabia Saudita 1945 75,000-85,000 Declive 2. Burgan Kuwait 1938 66,000-72000 Declive 3. Santos Brasil 2008 33,000 3. Cantarell México 1976 18,000-35,000 Declive 3. Bolivar Venezuela 32,000 4. Safinaya Arabia Saudita 30,000 5. Rumailia Irak 1953 20,000 6. Tengiz Kazagistán 1979 15,000-26,000 7. Ahwas Irán 1958 17,000 Declive 8. Kirkut Irak 1927 16,000 9. Marun Irán 1963 16,000 9. Daqing China 16,000 Declive 10. Gachsaran Rusia 1937 15,000 11. Samotlor Rusia 14,000-16,000 12.Prudhoe EUA (Alaska) 13,000 Declive Fuente: UEC con información de Simmons & Company International.

SECTOR ENERGÉTICO

88

Cuadro 11

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Producción (Mbd)

Hidrocarburos líquidos 3,343 3,450 3,560 3,585 3,789 3,825 3,760 3,683 3,471 3,157 2,971 ‐5.9

Petróleo crudo 2,906 3,012 3,127 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 ‐6.8

Condensados y líquidos del gas 437 438 433 408 418 442 426 427 395 366 370 1.2

Gas natural (MMpcd) 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 1.6

Proceso decrudo 1,228 1,227 1,252 1,245 1,286 1,303 1,284 1,284 1,270 1,261 1,295 2.7

Petrolíferos 1,485 1,450 1,473 1,481 1,556 1,587 1,554 1,546 1,512 1,491 1,525 2.3

Petroquímicos (Mt) 12,823 11,501 10,377 9,880 10,298 10,731 10,603 10,961 11,757 11,973 11,956 ‐0.1

Ventas internas

Volumen (MBD)

Petrolíferos 1,654 1,726 1,712 1,658 1,684 1,718 1,771 1,762 1,815 1,826 1,771 ‐3

Gas licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281 ‐3.5

Gasolinas automotrices 511 531 550 565 600 636 671 718 760 792 792 0

Turbosina 55 56 55 53 54 58 59 61 68 65 55 ‐15.4

Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359 ‐6

Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209 ‐4.8

Otros 30 32 30 31 53 61 66 68 71 76 75 ‐1.5

Gas natural seco (MMpcd) 1,899 2,061 1,993 2,425 2,621 2,756 2,632 2,955 3,064 3,086 3,119 1.1

Petroquímicos (Mt) 4,317 3,505 3,495 3,295 3,181 3,568 3,795 3,869 4,041 4,191 4,064 ‐3

Valor (MP)

Petrolíferos 112,246 184,680 171,139 161,213 222,821 296,219 373,383 433,565 473,571 542,687 512,720 ‐5.5

Gas licuado 17,598 28,469 29,327 26,137 36,856 42,663 48,531 52,706 54,456 55,972 49,461 ‐11.6

Gasolinas automotrices 45,722 74,887 71,609 69,756 99,228 144,982 184,651 221,697 247,338 265,981 258,488 ‐2.8

Turbosina 3,800 6,682 5,682 5,194 7,229 10,951 16,241 18,897 23,369 31,936 18,321 ‐42.6

Diesel 22,669 37,917 33,793 30,245 44,707 61,473 78,736 88,374 96,920 111,425 121,521 9.1

Combustóleo 20,250 33,522 27,653 26,709 30,896 31,529 39,521 43,299 42,396 61,670 51,908 ‐15.8

Otros 2,207 3,203 3,075 3,172 3,905 4,621 5,703 8,591 9,091 15,703 13,022 ‐17.1

Gas natural seco 15,557 27,595 28,914 30,313 51,189 69,195 79,038 5,355 78,644 105,436 58,102 ‐44.9

Petroquímicos 10,120 11,465 9,601 8,452 12,425 19,221 23,386 24,659 25,970 33,427 24,054 ‐28

Fuente: Elaborado por l a UEC de l a H. Cámara de Diputados , con datos de PEMEX.

PRINCIPALES ESTADÍSTICAS OPERATIVAS CONSOLIDADAS


89

Cuadro 12

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Importaciones (MD)

Petrolíferos 2,512 4,233 3,656 2,495 2,423 3,792 7,859 10,029 15,797 21,893 13,310

Gas Licuado 392 606 601 472 574 648 707 814 1,095 1,118 771

Gasolinas 1,003 1,346 1,931 1,192 1,033 2,136 5,205 6,624 10,917 14,611 9,323

Diesel 246 388 488 205 61 60 601 1,263 1,961 3,379 1,381

Combustóleo 579 1,132 716 156 199 226 415 285 385 1,158 943

Importaciones (mbpc)

Petrolíferos 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3

Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281

Gasolinas 104.8 90.6 139.3 95.6 69.1 112.5 190.4 214.2 315.3 345.6 335.1

Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359

Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209

Verntas internas (MM$)

Petrolíferos 112.2 184.7 171.1 161.2 222.8 296.2 373.4 433.6 473.6 542.7 512.7

Gas Licuado 17.6 28.5 29.3 26.1 36.9 42.7 48.5 52.7 54.5 56 49.5

Gasolinas 39.67 45.98 75.18 71.9 70 99.44 145.19 184.88 221.97 247.63 266.29

Diesel 22.7 37.9 33.8 30.2 44.7 61.5 78.7 88.4 96.9 111.4 121.5

Combustóleo 20.3 33.5 27.7 26.7 30.9 31.5 39.5 43.3 42.4 61.7 51.9

Verntas internas (mbpc)

Petrolíferos 1654 1726 1712 1658 1684 1718 1771 1762 1815 1826 1771

Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281

Gasolinas 511 531 550 565 600 636 671 718 760 792 792

Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359

Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209

Precios (dpb)

Gasolina importada 25.57 39.6 37.83 34.05 41.69 52.42 75.45 85.16 95.09 115.45 75.92

Mezcla de Exportación 15.57 24.79 18.61 21.52 24.78 31.05 42.71 53.04 61.64 84.38 57.44

Diferencial 10.0 14.8 19.2 12.5 16.9 21.4 32.7 32.1 33.5 31.1 18.5


IMPORTACIÓN Y CONSUMO DE PETROLÍFEROS

SECTOR ENERGÉTICO

90

Cuadro 13

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Variación

2009‐2008

(%)

Total 313,966 402,294 490,142 604,164 582,855 b677,256

a 771,702 546,633 ‐29.2

Derechos sobre hidrocarburos 177,762 c 238,670 398,023 515,059 562,092 650,960 761,217 537,911 ‐29.3

Derecho ordinario sobre hidrocarburos 344,909 515,059 486,175 559,408 667,000 450,694 ‐32.4

Derecho especia l sobre hidrocarburos 36 * * 5,919 *

Derecho sobre extracción de hidrocarburos * * * 2,722 *

Derecho único sobre hidrocarburos 15,555 * * 2,734 *

Derecho extraordinario sobre l a exportación de petróleo 3,371 * 45,899 16,511 25,560 * *

Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabi l i zación 49,068 * 404 61,254 66,930 73,278 9.5

Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica 302 * 24 457 1,676 2,539 51.5

Derecho para l a fi sca l i zación petrolera 22 * * 27 34 25 ‐24.7

Derecho sobre extracción de petróleo * * 17 * *

Otros impuestos y derechos 1 45,000 7,429 3,317 17,039 6,305 4,464 ‐16.8

Impuesto a los rendimientos petroleros (IRP) 1,978 4,915 6,030 1,583 2,503

Impuesto sobre la renta (ISR) 4,605 3,226 2,597 1,756

IEPS 122,437 98,960 56,528 21,033 * * * * *

Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE) 13,766 19,664 35,591 58,665 7,926 * * * *

Fuente: Elaborado por la UEC, con datos de PEMEX.

IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOSMillones de pesos

Nota: Apartir de La dinámica ascendente de los precios internacionales de los hidrocarburos y de los productos petrolíferos, ocasionó que en 2009, 2008 y 2007 se

presentara un efecto de tasa negativa del IEPS. A partir del 1° de enero de 2006 se modificó la Leymencionada permitiéndole a PR reconocer como beneficio el efecto de la

tasa negativa de IEPS. Al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, el efecto de la tasa negativa del IEPS reconocido como otro ingreso fue de $37,247.3, $194,575.7 y $72,137.0

millones de pesos respectivamente.

1 Incluye provisiones

a Inluye efecto inflacionario por 13,303 millones de pesos

b Inluye efecto inflacionario por 13,999 millones de pesos

c Se refiere a los derechos sobre extracción y otros


91

Cuadro 14

Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Doméstico 0.375 0.437 0.492 0.559 0.608 0.769 0.831 0.884 0.920 0.962 1.017 1.062 1.068

Comercial 0.924 1.051 1.201 1.277 1.318 1.394 1.634 1.868 2.054 2.359 2.393 2.550 2.373

Servicios 0.655 0.824 0.947 1.055 1.136 1.219 1.300 1.410 1.480 1.545 1.660 1.722 1.758

Agrícola 0.196 0.226 0.257 0.287 0.313 0.336 0.364 0.393 0.436 0.442 0.478 0.510 0.411Mediana Industrial 0.428 0.462 0.525 0.615 0.629 0.707 0.851 0.978 1.065 1.190 1.236 1.527 1.264

Gran Industria 0.291 0.307 0.350 0.429 0.437 0.477 0.596 0.709 0.778 0.877 0.907 1.183 0.955

Total 0.395 0.444 0.504 0.583 0.615 0.700 0.821 0.955 1.026 1.102 1.178 1.373 1.212

Precio Medio (pesos/kWh)

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADAgrupación Sectorial de Tarifas

Fuente: UEC con información de CFE

Cuadro 15

Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Doméstico 14,572 15,145 15,753 16,451 17,166 17,934 18,740 24,615 25,484 21,304 27,476 28,591 29,455

Comercial 1,673 1,749 1,811 1,913 2,024 2,127 2,218 2,966 3,056 2,467 3,250 3,353 3,420

Servicios 89 105 112 120 128 136 142 152 158 161 162 168 174

Agrícola 84 87 90 92 95 97 100 105 107 109 113 115 117

Mediana Industria 80 87 96 106 116 126 138 165 180 181 212 225 236

Gran Industria 0.402 0.427 0.463 0.497 0.520 0.543 0.554 0.640 0.661 0.653 0.729 0.749 0.805

Total 16,498 17,173 17,863 18,682 19,529 20,421 21,338 28,003 28,986 24,224 31,213 32,451 33,403

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADMiles de Usuarios


Cuadro 16

Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Doméstico 8,926 11,259 13,410 16,607 19,373 25,088 27,876 35,986 39,134 36,637 46,590 50,385 51,818

Comercial 6,043 7,437 8,982 10,296 11,228 12,287 14,750 24,140 26,721 22,149 32,082 34,792 31,832

Servicios 2,300 2,984 3,535 4,164 4,634 5,115 5,577 8,841 9,520 7,199 11,271 12,148 13,686

Agrícola 1,485 1,728 2,036 2,242 2,311 2,539 2,660 2,735 3,517 3,495 3,726 4,133 3,824

Mediana 13,301 15,685 19,132 24,240 25,474 29,642 36,695 57,867 65,914 60,753 83,767 105,506 85,514

Gran Industria 9,369 10,025 12,123 15,865 15,407 17,065 20,402 26,548 29,425 30,324 35,215 45,606 33,242

Total 41,424 49,118 59,218 73,414 78,427 91,736 107,959 156,117 174,232 160,557 212,651 252,569 219,915

COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDADProductos Millones de pesos


SECTOR ENERGÉTICO

92

Cuadro 17

Tipo PERMISIONARIO

CAP. AUTORI-

ZADA (MW)

ENERGIA AUTORI-

ZADA (GWh/AÑO)

INVERSION (MILLONES

DE DOLARES)

FECHA DE ENTRADA EN OPERACIÓN

LICITANTE GANADOR

PAÍSESTADO ACTUAL

UBICACION DE LA

PLANTA

CC AES MERIDA III, S. DE R.L. DE C.V. 531.5 3,400.0 $ 478.4 31/05/00 AES JAPÓN OPERACIÓN YUCATAN

CC FUERZA Y ENERGIA DE HERMOSILLO, S.A. DE C.V. 252.7 1,800.0 $ 227.4 01/10/01Unión

Fenosa ESPAÑA OPERACIÓN SONORA

CC CENTRAL SALTILLO, S.A. DE C.V. 247.5 1,650.0 $ 222.8 10/11/01EDF

Internatiotal FRANCIA OPERACIÓN COAHUILA

CC ELECTRICIDAD AGUILA DE TUXPAN, S. DE R.L. DE C.V. 535.6 3,707.5 $ 482.0 16/12/01 Mistubishi JAPÓN OPERACIÓN VERACRUZ

CC ENERGIA AZTECA VIII, S. DE R. L. DE C.V. 597.0 4,399.0 $ 537.3 15/01/02 IntergenEUA

OPERACIÓN GUANAJUATO

CC CENTRAL ANAHUAC, S.A. DE C.V. 568.6 3,700.0 $ 511.7 18/01/02EDF

International FRANCIA OPERACIÓN TAMAULIPAS

CC IBERDROLA ENERGIA MONTERREY, S.A. DE C.V. 530.1 4,061.0 $ 477.1 26/03/02 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN NUEVO LEON

CC ELECTRICIDAD AGUILA DE ALTAMIRA, S. DE R.L. DE C.V. 565.3 3,631.5 $ 508.8 01/05/02Mitsubishi

EDFIJAPÓN/

FRANCIA OPERACIÓN TAMAULIPAS

CC FUERZA Y ENERGIA DE TUXPAN, S.A. DE C.V. 1,120.0 7,362.5 $ 1,008.0 23/05/03Unión

Fenosa ESPAÑA OPERACIÓN VERACRUZ

CC TRANSALTA CAMPECHE, S.A. DE C.V. 275.0 2,103.0 $ 247.5 28/05/03 TransAlta CANADÁ OPERACIÓN CAMPECHE

CC ENERGIA AZTECA X, S. DE R.L. DE C.V. 597.3 4,850.0 $ 537.5 20/07/03 IntergenEUA

OPERACIÓN BAJA

CALIFORNIA

CC TRANSALTA CHIHUAHUA, S.A. DE C.V. 317.9 2,174.4 $ 286.1 08/09/03 TransAlta CANADÁ OPERACIÓN CHIHUAHUA

CC FUERZA Y ENERGIA DE NACO-NOGALES, S.A. DE C.V. 339.3 1,920.0 $ 305.4 04/10/03Unión

Fenosa ESPAÑA OPERACIÓN SONORA

CC IBERDROLA ENERGIA ALTAMIRA, S.A. DE C.V. 1,153.7 7,797.0 $ 1,038.3 24/12/03 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN TAMAULIPAS

CC CENTRAL LOMAS DE REAL, S.A. DE C.V. 541.0 3,780.0 $ 486.9 01/04/04EDF


CC IBERDROLA ENERGIA LA LAGUNA, S.A. DE C.V. 517.8 3,704.0 $ 466.0 15/03/05 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN DURANGO

CC CENTRAL VALLE HERMOSO, S.A. DE C.V. 547.0 3,700.0 $ 492.3 01/04/05EDF


CC COMPAÑIA DE GENERACION VALLADOLID, S. DE R.L. DE C.V. 563.4 3,849.4 $ 507.1 01/06/06 Mitsui JAPÓN OPERACIÓN YUCATAN

CC ELECTRICIDAD SOL DE TUXPAN, S. DE R.L. DE C.V. 548.4 3,787.3 $ 493.6 01/09/06 Mitsubishi JAPÓN OPERACIÓN VERACRUZ

CC IBERDROLA ENERGIA DEL GOLFO, S.A. DE C.V. 1,143.0 10,012.7 $ 1,028.7 01/11/06 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN TAMAULIPAS

CC IBERDROLA ENERGIA TAMAZUNCHALE, S.A. DE C.V. 1,161.0 10,170.4 $ 1,044.9 21/06/07 IberdrolaESPAÑA

OPERACIÓN SAN LUIS POTOSI

CC FUERZA Y ENERGIA DE NORTE DURANGO, S.A. DE C.V. 596.5 3,478.6 $ 536.9 02/01/10Unión

Fenosa ESPAÑA

CONSTRUC-CIÓN

DURANGO

EOL ENERGIAS AMBIENTALES DE OAXACA, S. A. DE C. V. 102.0 410.0 $ 204.0 26/11/10 ND NDCONSTRUC-

CIÓNOAXACA

EOL ENERGIAS RENOVABLES VENTA III, S. A. DE C. V. 102.9 288.0 $ 205.7 30/06/11 ND NDCONSTRUC-

CIÓNOAXACA

EOL CE OAXACA DOS, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND NDCONSTRUC-

CIÓNOAXACA

EOL CE OAXACA CUATRO, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND NDCONSTRUC-

CIÓNOAXACA

EOL CE OAXACA TRES, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND NDCONSTRUC-

CIÓNOAXACA

Total 13,760.4 96,715.3 $12,946.4

Nota: CC corresponde a generación de Ciclo Combinado y EOL a Eoloeléctrica.1 Al 31 de mayo de 2010.

Fuente: UEC con información de CFE y CRE.

PRODUCTOR INDEPENDIENTE1SECTOR ELÉCTRICO: PERMISOS OTORGADOS BAJO LA MODALIDAD

93

ABREVIATURAS

ASF Auditoría Superior de la Federación o su equivalente órgano de fiscalización superior.

CGPE Criterios Generales de Política Económica

CHPF Cuenta de la Hacienda Pública Federal

CRE Comisión Reguladora de Energía

LD Ley de Derechos

LFPRH Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

LGDP Ley General de Deuda Pública

LI Ley de Ingresos Fiscales del Sector Público.

LPCGPF Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal

NIF Normas de Información Financiera que sustituyeron a los PCGA y que están vigentes desde mayo de 2007.

PBCG Principios Básicos de Contabilidad Gubernamental.

PCGA Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados

PEF Presupuesto de Egresos de la Federación

PICE Programa para Impulsar el Crecimiento y el Empleo

PPEF Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación

RFSP Requerimientos Financieros del Sector Público

SEC Securities and Exchange Commission (EUA)

SENER Secretaría de Energía

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público

UEC Unidad de Evaluación y Control de la Cámara de Diputados

SECTOR ENERGÉTICO

94

95

GLOSARIO DE TÉRMINOS

Asset Backed Securities. Mecanismo financiero que consiste en la conversión de ciertos activos en títulos de renta fija negociables en un mercado secundario de valores. La titulación consiste en agrupar una serie de activos (derechos de cobro de ingresos petroleros futuros, hipotecas subprime, por ejemplo) en un fondo con el fin de emitir bonos del mismo y colocarlos entre los inversores.

Autoabastecimiento de energía eléctrica. La utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarios o socios.

Autoabastecimiento remoto de energía eléctrica. Uso de las redes de transmisión públicas –CFE y LFC- por parte de permisionarios privados para desde su central generadora transmitir electricidad a cualquier parte del país.

Carga Fiscal de PEMEX. Es la parte de los ingresos operativos del organismo que toma el Estado, mediante el IEPS y el IVA a gasolinas, así como los derechos sobre hidrocarburos y otro tipo de derechos, productos y aprovechamientos. Pude medirse como una proporción de los ingresos fiscales (IF) obtenidos por esta vía con relación al valor del Producto Interno Bruto (PIB), Carga Fiscal =IF/PIB.

Contratos de Riesgo. Son operaciones que llevan a cabo dos empresas para realizar un determinado requerimiento, obra o para la prestación de un servicio. Estas empresas se asocian con el objetivo de compartir riesgos, tecnologías y financiamientos.

Contratos incentivados o de desempeño. Los contratos incentivados es un nuevo modelo de contratación de servicios de Pemex que se encuentra en revisión en el Consejo de Administración de la paraestatal, se pretende utilizarlo en un 95% de las nuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros. Busca asociar a los contratos beneficios no contemplados en los contratos tradicionales para el contratista como reparto de la renta petrolera en función de los ingresos generados por los proyectos.

Déficit Fiscal Ampliado. Es el déficit tradicional más el saldo de los requerimientos financieros del sector público (RFSP). Varios puntos porcentuales con relación al PIB.

Déficit Fiscal Tradicional. La diferencia entre ingresos y gastos del sector público presupuestal, en equilibrio desde 1993.

SECTOR ENERGÉTICO

96

Empresas Offshore. Empresas que realizan operaciones financieras en los denominados paraísos fiscales, donde no están regidos por ningún tipo de regulación, normalmente el registro de sus operaciones se realiza mediante contabilidad paralela.

Exportación de energía eléctrica. Los permisionarios de cogeneración, pequeña producción y producción independiente pueden destinar parte de su capacidad de generación para su venta en el extranjero.

Flujo Neto. Es la diferencia entre ingresos y egresos después de cubrir el costo financiero.

Flujo Neto Efectivo. Es el flujo neto menos las obligaciones fiscales.

Importación de energía eléctrica. Para cubrir las necesidades propias del permisionario con energía eléctrica proveniente de fuentes ubicadas en el extranjero.

Inversión Financiada Comprometida: Es el total de la inversión que en un proyecto se eroga desde que inicia hasta que concluye el mismo.

Inversión Financiada Contratada: Es el monto de inversión erogado en un proyecto a un año específico.

Pasivo Contingente. Corresponde a las obligaciones financieras adquiridas por los proyectos PIDIREGAS y que se generen a partir del tercer año del compromiso adquirido hasta el pago total de los mismos.

Pasivo Directo. Se refiere a los montos de financiamiento a pagar del os proyectos PIDIREGAS durante el ejercicio fiscal anual corriente y el ejercicio fiscal siguiente.

Pasivo Legal: Es la obligación derivada de un pasivo directo, el cual comprende los montos a pagar durante el ejercicio anual y el ejercicio siguiente, según lo establecido en el Artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública.

Pasivo Real. Representa el pasivo cuyo vencimiento corresponde al año en curso.

Pasivo Total: Importe de la obligación total materia de contrato.

Pequeña producción de energía eléctrica. La venta a la Comisión Federal de Electricidad de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo caso no podrán tener una capacidad mayor de 30 MW en un área determinada por la SENER.

PIDIREGAS. En 1995, se diseñó un nuevo mecanismo de la inversión pública denominado Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, también conocidos como Proyectos de Infraestructura Diferidos en el Registro del Gasto que se han utilizado para financiar proyectos tanto de PEMEX como de CFE.

Productor externo de energía o PEE. Persona física, sociedad, asociación, fideicomiso u otra entidad o forma de asociación, ya sea con o sin personalidad


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jurídica en México, que sea titular de un permiso de productor externo de energía, que le autorice a proporcionar capacidad de generación de energía eléctrica y a vender la energía eléctrica asociada a la CFE, de conformidad con lo dispuesto en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento.

Producción independiente de energía eléctrica. La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la Comisión Federal de Electricidad o a la exportación. Riesgo Moral. El que asumen los gobiernos federales cuando se generan pasivos nacionales públicos o privados y los toma el propio gobierno como parte de su balance fiscal.

Titulación de los Flujos de Ingresos Futuros (securitization of future flow receivables). Esquema financiero utilizado principalmente por países en desarrollo cuando experimentan necesidades de financiamiento y se otorga como garantía los ingresos futuros que generará el proyecto financiado.

Valor Presente Neto Efectivo (VPNE). Generalmente, los beneficios o pérdidas de los proyectos PIDIREGAS están expresados a través del VPNE, que se define como la diferencia entre los ingresos generados y los costos operativos más los costos financieros.

Vehículo Financiero. También denominada compañía offshore, que realiza transacciones financieras normalmente fuera de normatividad, bajo una contabilidad paralela y que aprovecha las ventajas de nula o escasa regulación en los llamados paraísos fiscales.

Vehículos Financieros de PEMEX. Algunos de ellos operan en los paraísos fiscales con la garantía de PEMEX y el gobierno federal y sus cuentas financieras no están registradas en la contabilidad gubernamental, así como tampoco están sujetas a la supervisión de entidades regulatorias nacionales.

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REFERENCIAS

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evaluacion camara de diputados

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