uec0092011energia

Unidad de Evaluacin y ControlCOMISIN DE VIGILANCIA DE LA AUDITORA SUPERIOR DE LA FEDERACIN

uec

Anlisis del Informe del Resultado de la Fiscalizacin Superior de la Cuenta Pblica 2009

EVALUACIN DE LA FISCALIZACIN SUPERIOR EN FUNCIONES DE DESARROLLO ECONMICO PARTE II. SECTOR ENERGA

SERIE: ANLISIS DEL IR 2009

Cuaderno 6Marzo de 2011

La versin electrnica de este documento se encuentra disponible en el sitio web de la Unidad de Evaluacin y Control: http://uec.diputados.gob.mx o www.diputados.gob.mx/UEC

ANLISIS DEL INFORME DEL RESULTADO DE LA FISCALIZACIN SUPERIOR DE LA CUENTA PBLICA 2009

CONTENIDOPgina

1.

El sector energa en el entorno de la crisis de 2009: una visin introductoria .............................................. 5 1.1 1.2 1.3 Precios internacionales y contraccin de la produccin ............................................................................ 5 Efectos en el Sistema Elctrico Nacional ................................................................................................... 6 La dinmica de las empresas petroleras en el mundo ................................................................................ 7

2.

Temas Relevantes y Problemtica Asociada al Sector Energa en 2009 ...................................................... 11 2.1 Garantizar la seguridad energtica en materia de hidrocarburos ........................................................... 11 2.1.1 Balance general del sector energa ...................................................................................................... 11 2.1.2 Evaluacin del modelo general de negocios ........................................................................................ 12 2.1.3 Volatilidad financiera en el subsector petrolero .................................................................................. 14 2.1.4 Los proyectos PIDIREGAS .................................................................................................................. 22 2.1.5 Problemas estructurales de Pemex ...................................................................................................... 26 2.1.6 Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex ............................................................................ 43 2.1.7 Evaluacin de la inversin de Pemex ................................................................................................... 47 2.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos ............................................................. 49 2.2.1 Declinacin del mercado del servicio pblico de electricidad ............................................................ 49 2.2.2 Programas de inversin en infraestructura ......................................................................................... 54 2.2.3 Balance financiero del sector elctrico ................................................................................................ 57 2.2.4 Liquidacin de Luz y Fuerza del Centro .............................................................................................. 61 2.3 Aprovechamiento de fuentes renovables de energa ................................................................................. 64

3.

Resultados Relevantes de la Fiscalizacin Superior en el Sector Energa ................................................... 65 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 Auditoras practicadas .............................................................................................................................. 65 Cobertura de la fiscalizacin .................................................................................................................... 65 Observaciones-acciones promovidas ........................................................................................................ 66 Dictmenes emitidos ................................................................................................................................. 67 Recuperaciones determinadas .................................................................................................................. 67

4.

Evaluacin de los Resultados de la Fiscalizacin en el Sector Energa ........................................................ 69 4.1 Garantizar la seguridad energtica en materia de hidrocarburos ........................................................... 70 4.1.1 Enfoque de la fiscalizacin superior .................................................................................................... 70 4.1.2 Contenido de auditoras relevantes ...................................................................................................... 73 Petrleos Mexicanos ............................................................................................................................ 73 Pemex-Exploracin y Produccin (PEP) ............................................................................................. 85 Pemex Gas y Petroqumica Bsica (PGPB) ......................................................................................... 96 Pemex Petroqumica (PPQ) ................................................................................................................. 99 Pemex Refinacin (PREF) ................................................................................................................. 104 PMI Comercio Internacional ............................................................................................................. 108 4.1.3 Balance de la fiscalizacin superior en el sector ............................................................................... 110 4.1.4 Temas de inters para la fiscalizacin ............................................................................................... 112 4.1.5 reas de oportunidad para el trabajo legislativo .............................................................................. 115 4.2 Suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos ........................................................... 117 4.2.1 Enfoque de la fiscalizacin superior .................................................................................................. 117 4.2.2 Contenido de auditoras relevantes .................................................................................................... 118

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COMISIN DE VIGILANCIA DE LA AUDITORA SUPERIOR D ELA FEDERACIN UNIDAD DE EVALUACIN Y CONTROL

Pgina Comisin Federal de Electricidad (CFE) .......................................................................................... 118 Secretara de Energa......................................................................................................................... 123 Balance de la fiscalizacin superior .................................................................................................. 123 Temas de inters para la fiscalizacin ............................................................................................... 124 reas de oportunidad para el trabajo legislativo. ............................................................................. 125 Aprovechamiento de fuentes renovables ................................................................................................. 126 Enfoque de la fiscalizacin superior .................................................................................................. 126 Contenido de las auditoras relevantes .............................................................................................. 126 Comisin Nacional para el Uso Eficiente de Energa (Conuee) ........................................................ 126 Pemex Exploracin y Produccin (PEP) ........................................................................................... 127 Balance de la fiscalizacin ................................................................................................................. 127 Temas de inters para la fiscalizacin ............................................................................................... 128 reas de oportunidad para el trabajo legislativo .............................................................................. 128

4.2.3 4.2.4 4.2.5 4.3 4.3.1 4.3.2

4.3.3 4.3.4 4.3.5

Anexos...129

2


Presentacin

El presente cuaderno constituye la segunda y ltima parte del trabajo de evaluacin que llev a cabo la Unidad de Evaluacin y Control en torno a los resultados de la fiscalizacin superior en entes vinculados con funciones de Desarrollo Econmico, en el marco del anlisis al Informe del Resultado de la Fiscalizacin Superior de la Cuenta Pblica 2009, que realiza la Comisin de Vigilancia de la Auditoria Superior de la Federacin. En especfico, en este documento se analizan los resultados de las 97 auditoras practicadas a las dependencias y entidades del sector Energa. Debe comentarse que en el documento anterior (Cuaderno 5) se evalu la fiscalizacin en los sectores de Agricultura, Ganadera, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentacin; Comunicaciones y Transportes; Medio Ambiente y Recursos Naturales; Economa; Trabajo y Previsin Social; Turismo; Reforma Agraria, y Ciencia y Tecnologa. As, con los cuadernos 5 y 6 se integra la evaluacin de las 212 auditoras que la Auditora Superior de la Federacin (ASF) practic en la revisin de la Cuenta Pblica 2009 a entes vinculados con funciones de Desarrollo Econmico. El documento est divido en cuatro captulos, de los cuales el primero ofrece informacin general del sector Energa, en el marco del Plan Nacional de Desarrollo y del programas sectorial correspondiente. Los tres captulos siguientes abordan los temas y problemas relevantes que enfrenta el sector Energa; una revisin de los principales datos contenidos en el informe de la ASF sobre ese sector, y una evaluacin de la fiscalizacin practicada, haciendo nfasis en el enfoque de la fiscalizacin utilizado, los contenidos de las auditoras relevantes, los temas de inters y reas de riesgo para la fiscalizacin superior, as como las reas de oportunidad legislativa que se desprenden de la evaluacin. En la parte final del documento se anexan tres cuadros estadsticos: el primero con las auditoras practicadas por sector y ente auditado; el segundo con las observacionesacciones promovidas por la ASF en la revisin de la Cuenta Pblica 2009, y el tercero con la matriz de datos bsicos de las 97 auditoras practicadas al sector Energa.

Marzo, 2011.

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1. El sector energa en el entorno de la crisis de 2009: una visin introductoria La crisis de 2009 afect de manera diferenciada a los diversos segmentos del sector energa; no obstante, la constante en todos los mbitos fue de depresin de los volmenes de produccin, decrecimiento de la generacin de electricidad y afectacin de las cuentas de balance y de resultados de las empresas del sector. 1.1 Precios internacionales y contraccin de la produccin

A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron cadas durante 2009: el precio del crudo disminuy 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gas natural 13.8%, situacin que se convierte en el factor principal que condujo a una disminucin prcticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de las empresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. En el mismo sentido respondieron las ventas domsticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresos operativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En los indicadores operativos, la produccin report un descenso de 2.6%, el volumen consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, en tanto que las reservas probadas slo aumentaron 0.05% y la capacidad de refinacin 2.2%.1 Al revisar los indicadores de la industria petrolera mexicana, se destacan aspectos como el descenso de las ventas de hidrocarburos de 20.8% en trminos reales, siendo afectadas por la disminucin de la demanda de energticos de EUA, la contraccin de la actividad econmica del pas, la cada en la produccin y exportacin de petrleo y la declinacin de los precios internacionales del petrleo. Las ventas domsticas cayeron 15.3% en trminos reales y las de exportacin sufrieron la mayor declinacin que fue de 26.8%. El volumen de produccin continu la tendencia descendente registrada desde 2004 y alcanz los 2.6 millones de barriles diarios de petrleo crudo, debido a la cada que viene sufriendo Cantarell, el que hasta 2008 fuera el principal activo, ahora substituido por el yacimiento Ku Maloob Zaap (KMZ). Las reservas probadas sufrieron tambin un descenso al reportar 10.4 mil millones de barriles de petrleo crudo y las de gas natural continuaron con su cada. El comercio exterior de petrolferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%), pero no fue tan pronunciado en volumen: 12.7% las exportaciones de petrleo crudo y 6% las importaciones de petrolferos; con ello, la balanza comercial continu siendo superavitaria, aunque las importaciones continan dando seales de alerta. La capacidad de refinacin se mantuvo sin cambios por ms de veinte aos, debido a los bajos niveles de inversin destinados al Sistema Nacional de Refinacin, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguracin de las seis plantas existentes.1

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

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1.2

Efectos en el Sistema Elctrico Nacional

El Sector Elctrico Nacional (SEN), por su parte, presenta un desempeo de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generacin de electricidad que crece a una tasa media anual (TMA) de 4.1% en los ltimos nueve aos, pero la demanda interna slo aumenta 2.1%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los ltimos aos. En ese sentido, el SEN, que hasta 2009 se integraba por la Comisin Federal de Electricidad (CFE), la Compaa Luz y Fuerza del Centro (LyFC), y los Productores Externos de Energa (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de desocupacin o subutilizacin de su planta productiva. El sector elctrico mexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privados constituidos y aprobados por la Comisin Reguladora de Energa (CRE) como PEE: a este segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores de electricidad de la ms alta importancia estratgica para el sector energtico del pas. Cabe comentar que en el periodo 2000-2009, la capacidad de generacin del servicio pblico, constituido entonces por CFE y LyFC, slo aument 0.9% promedio anual, en tanto que la de los PEE lo hizo en 17.2% promedio anual. Son los Productores Independientes de Energa (PIEs), bajo el esquema financiero PIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generacin de electricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneracin, la exportacin 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 autoriz 29 mil millones de dlares de inversin acumulada para PIEs en 27 proyectos de generacin de electricidad en la modalidad de ciclo combinado. Las licitaciones que se convocaron fueron adjudicadas a empresas extranjeras de Espaa, Francia, Canad y Japn. Los permisionarios independientes PIEs tienen asegurado contractualmente ganancias extraordinarias en periodos mnimos de 25 aos, utilizando la infraestructura del servicio pblico y podran provocar un mayor aumento en las tarifas elctricas, ya que parte de la demanda dejada con la extincin de LFC, ser cubierta por estos permisionarios privados. A este ritmo de expansin en la generacin de capacidad de energa, en menos de ocho aos los PEE podran estar generado el equivalente a la capacidad del servicio pblico. Los proyectos se estn acelerando y el plazo de dominio de la inversin privada extranjera en electricidad podra reducirse sensiblemente.

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Existen afirmaciones recurrentes que las tarifas elctricas estn subsidiadas, no obstante, lo que ocurre es que tanto CFE como LFC venan trabajando con costos operativos elevados, por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionarios privados; son esos costos los que se subsidian con transferencias presupuestales, reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales. Se requiere, en consecuencia, un diagnstico profundo y serio de la problemtica que enfrentan la industria petrolera y energtica del pas que permita medir la capacidad de actuacin real del estado en estos dos sectores donde la legislacin vigente prohbe la inversin de permisionarios privados en la explotacin, comercializacin y suministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalizacin superior tiene una funcin central en la transparencia de los mecanismos utilizados por el Gobierno Federal en estas dos industrias estratgicas 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 econmico del pas. Se requiere, adicionalmente, configurar y disear una poltica energtica de largo plazo que brinde seguridad econmica y de abasto energtico al pas, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversin que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energticos de los consumidores nacionales. 1.3 La dinmica de las empresas petroleras en el mundo

Durante el ejercicio 2009, la industria petrolera sufri el impacto del colapso de los precios internacionales del petrleo, cuya contraccin se aceler por una menor demanda en el consumo de energticos a nivel mundial, cuyo origen ha sido identificado en la crisis regulatoria del sector financiero en 2008. En 2009, una muestra de once empresas productoras de petrleo crudo y gas, entre las que figuran las ms grandes por el tamao de sus activos, reportaron una cada de sus ventas de 33.5%, las ms afectadas fueron: Royal Dutch de Holanda, BP de Reino Unido, Exxon Mobil, Chevron y Conoco Phillips de EUA. En ese mismo contexto, los ingresos de Petrleos Mexicanos sufrieron una cada de 17.8%. Es importante sealar que el comn denominador en los resultados que tuvieron estas empresas, fue el descenso de los precios internacionales del petrleo provocado por la contraccin de la demanda mundial del energtico.

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INGRESOS TOTALES PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERASMiles de millones de dlares458.4 477.4

2008

2009

365.7 285.1 246.1 156.3149.1 118.3 91.9310.6 273

226 160.7 171.6

246.2

152.8 98.2 80.7 93.5 80.1 85.9 0

Royal Dutch Shell

BP

Exxon Mobil

Pertrochina Petrobrs

Total

Chevron

Conoco Phillips

Pemex

Statoil

Repsol YPF

Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.

Un indicador revelador de la situacin financiera de los ingresos generados por las empresas productoras de petrleo, son las utilidades obtenidas antes de intereses, impuestos, depreciacin y amortizacin, mejor conocido por sus siglas en ingls como EBITDA (Earnings Before Interest, Taxes, Depreciation and Amortization) 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 EBITDA2 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de la cada en sus ventas totales, adquiere una posicin inmejorable en su comparativo internacional, lo que revela tambin el elevado costo fiscal impuestos y derechos, el oneroso servicio de la deuda, incluida la amortizacin de pasivos y el impacto de la depreciacin 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 ascendi a 40.5 miles de millones de dlares en 2009, detonaron las prdidas netas de la paraestatal por poco ms de 7 miles millones de dlares, cuando ninguna de las empresas de la muestra reportaron prdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, la empresa noruega, con 16.7 miles de millones de dlares de ingresos para pago de impuestos y derechos, fue la segunda en importancia en ese rubro; no obstante, su carga fiscal represent 53% del EBITDA generado, mientras que en Pemex este indicador signific 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventas totales de Pemex en ms de tres veces, mostraron cargas fiscales muy inferiores.2

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.

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RESULTADOS FINANCIEROS DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009 Miles de millones de dlaresCosto de Rendimiento ventas Bruto CIF Margen Bruto % Gastos administrati- Depreciacin y Ingresos tivos y gene- Amortizacin operativos rales Utilidades antes de Impuestos impuestos EBITDA Utilidad Neta

Ventas totales


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SUMA 1,799.1 1,201.3 598.0 33.2 118.4 EXXON MOBIL 310.6 211.8 98.8 31.8 14.7 ROYAL DUTCH SHELL 285.1 228.4 56.8 19.9 17.4 BP 246.1 190.7 55.4 22.5 14.0 CHEVRON 171.6 99.7 72.0 41.9 4.5 TOTAL 160.7 101.8 58.9 36.6 26.7 CONOCO PHILLIPS 152.8 112.8 40.1 26.2 1.8 PETROCHINA 149.1 72.1 77.1 51.7 19.2 PETROBRAS 91.9 49.3 42.6 46.4 7.7 PEMEX 80.7 41.5 39.1 48.5 7.4 STATOIL 80.1 48.1 32.0 40.0 1.8 REPSOL YPF 70.3 45.1 25.2 35.8 3.0 Fuente: UEC con informacin de Hoovers y estados financieros de las empresas.

110.3 11.9 14.5 12.1 12.1 9.6 9.3 13.5 7.2 5.7 9.3 5.2

232.2 34.8 21.0 26.4 18.5 21.3 10.0 21.0 21.9 31.7 20.9 4.7

-82.4 -34.8 -2.0 0.9 -17.6 2.5 -15.5 -19.2 -1.0 1.8 1.8 0.7

232.8 34.8 21.0 25.1 18.5 23.5 10.0 20.5 22.1 33.5 19.8 4.0

124.9 15.1 8.3 8.4 8.0 11.1 5.1 4.9 5.2 40.5 16.7 1.6

359.5 51.8 32.5 38.2 30.6 34.7 20.5 34.3 29.2 48.1 31.5 8.1

105.1 19.3 12.5 16.6 10.5 12.1 4.9 15.1 15.5 -7.0 3.2 2.5


Pemex, con un rgimen fiscal equivalente al del promedio de las empresas de la muestra de 56.53% de los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, podra haber generado una utilidad neta de 15 mil millones de dlares, muy similar a la registrada por las grandes petroleras, lo que sera de gran beneficio para fortalecer el dbil capital de la empresa e incrementar sensiblemente los niveles de inversin. Con relacin a la deuda de Pemex, su saldo al 31 de diciembre de 2009 es la ms elevada de las empresas petroleras de la muestra tanto en su saldo monetario, que acumul 46.8 miles de millones de dlares, como en su relacin a pasivo total que fue de 45.3%. Solamente la super Petrobras en monto con un saldo de 57.1 miles de millones de dlares, pero su apalancamiento financiero deuda/pasivo fue de slo 25.8%.

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2. Temas Relevantes y Problemtica Asociada al Sector Energa en 2009 Los temas relevantes y la problemtica del sector energa son producto de los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2009, el Programa Sectorial de Energa 20072009, del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2009 y de otros programas sectoriales relacionados. De estos documentos estratgicos se derivan los tres grandes apartados en los que se divide el presente documento: garantizar la seguridad energtica en materia de hidrocarburos; suministro de electricidad con calidad y a precios competitivos; y, aprovechamiento de fuentes renovables de energa.

2.1

Garantizar la seguridad energtica en materia de hidrocarburos

En este apartado se revisan los principales temas del subsector petrolero que permiten valor el grado en que las dependencias de la Administracin Pblica asociadas al sector estn cumpliendo con ese objetivo estratgico. 2.1.1 Balance general del sector energa Durante 2009, la produccin de energa primaria ascendi a 1 mil 544.2 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, lo que signific 4.2% menos que en 2008. Con relacin a la produccin de energa secundaria, sta fue de 866.5 millones de barriles de petrleo crudo equivalente, reportando una reduccin de 1% con relacin al ao anterior. Estas cifras indican, entre otras cosas, la baja capacidad de transformacin de la industria energtica del pas.COMPOSICIN DEL BALANCE NACIONAL DE ENERGA 2009Millones de barriles de petrleo crudo equivalenteEnerga primaria: 1,544.2Nuclear 1.1% 4.4%

Energa secundaria: 866.5 Querosenos y coque Gas licuado12.7%

Carbn

2.1%

5.9%

Renovables

6.2%

Diesel Electricidad Combustleo Gasolinas y naftas24.8% Gas seco

Gas natural

28.2%

15.3%

Petrleo

61.5%

15.6%

18.1%

Fuente: UEC con informacin del Balance Nacional de Energa 2009, SENER.

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La contraccin de la demanda de energticos durante el ao, propici la cada anual de la produccin de petrleo crudo en 7.1% y del carbn en 7.5%, situacin sta ltima que se extendi por la menor extraccin del mineral. En contraste, la produccin de gas natural aument 4.1%, debido a la disminucin de gas enviado a la atmsfera en 20% y por el aumento del aprovechamiento. La produccin de energa de las fuentes renovables fue reflejo en buena medida de las diversas polticas ambientales, as como de las condiciones climatolgicas que en 2009 fueron de sequa. En la produccin secundaria, destaca la cada de gasolinas y naftas (-7.5%) y de diesel (-6.4%), que se explican por el menor contenido de lquidos en el crudo; asimismo, se observ una menor produccin de queroseno asociada a la salida en operacin de la planta de absorcin de Reynosa. La generacin de electricidad, segn el Balance de la SENER, disminuy 0.4% lo que fue producto de una menor eficiencia de las centrales elctricas (38.5%) del servicio pblico, que contrast con la de los Productores Independientes (PIEs) que fue de 48.5%, aunque tambin fue menor que la del ao anterior. Es de sealar que la mayor eficiencia de los PIEs se debe a que sus centrales utilizan gas natural en tecnologa de ciclo combinado. 2.1.2 Evaluacin del modelo general de negocios

Ubicar el contexto de desempeo de Pemex dentro de los modelos de gestin de la industria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican su crecimiento y las estrategias implementadas en la orientacin endgena, exgena o ambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entorno de globalizacin de la industria petrolera. De los tres modelos que se identifican en el mundo (atomizado, integral y mixto), el gobierno mexicano, desde 1989, se orient a adoptar un modelo atomizado en la gestin de Pemex, para lo cual segreg los distintos procesos que van de la extraccin y refinacin a la comercializacin. El gobierno procur desintegrar la refinacin y la petroqumica bsica, para concentrarse en la produccin de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroqumicos. La adopcin de este modelo por parte de Pemex, se dirigi 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 instrumentacin del modelo atomizado por ms de dos dcadas han sido el debilitamiento del potencial productivo y tecnolgico, as como la descapitalizacin de Pemex. El modelo de gestin elegido por el gobierno hace dos dcadas implic una reestructuracin organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue dividida en cuatro empresas subsidiarias independientes, situacin que tuvo como efecto positivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.12


MODELOS DE GESTIN PETROLERA

MODELO

Atomizado

Integral

Mixto- Intenta operar una racionalidad estratgica parcial de los procesos. - Intenta limitar la burocratizacin de la gestin.

VENTAJAS

- Racionaliza la eficiencia microeconmica - Intenta operar una racionalidad de cada proceso (produccin, refinacin estratgica basada en un enfoque y comercializacin), lo que beneficia una econmico global en la que es central el gestin global adecuada. papel de la industria petrolera. - Desburocratiza la gestin de Pemex. - Integra los procesos, de produccin, refinacin y comercializacin, como uno slo, y se basa en un modelo de industrializacin para el pas - La maximizacin de los ingresos pblicos de corto plazo invalida el seguimiento de una estrategia industrializadora basada en la relevancia econmica del petrleo. - Con la racionalizacin de la eficiencia microeconmica de los procesos, podra perderse la racionalidad estratgica o global generando ineficiencias sectoriales. - Genera duplicidad de acciones y actividades. - Genera un cuerpo burocrtico. - Al proponer una visin de Estado, puede perder de vista la racionalidad micro de la gestin, generando ineficiencias burocrticas.

- Busca darle sentido y coherencia a los procesos de racionalidad micro, sin descuidar la racionalidad macro. - Es parcialmente burocrtica.

DESVENTAJAS

Sin embargo, la nueva racionalidad no tuvo un carcter estratgico con una visin de largo plazo. Pronto se hizo evidente que tal divisin gener duplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que increment los costos y propici una estructura burocrtica pesada. Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en la asignacin de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiaria adquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; se cuestion, por ejemplo, la viabilidad de las refineras, sin pensar en el valor agregado como un todo. De ah la parlisis, por siete aos, en el rendimiento productivo de las refineras. La poltica de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, se orient 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 estratgica, 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 pases sin importar si son privadas o pblicas. Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fcil concluir que su aplicacin no toma en cuenta el desarrollo global armnico de la produccin, la refinacin y la comercializacin, ni considera el potencial energtico de la industria en el mediano y largo plazo. La poltica de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnolgicos, que slo tienen sentido con una visin global en virtud que su rendimiento slo se aprecia en el largo plazo.

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Esta poltica de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinacin, y en petroqumica por ejemplo. El resultado es la implantacin de precios elevados de la energa que tornan poco competitiva a la economa industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados. 2.1.3 Volatilidad financiera en el subsector petrolero En 2009, las ventas totales de la paraestatal disminuyeron 20.8% en trminos reales respecto de 2008 siendo afectadas por la disminucin de la demanda de energticos de EE.UU., la contraccin de la actividad econmica del pas, la cada en la produccin y exportacin de petrleo y la declinacin de los precios internacionales del petrleo. As, las ventas domsticas cayeron en 15.3% en trminos reales y las de exportacin sufrieron la mayor declinacin que fue de 26.8%. De acuerdo con informacin de Petrleos Mexicanos,3 la dinmica de los ingresos indica que es una empresa rentable tanto por sus ventas en el mercado nacional que muestran una TMAC de 4.4% en trminos reales, 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 slidas, lo que se manifiesta en el elevado margen de operacin.ESTADO DE RESULTADOS DE PETRLEOS MEXICANOSMiles de millones de pesos1997 1998 1999 2000 2001 Ventas totales 269.5 265.7 345.0 478.7 457.4 En el pas 165.3 184.8 226.1 292.9 303.9 De exportacin 98.7 72.2 108.7 175.4 141.5 Ingresos por servicios 5.5 8.8 10.2 10.4 12.1 Costo de ventas 79.7 93.2 113.5 153.1 165.3 Rendimiento bruto 189.8 172.5 231.5 325.6 292.1 Margen bruto % 70.4 64.9 67.1 68.0 63.9 Gastos generales 20.8 27.3 32.0 39.6 41.6 Gastos de distribucin 7.4 9.6 10.9 12.6 13.6 Gastos de administracin 13.4 17.7 21.1 27.0 28.0 Rendimiento de operacin 169.0 145.3 199.6 286.0 250.5 Otros ingresos netos financiamiento 1.5 2.1 4.7 5.3 6.7 Resultado integral de 0.9 2.9 7.2 6.7 13.1 Rendimiento antes de impuestos y derechos 167.4 140.3 187.7 274.1 230.7 Impuestos, derechos y aprovechamientos 159.5 151.9 208.8 293.8 263.5 % del rendimiento antes de impuestos y der 95.3 108.3 111.2 107.2 114.2 % del PIB 5.0 3.9 4.6 5.6 4.8 Rendimiento neto 8.0 -11.6 -21.2 -19.7 -32.8 EBITDA 177.8 140.7 214.3 298.1 Fuente: Elaborado por la UEC con informacin de los estados financieros de Pemex, 1997-2009. 2002 514.8 336.1 178.8 nd 168.8 346.0 67.2 50.4 16.0 34.4 295.6 5.6 6.2 289.4 314.0 108.5 5.2 -24.6 207.0 2003 625.4 387.2 238.2 nd 207.1 418.3 66.9 50.7 15.5 35.2 367.6 nd 30.7 339.8 382.5 112.6 5.1 -40.6 317.0 2004 799.4 464.0 335.4 nd 272.9 526.5 65.9 56.1 18.2 37.9 470.4 11.5 7.3 474.6 490.1 103.3 5.7 -11.5 514.6 2005 928.5 505.1 423.5 nd 361.2 567.3 61.1 68.7 21.9 46.8 498.8 11.8 4.5 506.1 580.6 114.7 6.3 -11.8 595.7 2006 1,103.5 567.3 535.1 1.1 418.3 685.3 62.1 81.0 24.9 56.1 604.3 61.2 -23.9 651.7 604.8 92.8 5.8 47.0 813.0 2007 1,136.0 592.0 542.9 1.1 460.7 675.4 59.5 84.9 24.8 60.1 590.4 83.0 -20.1 659.0 677.3 102.8 6.0 -18.3 833.7 2008 1,329.0 679.8 644.4 4.8 654.0 674.9 50.8 103.8 34.0 69.8 571.1 198.0 -107.5 659.6 771.7 117.0 6.4 -112.1 969.6 2009 1,089.9 596.4 488.3 5.9 561.1 528.8 48.5 100.5 31.9 68.7 428.3 40.3 -15.3 452.0 546.6 120.9 4.6 -94.7 649.8

Despus del extraordinario excedente petrolero generado en 2008, por cerca de 14 mil millones de dlares, exclusivamente por exportaciones de petrleo 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 haba sido en 2008 de 36.4 dlares3

Informacin construida con base en estados financieros, informes anuales, anuarios estadsticos de los aos que se incluyen de Petrleos Mexicanos.

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por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6 dpb en contra, lo que implic que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones de dlares. El modelo de estimacin del precio de referencia de la mezcla de exportacin, nuevamente err la proyeccin igual como lo hiciera en los ejercicios fiscales anteriores, solamente que en esta ocasin propiciando un faltante de recursos. El excedente de 2008 pudo haber cubierto sobradamente ese dficit, no obstante cuando se reportan excedentes tan elevados, la reasignacin de los mismos da origen al uso discrecional y disminuye en consecuencia los esfuerzos de la transparencia.EVOLUCIN DE LOS PRECIOS DEL PETRLEODlares por barril de petrleo crudo2009 2008 2007 2006 2005 2004 2003 2002 2001 20.0 31.1 18.4 24.8 15.5 21.5 18.0 18.6Fuente: UEC con informacin del PEF y de la SHCP.

70.0 57.4 49.0 85.4 42.8 60.7 36.5 53.2 27.0 42.7

PEF

Observado

El Ejecutivo Federal en el ejercicio de 2009, ejerci los derechos de cobertura sobre riesgos petroleros que anualmente ha comprado y que ahora producto de la sobreestimacin del precio de referencia podra utilizar. En principio, la SHCP haba anunciado que obtendra un beneficio de 9,553 millones de dlares4 si el precio de la mezcla en promedio se ubicara por debajo de los 70 dpb estimado; al cerrar el ao, el precio reportado fue de 57.4dpb. Sin embargo, en una nota escueta informara que las coberturas ejercidas por la baja en los precios de la mezcla haban sido de slo 5 mil millones de dlares. Debe sealarse, que se desconocen los trminos en los que la SHCP negocia y estructura la adquisicin de las coberturas petroleras y las licitaciones para seleccionar a los bancos de inversin participantes. La SHCP determin que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2009 se ubicara en 70 dpb, tal estimacin fue producto de haber aplicado la frmula para calcular los precios del energtico que qued establecida en el artculo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP seala que dicha4

Cobertura de ingresos petroleros del gobierno federal para 2009. SHCP, noviembre de 2008.

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frmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el clculo del lmite superior de este parmetro, dotando de transparencia al mtodo de estimacin.5 Debe destacarse, que la precisin de la estimacin es factor crtico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de Ingresos financian ms de una tercera parte de los ingresos presupuestales. Hasta ahora dicha frmula no ha sido certera en las estimaciones del precio de referencia, debido a que la metodologa no incorpora parmetros con ndices de tendencia ni de volatilidades,6 por lo que convendra revisarla para brindar mayor objetividad, toda vez que al depender de una base histrica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyeccin 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 evolucin de los precios. Con relacin a la dinmica mostrada por los precios histricos de la mezcla de exportacin, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los precios internacionales tuvieron los niveles ms altos: el primero fue en 1980 cuando la mezcla mexicana movido por su precio de referencia, el WTI, alcanz 82.2 dlares a precios de 2009 y el ms reciente de 2008, de 85.4 dlares por barril. En 1980, el WTI haba alcanzado a precios de 2009 un pico de 99.1 dlares por barril, 17 dlares ms que la mezcla mexicana y en 2008, 93.3 dlares por barril. En el promedio anual, el pico de aquel ao es ms alto que el reciente de 2008, pero por promedios mensuales el de junio de 2008 fue ms alto (125.8 dlares) que el de diciembre de 1979 (108 dlares). Costos operativos y de administracin Hay evidencia emprica de la correlacin entre el dinamismo de los precios internacionales del petrleo, las ventas de hidrocarburos y los costos generales de 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 procclico: en el periodo 1997-2009, aumentaron casi el doble que el reportado por los ingresos totales concentrndose el mayor incremento en el costo de ventas. El costo de ventas7 adquiere una dinmica propia ya que como proporcin de los ingresos totales aument de 29.6% en 1997 a 33.1% en 2003 y de 34.1% en 2004 a5 6

Criterios Generales de Poltica Econmica para 2009, SHCP. La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia de la mezcla con mucha antelacin a la presentacin del proyecto de presupuesto de egresos del ao siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas del precio internacional, la frmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a las importantes diferencias entre el precio observado y el estimado. 7 Se determina globalmente sumando a los inventarios al inicio del ao, el costo de operacin de campos petroleros, refineras y plantas, las compras de refinados y otros productos, deduciendo el valor de los inventarios al final del ao. El costo de ventas incluye la depreciacin y amortizacin asociadas con los activos utilizados en la operacin, as como el gasto asociado con la reserva para abandono de pozos. Informe Anual 2009, Pemex.

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51.5% en 2009, ms de 20 puntos porcentuales en los ltimos once aos. Esta situacin se explica en gran medida por el elevado costo que ha implicado la importacin y comercializacin de productos petroleros y en particular la adquisicin de gasolinas en el exterior y su venta domstica. El costo de ventas, en 2009, disminuy 17.2% en comparacin con 2008, situndose en 561.1 mil millones de pesos, explicado principalmente por la disminucin de 104.4 mil millones de pesos por la compra de productos importados para ser revendidos en Mxico.8 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.COSTO DE VENTAS Y GASTOS GENERALESPorcentajes de las ventas totalesCosto de ventas Gastos de distribucin Gastos de administracin 51.5 49.2 36.1 32.9 32.0 19.8 15.4 32.8 33.1 34.1 38.9 37.9 40.6

35.1 29.6 24.4

19.4 13.6 4.5 1997 5.2 1998 4.8 1999

19.2 14.8 11.3 3.9 2004 11.1 4.3 2005 10.5 4.4 2006 11.1 14.1 10.8 5.0 2008 5.3 2009

4.3 2000

4.5 2001

4.8 2002

4.0 2003

4.2 2007

Fuente: UEC con informacin de Pemex.

Por su parte, los gastos de administracin mantuvieron una tendencia a la baja como proporcin de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en los ltimos aos crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Los gastos de distribucin, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo. Debe sealarse, que los gastos de administracin 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) slo aument 12.4% en los ltimos diez aos; Pemex PEP y Pemex Refinacin absorben 65% del personal del organismo. En el mismo periodo, 1999-2009, Pemex Petroqumica redujo su plantilla de personal de 14 mil 747 empleados a 13 mil 447 empleados y Pemex Corporativo ms que la duplic al pasar de 4 mil 941 empleados a 11 mil 277 trabajadores.

8

Informe Anual, 2009, Pemex.

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GASTO DE ADMINISTRACIN Y NM DE EMPLEADOSGasto de administracin percpita (miles de pesos de 2009) Nmero de empleados 339 264 302 296 135 338 137 133 129 330 138 138 139 141 141 142 401 145 470 508 473

454

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Fuente: UEC con informacin del Anuario 2010 de Pemex.

Debe sealarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su pgina web, ascendi a 129 mil plazas en 1999 y 145 mil plazas en 2009, no obstante, tambin se seala que estas plazas slo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que ser conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicara en 220 mil plazas. Rentabilidad operativa antes de impuestos y derechos Una vez descontados los costos de ventas y gastos generales a los ingresos totales se obtiene el rendimiento de operacin 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. La rentabilidad de Pemex, en ambos indicadores, muestra un ascenso importante hasta 2006, no obstante, ya desde 2005 la importacin de petrolferos, gas natural y petroqumicos empez 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 dlares concentrndose el 62% en gasolinas, diesel y combustleo, lo que merma la rentabilidad operativa y la capacidad de la empresa para financiar proyectos estratgicos de inversin con recursos propios. Los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, a diferencia del rendimiento de operacin, se ven favorecidos por la acumulacin 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 Refinacin 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 ndices de rendimiento, la rentabilidad de PEMEX, antes de impuestos, derechos y18


aprovechamientos, habla de una empresa saludable financieramente, cuyo flujo neto es positivo y suficiente para cumplir con sus programas operativos. Costo fiscal de los impuestos, derechos y aprovechamientos El rgimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, ha tenido pocas variantes por lo que contina afectando negativamente los resultados financieros de la empresa y se constituye en un factor crtico que degrada los resultados operativos, debido a la insuficiencia de recursos de que dispone el organismo para financiar sus proyectos estratgicos. El deterioro adquiri un carcter progresivo en las cuentas de balance de la paraestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2009 aument 3.9% promedio anual real. Como porcentaje de los ingresos de operacin de Pemex, el costo fiscal represent 135.1% en 2008 y 127.6% 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.IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOSMiles de millones de pesos de 2009% del PIB Impuestos, derechos y aprovechamientos 5.6 5.0 3.9 4.6 495.3 436.5 344.0 276.2 338.0 375.0 422.7 4.8 5.2 5.1 603.3 5.7 691.7 692.35.8

6.0

6.4

6.3

747.3

799.3

4.6

546.6

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009


En el periodo 1997-2009, la carga fiscal represent en promedio 58.5% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga fiscal total pagada en el periodo, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extraccin de petrleo y otros derechos y 592 mil millones al Impuesto Especial sobre Produccin y Servicios (IEPS). De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del pas, stos hubieran fluctuado entre 3.5 y 3.7 billones de pesos en el mismo periodo (IEPS ms 32% de ISR y una sobre tasa por derechos).

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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 Amrica Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas ltimas la venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos operativos ms elevado, despus de PEMEX.CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009 Miles de Millones de DlaresEMPRESAS INGRESOS (a)1,855.1 635.0 310.6 152.8 171.6 772.0 285.1 246.1 160.7 nd 80.1 448.1 126.4 80.7 91.9 149.1

UTILIDADES ANTES DE IMPUESTOS (b)269.9 63.3 34.8 10.0 18.5 93.4 21.0 25.1 23.5 4.0 19.8 113.2 37.1 33.5 22.1 20.5

IMPUESTOS (c )152.6 28.2 15.1 5.1 8.0 46.1 8.3 8.4 11.1 1.6 16.7 78.3 27.7 40.5 5.2 4.9

(c/a) %8.22 4.44 4.86 3.34 4.66 5.97 2.91 3.41 6.91 nd 20.85 17.47 21.91 50.15 5.66 3.29

(c/b) %56.53 44.55 43.39 51.00 43.24 49.36 39.52 33.47 47.23 40.00 84.34 69.16 74.66 120.94 23.53 23.90

TotalEMPRESAS EN EU EXXON MOBIL (EUA) CONOCO PHILLIPS (EUA) CHEVRON (EUA) EMPRESAS EN EUROPA ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) BP (REINO UNIDO) TOTAL ( FRANCIA) REPSOL YPF (ESPAA) STATOIL (NORUEGA) EMPRESAS DEL ESTADO PDVSA (VENEZUELA)1 PEMEX (MXICO) PETROBRAS (BRASIL) PETROCHINA (CHINA) 1/ Corresponde a 2008.

Fuente: Elaborado por la UEC con informacion de Hoovers, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de Pemex y pgina Web de las empresas incluidas (Estados financieros).

Mientras que para PDVSA el indicador de carga fiscal disminuy de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurri lo contrario, aument para esos mismos aos de 92.8% a 117%. Utilidades netas antes y despus del costo fiscal El deterioro financiero de PEMEX ha sido progresivo desde que el Gobierno Federal decidi financiar sus egresos presupuestarios con ingresos provenientes de la venta de hidrocarburos a travs de la creacin de un rgimen fiscal especial para PEMEX. Las cuentas de balance y del estado de resultados de la empresa muestran desde entonces un marcado descenso tanto en su patrimonio como en sus utilidades netas. El rgimen fiscal que incluye una amplia variedad de derechos, ms el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE) y los impuestos a las gasolinas (IVA) y el Impuesto Especial sobre Produccin y Servicios (IEPS), constituye en conjunto un factor altamente gravoso e impide que la empresa tenga recursos disponibles para financiar la inversin en obras de infraestructura.20


RENTABILIDAD DE PEMEXMiles de millones de pesos658.9 628.1 506.1 Utilidad antes de impuestos y derechos 274.1 263.1 167.4 140.3 -15 -74.5 2004 2005 2006 2007 187.7 230.7 Utilidad neta 45.2 459.3 659.6

451.9

339.8

-7.9

-11

-21.2

-19.7

-22

-20.5

-42.7

-18.3

-112.12008

-94.7 2009

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

Fuente: PEMEX.

A pesar de los altos pecios de la mezcla mexicana y de los elevados ingresos por exportacin de petrleo, esta situacin no se reflej en un aumento de los resultados netos de la paraestatal y mayores recursos para inversin en infraestructura del organismo. 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 derechos9 y reportado utilidades por 2.1 billones de pesos. Lo anterior sin considerar el probable impacto favorable en la expansin de los proyectos que hubiera significado la reinversin de utilidades. Desempeo del pasivo y del capital contable La carga fiscal aplicada a Pemex, no solo implic que se deterioraran los resultados netos de la empresa ya que tambin, debido a la erosin 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 estableci en su diseo y que tampoco pudo apoyarse con recursos propios, dio origen a una dinmica de endeudamiento no comparable con la de otras empresas petroleras. Adicionalmente, el elevado pasivo laboral que se gener 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 TMAC de 11% real.9

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

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RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE PETRLEOS MEXICANOSMiles de millones de pesosActivos Circulante Fijo Otros Pasivos A corto Plazo A Largo Plazo Reserva laboral Patrimonio 1997 339.5 64.4 232.4 42.6 186.3 61.2 125.1 nd 153.1 1998 416.7 55.4 310.3 51.0 249.6 54.6 195.0 nd 167.1 1999 482.2 87.5 338.3 56.5 320.8 84.2 236.6 nd 161.5 2000 563.5 109.4 388.2 65.9 412.9 95.8 317.1 167.2 150.6 2001 556.9 76.5 406.9 73.4 434.0 71.9 362.1 173.0 122.9 2002 767.7 128.6 503.5 135.6 663.8 118.3 545.5 265.2 103.9 2003 845.5 171.0 539.2 135.2 799.6 136.9 662.7 285.8 45.9 2004 979.1 251.7 614.4 113.0 944.7 145.2 799.5 315.4 34.5 2005 1,042.6 292.8 643.2 106.6 1,069.4 164.5 904.9 375.7 -26.9 2006 1,250.0 399.4 737.2 113.4 1,208.6 176.3 1,032.3 471.7 41.5 2007 1,330.3 428.6 793.8 107.9 1,280.4 289.5 990.9 528.2 49.9 2008 1,236.8 364.3 845.1 27.4 1,210.0 176.0 1,034.0 495.1 26.9 2009 1,332.0 349.7 967.6 14.7 1,398.8 243.0 1,155.9 576.2 -66.8

Fuente: Elaborado por la UEC con informacin de los estados financieros de Pemex e INEGI.

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 ltimos 11 aos. 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 dlares. El pasivo financiero, deuda de corto y largo plazo, con excepcin 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 razn deuda financiera/capital contable, que es el indicador que mide el grado de apalancamiento financiero de una empresa y que no debera ser mayor que el patrimonio corporativo; aun con ello, Standard & Poors, Moodys y Fitch consecutivamente le asignan una calificacin muy similar a la de otras empresas petroleras.

2.1.4 Los proyectos PIDIREGAS En las siguientes pginas se desarrolla una evaluacin primaria de los resultados globales de los proyectos PIDIREGAS, enfocada a valorar la productividad y rentabilidad de los principales activos y el impacto sobre la acumulacin de pasivos. Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA El elevado pasivo de Pemex es resultado del costoso financiamiento del esquema PIDIREGA que se instrument en el periodo 1997-2008 a travs de los vehculos 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 1.2 billones de pesos.22


DEUDA TOTAL DE PEMEXMiles de millones de pesos Reserva Laboral Corto y largo plazo823.4702.4 590.6285.8 315.4 375.7

1,208.1 1,062.4 1,029.1 1,081.8576.2 471.7 528.2495.1

913.4

381.2167.2 214 2000

392.0173

265.2537.7

219

325.4

416.6

508

590.7

500.9

586.7

631.9

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Fuente: UEC, estados financieros de Pemex.

El pasivo financiero de las empresas petroleras de la muestra, aumenta en dlares 31.1% entre 2008 y 2009; Petrobras la multiplica al pasar de 27.4 miles de millones de dlares 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 determin que los flujos netos generados, segn los reportes de la Cuenta Pblica, tuvieron un crecimiento explosivo en trminos nominales entre 2002 y 2008 puesto que crecieron en forma acumulada 736.9%, lo que se deriva del impacto provocado por el cambio del ndice de Precios de la Mezcla de Exportacin (IPMME). En ese periodo, el precio de la mezcla mexicana pas de 21.5 dpb a 85.4 dpb, propiciando un efecto inflacionario en los ingresos petroleros.FLUJO NETO AJUSTADO DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100736.9 556.6

Flijo neto nominal433.9 228.9 140.5 331.1

523.6

218.5

211.6

197.1 185.5

162.1 100.0 2002 2003 2004

Flujo neto ajustado IPMME

2005

2006

2007

2008

Fuente: UEC con informacin de la Cuenta Pblica, varios aos.

23


El flujo neto ajustado por el IPMME muestra un ascenso importante hasta 2004 pero a partir del siguiente ao, 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 produccin de hidrocarburos. Esa tendencia de los ingresos petroleros de los PIDIREGAS se corrobora al revisar el indicador de volumen de produccin de petrleo crudo, cuya evolucin en descenso es muy similar. Por el contrario, el saldo de la deuda contratada a travs de los vehculos financieros de Pemex reporta un crecimiento acumulado de 308.9%, que con la cada de la produccin y de las reservas de hidrocarburos podra podra generar una situacin insostenible y en determinadas circunstancias llegar al rescate por parte del Gobierno Federal.EVOLUCIN DE LOS PROYECTOS PIDIREGASCrecimientos acumulados, 2002=100308.9

Saldo de la deuda real248.8 221.0 186.5 141.7 100.0 106.1 106.5

281.8

Volumen de produccin de crudo104.9 102.5 96.8 87.9

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Fuente: UEC con informacin de la Cuenta Pblica, varios aos.

Al revisar el flujo neto ajustado y el volumen de produccin por proyecto, se constata que tienen una evolucin similar: Cantarell disminuye sus flujos y su volumen de produccin, KMZ y el Programa Estratgico de Gas, presentan los ms altos incrementos en ambos indicadores y Burgos crece a tasas relativamente bajas. 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 entre ellos. Debe sealarse que a esa fecha, haba proyectos cuyos ingresos no alcanzaran 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 lmites de sus saldos de endeudamiento; la acumulacin de los intereses, podra ubicarlos en una situacin de insolvencia si el pago del pasivo se hiciera exigible en el corto plazo.

24


Del costo total autorizado en el PEF 2008 por 1.24 billones de pesos, slo 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%), Minatitln (95%9) y KMZ (95%). De acuerdo con las proyecciones del PEF 2009, el saldo del pasivo que vencera hasta el ao 2032 ascenda a 2.4 billones de pesos, de los cuales hasta 2008 se haban 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, slo de capital estaran pendientes por cubrir 1.99 billones de pesos. El Informe trimestral de 2008 de la SHCP public la relacin de vencimientos de los todos los proyectos PIDIREGAS de Pemex y la mayora termina de pagar sus obligaciones entre 2020 y 2031. Con la cancelacin del esquema PIDIREGA, se desconoce el tratamiento que la propia SHCP le haya dado a ese pasivo en coordinacin con Pemex, la entidad deudora. Las obras a 2008 se haban entregado a Pemex casi en su totalidad y slo quedaron pendientes, proyectos de Pemex Petroqumica y Refinacin con valores comparativamente menores a los ya entregados. Por lo anterior, sera recomendable que la ASF revise qu parte de ese pasivo es deuda directa, cunto correspondera a lo contratado por los vehculos financieros y cunto se adeuda a los empresarios privados que tenan la concesin 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 Pblico (RFSP) no presupuestal. Ntese en la grfica siguiente la disminucin para 2009 en el concepto No Presupuestal y el aumento en el Presupuestal, por 768 mil millones de pesos.10 En 2009, el pasivo PIDIREGA y la Reserva Laboral de PEMEX representaron 11.3% del PIB, mientras que la deuda total signific 37.7%.

10

Cuenta de la Hacienda Pblica Federal de 2009, Anlisis del Ejercicio del Presupuesto Programtico Devengado de Petrleos Mexicanos y Requerimientos Financieros del Sector Pblico, IV Informe Trimestral de la SHCP, 2009.

25


REQUERIMIENTOS FINANCIEROS DEL SECTOR PBLICO Porcentajes del PIB30 28.5

25

No presupuestal Presupuestal19.5 16.1 16.2

20

7.0 Pasivo PIDIREGA de Pemex, presupuestal a partir de 2009.

15

13.8 9.2

10

5

0 2007 2008 2009

PIDIREGA

Fuente: Elaborada con informacin de la SHCP.

La eliminacin del esquema financiero PIDIREGA implic que el pasivo acumulado en este rubro por los vehculos 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 Pblica Federal. Afectar, asimismo, el dficit restringido del sector pblico presupuestario. Por su parte, los RFSP no presupuestario se reducen en esa misma proporcin. 2.1.5 Problemas estructurales de Pemex La industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quiz uno de los de mayor relevancia lo sea la reconstitucin, estabilizacin e incremento de las reservas de petrleo crudo y gas que deber tener como basamento principal un programa de inversin de largo plazo para atender los activos maduros en declinacin y para enfocarlo hacia nuevos proyectos de exploracin en aguas someras y en aguas profundas. El agotamiento de las reservas de hidrocarburos podra ser el prembulo de una nueva era de la industria del petrleo donde la extraccin adicional estar enmarcada en un contexto de costos de produccin mucho ms altos que los actuales. Dependencia de los ingresos petroleros La economa no est propiamente petrolizada, pero las finanzas gubernamentales han llegado a depender en cerca de 40% (2008) de los ingresos derivados del petrleo, mismos que se integran por ingresos de Pemex, impuestos (IEPS e IVA), derechos sobre hidrocarburos y aprovechamientos del gobierno federal.

26


INGRESOS PETROLEROS Y NO PETROLEROS DEL GOBIERNO FEDERALBillonesde pesos de 2009 2.74No Tributarios Tributarios Petroleros

2.96 2.59 2.0724.3% 26%

2.8229.1%

2.1823.6%

2.3220.8%

20.9% 22.4%

1.3930.1%

1.58

1.66

1.51

1.59 1.3330.3%

1.4529%

1.5828%

1.4226.4%

1.5524.7%

1.76

1.81

1.87

22% 39.2%38.5% 39.9%

23.5% 25%

37.5% 37% 29.2% 32%

40% 43.4% 41.9% 42.1%

38%

38.1%

38.4%

38% 45.4% 43.8% 39.6% 37.5% 38.5% 44.6% 42.1% 36.5% 35.4%

40.7% 37.7% 39.9% 32.5% 38.4% 39.9% 33.1% 31.9% 35.7% 30.3% 25% 24.5% 26.2% 25.9% 33.2% 35.6% 34% 29.8% 29.9% 33.1% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente: SHCP.

Una sola empresa, PEMEX, contribuye al erario con una proporcin prcticamente equivalente a los pagos que realizan por impuestos todas las empresas y personas fsicas del pas. De alguna manera, los riesgos en ingresos tributarios estn diversificados en un gran nmero de contribuyentes, aunque no dejan de tener un alto grado de concentracin 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, cada de las reservas de hidrocarburos y menores volmenes de produccin y de ventas. De tal manera que como estrategia de mediano y largo plazo el Gobierno Federal podra concentrar sus esfuerzos en disminuir esa dependencia y buscar ingresos alternativos bajo una redefinicin de la poltica tributaria y paralelamente capitalizar a PEMEX e implementar un robusto programa de financiamiento de la inversin. Comercio exterior de hidrocarburos En cuanto al desempeo del comercio exterior petrolero, debe destacarse el importante crecimiento de la balanza comercial que hacia 2006 lleg a reflejar en sus cuentas 27.4 miles de millones de dlares de supervit, cuatro veces ms lo generado en 2001. A partir de 2007, se ha observado un descenso muy marcado, debido a que las importaciones de petrolferos aumentaron ms rpidamente que las exportaciones y en 2009 se registr una contraccin del comercio exterior petrolero, con lo cual la balanza tuvo un supervit de 16.5 miles de millones de dlares. En 2001-2008, las exportaciones de petrleo crecieron a una tasa media anual en dlares de 21.1% que se explica por la elevada plataforma de exportaciones de27


petrleo crudo, especialmente del tipo maya, la demanda creciente principalmente de EE.UU. y la tendencia ascendente de los precios internacionales. Un factor adicional, aunque de menor escala, lo constituy el aumento de la exportacin de petrolferos que fue de 30.6% en el mismo lapso. En ese periodo, las importaciones reportaron un incremento en dlares de 28.3%, especialmente las de petrolferos con una tasa promedio de 29.1%. En 2009, Tanto las exportaciones (38.2%) como las importaciones (39.9%) de la industria presentaron descensos muy marcados.COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROSPorcentajes

exportaciones petrleo/ exportaciones totales importaciones petrleo/importaciones totales 17.6 14.911.3

18.4 15.8

17.4 13.4 11.6 9.0 9.0 8.7

12.67.4

9.0

8.3

9.2 4.5 4.05.0

5.7

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Fuente: UEC con informacin del Banco de Mxico

Por su parte, la falta de reconversin y de inversiones en la industria petrolera mexicana propici que el pas dependiera cada vez ms de la importacin de petrolferos, gas natural y petroqumicos, principalmente gasolinas y naftas, y ello se reflej en una mayor participacin en las importaciones totales. En 2009, la plataforma de exportacin de petrleo crudo se redujo a 1.225 millones de barriles diarios, cuando en 2004 haba 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. Pasivos laborales El pasivo laboral de la empresa estatal en 2000-2009 report una TMAC de 9.8% real y de 12.4% en 2009 respecto al ao anterior, lo que la sita en magnitudes casi equivalentes al saldo de la deuda PIDIREGA. Este pasivo est tambin ejerciendo una elevada presin sobre la disponibilidad de recursos que requiere la entidad para financiar su operacin, ya que represent este ltimo ao 41.2% del pasivo total y su participacin en el PIB aument de 3.2% en 2000 a 4.9% en 2009.28


Lo anterior, es producto del aumento incesante de la plantilla de personal en etapa de jubilacin, as como de los mayores gastos en incrementos salariales efectivos y la nivelacin de las prestaciones equivalentes a las del personal activo, entre otras, el pago de gas y gasolina y la erogacin en la canasta bsica, que estn ejerciendo un desbalance financiero en las cuentas del organismo.PASIVO LABORAL DE PEMEXMiles de millones de pesos de 2009% PIB % pasivo 3.2 40.5 3.2 39.9 4.4 40.0 3.8 35.7 3.7 33.4 4.1 35.1 4.5 39.0540.0 447.5 357.0 248.4 246.2 370.1 388.2

4.7 41.3582.8

4.1 40.9512.8

4.9 41.2576.2

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009


Se ha sealado, que a partir de 2004 se estn reportando jubilaciones masivas incluso para personal de primeros niveles que aun no tiene edad, ni antigedad de jubilacin, lo que est incrementado todava ms el saldo del pasivo. Los derechos laborales contractuales rebasaron los clculos actuariales que basan sus estimaciones en factores como la rentabilidad y la disponibilidad de recursos financieros de la empresa, superando los estndares de los beneficios de jubilacin. Los recursos presupuestales asignados al Fondo Laboral de Pensiones de Pemex (FOLAPE), que se constituy en1997, resultan insuficientes para financiar el elevado costo laboral. Se requiere realizar una profunda revisin al contrato colectivo de los trabajadores de la entidad para reducir costos sin dejar de cubrir los derechos de los trabajadores pensionados. El campo petrolero de Chicontepec El activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, abarca un rea de 3,875 km2 y est ubicado en los estados de Veracruz y Puebla. PEMEX PEP ha sealado que concentra 39% de las reservas totales de hidrocarburos del pas, es decir, alrededor de 17.7 miles de millones de barriles de petrleo crudo equivalente.1111

Ya con anterioridad Pemex haba sealado que las reservas totales ascendan a 139 mil millones de barriles de petrleo crudo equivalente y busc sin xito que estas fueran certificadas por una compaa privada.

29


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 2017.12 Pemex PEP seal que este es el proyecto de mayor potencial para la obtencin de hidrocarburos en el pas, lo cual se incrementa gradualmente al desarrollarse sus reservas probables.13 Con el objeto de compensar la cada de la produccin de otros campos petroleros importantes, PEMEX intenta intensificar el desarrollo de este proyecto por lo que se propuso alcanzar una meta de produccin de 119 mil barriles diarios en 2009 y 226 mil barriles diarios para 2010. PEMEX, a mediados de 2008, haba adelantado que el proyecto alcanzara su mximo nivel de produccin en 2017 con un volumen de produccin de 808 mil barriles diarios de petrleo crudo y 970 millones de pes cbicos diarios de gas natural. Tambin haba sealado que el proyecto dejara ingresos por 2.2 billones de pesos entre 2009 y 2023 y pagara impuestos y derechos al fisco por 565 mil millones de pesos durante 14 aos. Los gastos de capital en Chicontepec ascienden a ms de 4.5 mil millones de dlares y debido a los problemas de extraccin, ste se ha constituido en un activo de baja rentabilidad y productividad cuyos beneficios se trasladan a las empresas transnacionales contratistas.EMPRESAS TRANSNACIONALES CONTRATISTAS DE CHICONTEPECEmpresa Schlumberger Inc Weatherford International Ltd Halliburton Corp Baker Hughes Inc Ica Flour Tecpetrol Pas EUA EUA EUA EUA EUA Italia-Arg Contratos 2008-2009 USD 687 millones USD 646 millones USD 159 millones USD 1,400 millones Operaciones Perforacin de 500 pozos Perforacin de 500 pozos Perforacin de 150 pozos Servicios tecnolgicos Perforacin/infraestructura Servicios tecnolgicos

Para 2009, el Congreso aprob recursos para inversin 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 produccin en 2009 slo alcanz 29 mil barriles de petrleo por da -0.9% de la produccin nacional- y se espera que alcance 48 mil barriles por da para 2010, por lo que un nuevo escenario con menor produccin podra generar 365 mil millones de ingresos slo 16.6% del proyecto original- y 95 mil millones de impuestos y derechos en el mismo periodo. La Comisin Nacional de Hidrocarburos (CNH), estim que existe una gran reserva de petrleo crudo y gas natural en el terreno de Chicontepec, pero la complejidad del subsuelo dificulta su extraccin.1412 13

Pemex, Proyecto Chicontepec. Febrero de 2009. Pemex PEP, Viabilidad del Proyecto Chicontepec, Abril de 2010. 14 La CNH anunci 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 est invirtiendo en el proyecto, no recuperar su capital antes de 2030. Proyecto Aceite Terciario del Golfo. Primera revisin y recomendaciones. CNH, abril de 2010.

30


El escenario tuvo un cambio radical, toda vez que las reservas probadas que se registraron a diciembre de 2008, bajaron de 668 millones de barriles a 483 millones al cierre de 2009.15 Diversos sectores, entre ellos consejeros profesionales de Pemex, la CNH y la ASF, se han manifestado a favor de la detencin y replanteamiento del proyecto en virtud de su alto costo, 13 y 17 dlares por barril en los ltimos cinco aos, elevado monto de inversiones y bajos niveles de produccin. Por lo que se espera nuevas proyecciones para reservas, produccin e inversin, ms acotadas al potencial real del proyecto. Declinacin de la produccin y de las reservas En 2009, la produccin de petrleo crudo fue 23% menor que la produccin mxima observada en 2004. En ese ao, PEMEX alcanz un volumen de produccin de 3.4 millones de barriles diarios y al finalizar 2009 fue de slo 2.6 millones de barriles diarios, lo que signific que la produccin de crudo decreciera a una tasa media anual de 5.1% entre 2004-2009. Debe sealarse que la proporcin de crudo pesado ha disminuido considerablemente, pasando del 73% del total en 2004 a 58.4% en 2009. Esta declinacin se debe principalmente a la etapa de madurez alcanzada por el campo Cantarell cuya produccin cay de 2.1 millones de barriles diarios en 2004 a 684 mil barriles diarios en 2009, con su correspondiente cada en la participacin de la produccin total de crudo, que pas de 63.2% en 2004, su mximo histrico, a 26.3 % en 2009.PRODUCCIN DE PETRLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRALMiles de barriles diarios 1999 Total Ku-Maloob-Zaap Cantarell Abkatn-Pol-Chuc Litoral Tabasco Samaria-Luna Bellota-Jujo Poza Rica-Altamira Cinco Presidentes Muspac Aceite Terciario del Golfo Macuspana Veracruza/

a

2000 3,012.0 292.1 1,471.1 557.5 64.2 236.0 215.9 75.5 37.3 59.7 * 0.7 1.9

2001 3,127.0 254.8 1,731.0 496.8 57.3 226.3 197.1 77.0 30.7 54.0 * 0.7 1.6

2002 3,177.1 249.3 1,902.3 406.8 45.4 212.3 201.8 73.4 34.3 48.2 * 1.6 1.5

2003 3,307.9 293.6 2,122.8 359.0 38.6 205.9 195.4 72.1 37.3 42.2 * 2.5 1.5

2004 3,382.9 304.4 2,136.4 321.8 66.4 181.9 212.3 79.5 37.7 36.1 * 4.9 1.7

2005 3,333.3 321.7 2,035.3 299.8 96.5 195.5 224.0 81.6 38.8 33.3 * 5.0 1.9

2006 3,255.6 403.8 1,800.9 332.2 142.9 192.7 219.1 83.0 39.3 33.6 * 6.6 1.5

2007 3,075.7 527.2 1,490.5 312.3 193.6 186.7 190.0 85.1 44.6 33.6 * 10.4 1.8

2008 2,791.6 706.1 1,039.5 308.1 192.2 184.7 174.8 55.7 47.3 36.1 29.3 15.7 2.1

2009 2,601.5 808.0 684.8 305.4 212.3 199.9 172.2 59.1 56.6 42.1 29.5 27.1 4.6

2,906.0 288.7 1,265.6 613.3 70.2 250.4 228.5 78.9 39.4 67.7 * 1.1 2.1

Variacin 2009-2008 (%) -6.8 14.4 -34.1 -0.9 10.5 8.2 -1.5 6.1 19.5 16.4 0.7 72.3 126.6

Apa rtir de 2004, l a es tructura a dmi ni s tra tiva de Pemex-Expl ora ci n y Producci n ca mbi a a a ctivos i ntegra l es , por l o que l a s ci fra s de a os a nteri ores fueron a jus tada s .

Fuente: El a bora do por l a UEC de l a H. C ma ra de Di putados con da tos de PEMEX

15

La empresa Ryder Scott, certificadora internacional de reservas petroleras de Pemex, inform que la prdida de presin de los pozos propicia que resulte ms difcil y costoso extraer el crudo con las tecnologas disponibles.

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El activo Ku-Maloob-Zaap que en 2004 produca 304 mil barriles diarios, con una participacin en el total de 9%, se increment en 2009 a 808 mil barriles diarios y una contribucin en el total de 31.1%; el Abkatn es el otro activo que tiene un desempeo favorable, no obstante, sus niveles de produccin estn disminuyendo. El resto de los activos tiene un crecimiento gradual y su contribucin en el volumen total producido es menor. PEMEX est destinando mayor financiamiento para incrementar los niveles de inversin a fin de estabilizar los niveles de produccin de los activos ms grandes. Sobreestimacin de las reservas de petrleo crudo. Del total de reservas probadas que originalmente de estimaron para los diez activos ms importantes, 163.4 miles de millones de barriles, slo es explotable a costos de extraccin histricos es decir 6 a7 dlares por barril, dpb 29.5% del total. Datos de Pemex16, confirman que el restante 70.5% est constituido por reservas de difcil acceso a su extraccin y una vez que se agote el remanente por 10.4 miles de millones de barriles, el costo de produccin por barril podra incluso triplicarse. Cantarell es el activo con mayor tasa de extraccin respecto de sus reservas probadas originales de 43.2%, que incluye la produccin total acumulada ms el remanente, no obstante, existen 21 mil millones de barriles cuyo costo se ver 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.RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIN ACUMULADA 2009Miles de millones de barriles de petrleo crudoTotal Original 37.0 163.4 27.621.0

Difcil Extraccin

21.521.9 14.9

21.3 14.320.7 8.4 0.6 5.3 Abkatn

115.4

Remanente Produccin Acumulada

2.5

12.78.1 1.23 3.4

10.9 6.97 0.9 3 5.1 0.13 1.7

6.84.8 0.21 1.8

10.4 4.53.5 0.5 0.5 Otros1

13.5

0.3 5.4 Poza Rica

3.6 3 KMZ

Cantarell1

0.4 0.2 ATG

Samaria Bellota Jujo Muspac Cinco Luna Presidentes

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

El agotamiento de las reservas de fcil extraccin o de bajo costo, significa que de no encontrarse nuevos yacimientos similares a Cantarell, la estructura de costos de Pemex PEP se modificar radicalmente y se requerirn montos de inversin en explotacin y produccin significativamente mayores a los actuales para extender el plazo de los16

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

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niveles de produccin vigentes o incluso menores. En tal disyuntiva, PEMEX requiere fuentes alternativas de financiamiento para promover la inversin y dirigirla en una mayor proporcin a investigacin y desarrollo de nuevos activos con caractersticas similares a los que estn en operacin, esa sera la nica manera de mantener una estructura de costos de extraccin que no erosione radicalmente los mrgenes operativos y la tasa de rendimiento de la inversin. Costo de produccin por barril de petrleo crudo. El agotamiento de grandes activos donde no se requiere de tecnologa muy sofisticada, como el de Cantarell, permiti operar a PEMEX PEP con costos de extraccin muy competitivos a nivel internacional, 6.2 dpb en 2008. A partir del desarrollo de campos de difcil acceso, la estructura de costos de produccin podra verse alterada radicalmente. Esta tendencia empieza a apreciarse en los datos actuales. De 2000 a 2008, los costos de produccin 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 neumtico, mayores gastos de mantenimiento, el aumento de los precios de los equipos y servicios asociados a la produccin y la madurez promedio de los campos petroleros.17 Se estima que el proyecto ms ambicioso de PEMEX durante los prximos aos, Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), tendr costos de produccin tres o cuatro veces superiores a los de Cantarell. En los ltimos cinco aos, los costos de este activo se ubicaron entre 13 y 17 dpb y es una de las tres zonas con mayores costos de produccin, incluidas la del Activo Poza Rica-Altamira en donde el costo de la extraccin es de 20 dpb, y Cinco Presidentes cuyo costo supera los 14 dpb. Los costos de produccin en Aguas Profundas podran resultar incluso superiores. En lo referente a las reservas de hidrocarburos, al finalizar 2009, PEMEX PEP present un nivel de reservas totales por 43 mil millones de barriles de petrleo crudo equivalente, cantidad menor en 22.3% a los 56 mil millones reportados en 2000. La tendencia muestra que las reservas continuarn 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 polticas y estrategias para intensificar las actividades de exploracin y produccin en otros posibles campos de produccin, as como la investigacin y desarrollo de proyectos en aguas profundas, se podra manifestar un riesgo de insuficiencia de hidrocarburos en el corto plazo.

17

Reporte de Pemex PEP, marzo de 2009.

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La demanda interna de petrleo crudo podra quedar descubierta para la produccin de gasolinas y gas natural, as como para comercializar el crudo en el mercado internacional.18 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 cada en su cuantificacin y pronstico, de tal manera que respecto de ese ao el resultado presentado fue inferior en 55.7%. En 2009, las reservas probadas sumaron 10.4 miles de millones de barriles de petrleo crudo equivalente y en 2000 totalizaron 23.5 mil millones. En un comparativo internacional se puede observar que en slo diez aos, las reservas probadas de petrleo 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. 19RESERVAS PROBADAS PETRLEO CRUDO: PRINCIPALES PASESMiles de millones de barriles de petrleo crudo

Arabia Saudita Venezuela Irn Irak Kuwait Emiratos . Unidos Federacin Rusa Libia Kazakhstan Nigeria Canad Estados Unidos Qatar China Angola Brasil Algeria Mxico Noruega

1999 262.8 76.8 93.1 112.5 96.5 97.8 59.2 29.5 25 29 18.3 29.7 13.1 15.1 5.1 8.2 11.3 21.5 10.9

2009 264.6 172.3 137.6 115 101.5 97.8 74.2 44.3 39.8 37.2 33.2 28.4 26.8 17.8 13.5 12.9 12.2 11.7 7.1

1999 2009

Fuente: UEC con informacin 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 barriles,20 la18

Programa de Produccin y Petrleo, Gas Petrolferos y Petroqumicos. Indicador de Produccin de Petrleo Crudo y Gas. Revisin practicada por la Auditora Superior de la Federacin a PEMEX Exploracin y Produccin, relativa al Informe de la Revisin de la Cuenta Pblica 2008. 19 Esta cifra de 11.7 miles de millones de barriles de reservas probadas difiere de la que se presenta PEMEX en su anuario estadstico 2009 por 10.4 miles de millones de barriles, en razn de la metodologa que utiliza BP Statistical Review of World Energy para homologar las mediciones entre pases.

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Federacin Rusa de 59.2 miles de millones a 74.2 miles de millones, Canad que pas de 18.3 a 33.2 miles de millones de barriles en el mismo periodo, Brasil que las aument de 8.2 a 12.9 miles de millones de barriles. De la muestra de los 19 principales pases productores en el mundo, Mxico es el que observ el mayor declive en sus reservas probadas en esos diez aos. Importacin y quema de gas La produccin de gas natural ha tenido un repunte importante en 2002-2009, cuando creci a una tasa media anual de 6.8%, sustancialmente mayor a la produccin de petrleo crudo. No obstante el destacado crecimiento, PEMEX contina enviando gas a la atmsfera y en los ltimos aos a pesar de que en 2004 haba logrado reducir su aumento a 3.9%, como proporcin de la produccin total ha alcanzado las ms altas proporciones con 1,347 millones de pes cbicos diarios en 2008, 19.5% de total producido. Para 2009 se mantuvieron elevadas magnitudes al registrarse 1,044 millones de pes cbicos diarios, 14.8% de total. La SENER21 seala que la quema y el gas enviado a la atmsfera, se atribuye a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresin de plataformas, al contenido de nitrgeno en la produccin, a libranzas realizadas y a contingencia ocasionada por explosiones en gasoductos de PGPB.PRODUCCIN Y ENVO A LA ATMSFERA DE GAS NATURALMillones de pies cbicos diariosProduccin % produccin enviada 5,356 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 19.5% 14.8% 11.9% 11.6% 6,058 6,919 7,031

9.4%7.2%

9.2%

6.6%

3.9%

4.1%

5.3%

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Fuente: UEC con informacin del Anuario Estadstico de Pemex 2010.

Con relacin al consumo de gas seco, en 2009 alcanz 3.1 miles de millones de pes cbicos diarios, una tasa media anual de 5.1% con relacin a 1999. A pesar de los niveles de produccin, PEMEX est recurriendo a la compra del insumo en el exterior20

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

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para cubrir el faltante de la demanda domstica. La importacin de gas seco lleg a un mximo histrico en 2004 cuando la paraestatal tuvo que importar 766 millones de pes cbicos diarios, 28% del consumo interno, y para 2009 aunque se redujo su volumen continua siendo importante ya que se adquirieron 422 millones de pes cbicos, lo que signific 13.5% del total. Pemex, el sector elctrico y el sector industrial del pas, en ese orden, son los principales consumidores de gas seco. Refinacin de petrleo La capacidad de refinacin de Pemex no se ha modificado en los ltimos veinte aos; contina procesando 1.5 millones de barriles de petrleo crudo por da, lo que equivale a 56.7% de los 2.6 millones de barriles diarios de produccin de petrleo crudo en 2009. En consecuencia, en 1999-2009 el volumen de produccin de petrolferos slo ha crecido 0.4 TMAC siendo la produccin de diesel (2.2%) y las gasolinas (1.5%)) los productos con mayor crecimiento en ese periodo. A 2009, 84% de la produccin se concentr en solo tres petrolferos: Gasolinas, diesel y combustleo. La baja capacidad de refinacin y procesamiento de petrleo implica que Pemex tenga que exportar un volumen importante de su produccin sin valor agregado. El estancamiento de la capacidad de refinacin y del bajo volumen de produccin de petrolferos, es producto de la conjuncin de varios factores, entre otros, el bajo mantenimiento d

uec0092011energia

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