¿Hacia qué estrategia de inversión petrolera?

Los criterios de asignación de contratos deberían contemplar
un índice creciente de integración nacional, su vínculo con la investigación
y la integración de cadenas o la creación de ramas industriales nuevas en el país.

Sergio Benito Osorio Romero*

Como se sabe, el pasado 8 de abril, el presidente Calderón envió al Senado de la República un paquete de cinco iniciativas(1) para modificar el régimen legal de la industria petrolera y, posteriormente, el 13 de mayo remitió otra para cambiar la fiscalidad(2) de Petróleos Mexicanos. La decisión del presidente y su efecto sobre la opinión pública nacional llevó al Senado a abrir un foro de análisis, durante 12 semanas, que permitió opinar a 161 especialistas sobre los más diversos aspectos de la actividad petrolera nacional.

La discusión, dentro y fuera del Senado, ha enfatizado los aspectos vinculados a la participación privada en refinación y ductos, o en la exploración y extracción a través de contratos incentivados; incluso sobre la organización corporativa y el presupuesto de Pemex. Sin embargo, hay otros aspectos de la propuesta presidencial que están implícitos y que requieren ser derivados, tal es el caso de la estrategia de inversión que subyace en los esquemas de contratación y de imposición fiscal.

El esquema de contratación de servicios puede ser bien ilustrado por el artículo 46(3) del proyecto de Ley Orgánica de Pemex, mientras que los cambios en la fiscalidad se refieren, exclusivamente, a los nuevos yacimientos de Chicontepec y a los que pudieran localizarse en aguas profundas (refiriéndose genéricamente a las áreas marítimas con tirante de agua superior a los 500 metros).

Los cambios a la ley de derechos proponen reducir la tasa en las áreas nuevas (hacia un promedio de 68 % frente al 74 % vigente), individualiza la aplicación de los derechos por campo y se “flexibilizan” las deducciones, para abarcar incluso aquellos costos o gastos en que incurra el operador “y que no se hubiesen establecido previamente”, o “los realizados por terceros a nombre de Pemex Exploración y Producción”, en los términos del artículo 216 de la Ley del Impuesto sobre la Renta (que se refiere a empresas multinacionales), para acreditar operaciones que hubieran realizado partes independientes o sub-contratistas.

En general, los límites de deducción propuestos por barril extraído son: de 6 dólares en el caso del territorio y aguas someras, 10 dólares para Chicontepec y 15 para los campos en aguas profundas.

De esta forma, la propuesta de contratación de servicios, para que Pemex pueda pactar incentivos y remuneración determinables en sus contratos de explotación petrolera (y que, en mi opinión, prefiguran contratos de riesgo, prohibidos en la Constitución) obtienen la sintonía necesaria en el esquema de deducibilidad fiscal propuesto.

DIFERENCIACIÓN DE YACIMIENTOS

De hecho, la propuesta del Ejecutivo Federal busca separar los yacimientos maduros ?en donde los proyectos de inversión se caracterizan por una relativa segmentación y cuyas fases son coordinadas por Pemex? de los yacimientos nuevos, donde cada proyecto de inversión pudiera cursar por un esquema de servicios integrados y bajo la administración de un solo contratista.

El modelo propuesto busca que un gran contratista asuma, en cada proyecto, la ingeniería y la construcción; la negociación de los precios con los subcontratistas de cada fase; la calidad de insumos y equipos; la integración de las diversas fases y, por supuesto, el financiamiento. Para ello, se requiere integrar grandes bloques, como se hizo en la Cuenca de Burgos, aunque el modelo de contratos de servicios múltiples empleado en aquel caso no tuvo los resultados esperados.

Esa estrategia de inversión, en realidad, arranca desde la pasada administración y da cuenta de una tendencia seguida internacionalmente. La extraordinaria complejidad tecnológica que adquirió la industria petrolera, particularmente en la explotación “costa afuera”, permitió el dominio específico de algunas compañías independientes sobre ciertas innovaciones tecnológicas, concentró la oferta y mejoró la posición de proveedores y contratistas frente a las grandes petroleras, que prefirieron “terciarizar” gran parte de sus actividades sustantivas, hasta llegar a interesarse por comprar proyectos de producción en marcha, para evitar el riesgo de la exploración. Así, se fortalecieron empresas multiproductos como Halliburton, Schlumberger, Baker-Hughes, etc., que crecieron en la instrumentación y desarrollo de grandes bloques a cuenta de las empresas que poseen la propiedad de las reservas.

Sin embargo, a mediados de esta década se empieza a registrar una vuelta en la operación de la industria petrolera. Algunas empresas (entre ellas Petrobras) han vuelto a tomar el control de las partes básicas de sus proyectos, recuperando y fortaleciendo, por ejemplo, sus propias áreas de ingeniería, lo que les da una ventaja competitiva en su despliegue internacional. Petrobras inició la revisión de sus esquemas de inversión en 2003 y ha sido capaz de impulsar el desarrollo de una importante industria para-petrolera en Brasil, que ya logra asegurar un índice de contenido nacional del 60 % en sus proyectos(4).

En el caso de México, el mayor tamaño de Pemex y su exclusividad para operar en todas las áreas de soberanía nacional, contribuyen a potenciar la capacidad de compra y contratación de esta entidad, como un poderoso instrumento para impulsar y fortalecer la industria para-petrolera mexicana.

La magnitud de los recursos de hidrocarburos con que aún cuenta el país son claramente ilustrados por las características del Paleocanal de Chicontepec y las aguas profundas del Golfo de México: el primero, también llamado “Proyecto Aceite Terciario del Golfo”, localizado en la región norte de los estados de Veracruz y Puebla, contiene sólo el 7 % de las reservas probadas, pero el 42 % (18.8 mil millones de bpce) de las reservas totales del país. Se estima que su producción diaria, actualmente en un poco más de 30 mil barriles, podría ascender a 500 mil en diez años(5). El área de aguas profundas, como recurso prospectivo, y sin confirmar, Pemex lo ha cifrado en 29.5 mil millones de barriles.

Las dos áreas requieren, para su explotación, de inversiones gigantescas y una no menor capacidad tecnológica y de operación, por lo que se tendrá que acudir a las mejores empresas internacionales de insumos, equipos e ingeniería, pero ojalá que sea bajo esquemas de contratación que permitan a Pemex el control de las fases centrales de los proyectos, porque de ello dependerá la modernización y el crecimiento futuro de esa entidad.

En consecuencia, no beneficiaría al país que la explotación de las nuevas cuencas petroleras se dejase en manos de grandes contratistas internacionales, cuyo interés último siempre estará puesto en reportar los mayores dividendos a sus accionistas, tal y como corresponde a la lógica natural de cualquier empresa privada.

En cambio, sería muy conveniente que los criterios de asignación de contratos tuvieran en cuenta un índice creciente de integración nacional, su vínculo con la investigación y la formación de recursos humanos, la integración de cadenas o la creación de ramas industriales nuevas en el país. Serían estas características las que deberían estar apoyadas en estímulos fiscales o, incluso, en la creación de fondos de financiamiento para promover la localización de empresas para-petroleras en las entidades donde se extraen los hidrocarburos.

Piés de nota:

(1) Para reformar las siguientes leyes: Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, Orgánica de Petróleos Mexicanos, Orgánica de la Administración Pública Federal y de la Comisión Reguladora de Energía, y la que crea a la Comisión del Petróleo.

(2) Ley Federal de Derechos.

(3) Art. 46.- Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios podrán celebrar contratos en los que se pacte una remuneración fija o variable, determinada o determinable, con base en las obras y servicios especificados al momento de la contratación o que el desarrollo del proyecto exija con posterioridad. Petróleos Mexicanos podrá condicionar a que el proyecto genere ingresos para cubrir los costos correspondientes, y podrá pactar incentivos tendientes a maximizar la eficacia o éxito de la obra o servicio, los cuales serán pagaderos únicamente en efectivo.

(4) A. Furtado y C. da Silva, “Los efectos del ALCA en las relaciones usuario-proveedor de la cadena productiva petrolera. El caso brasileño”, en Isabelle Rousseau: “¿Hacia la integración de los mercados petroleros en América?, COLMEX, 2006.

(5) Diagnóstico: situación de Pemex, p.47, SENER-PEMEX, 2008.

*Economista. Ha sido diputado federal y presidente de la Comisión de Energía de la Cámara de Diputados en la LVIII Legislatura, y es miembro del Observatorio Ciudadano de la Energía, www.energía.org.mx, (sosorir@hotmail.com ).