Acciones clave para revertir el deterioro operativo y financiero de

José Pablo Rinkenbach

JOSÉ PABLO RINKENBACH LIZÁRRAGA *

En 2013 México llevó a cabo una reforma energética integral con la finalidad de (i) impulsar el desarrollo económico del país, (ii) garantizar la seguridad energética y (iii) asegurar la sustentabilidad y protección al medio ambiente.

Como parte de este proceso de cambio al sector energético nacional, el Estado Mexicano modernizó su papel rector en la industria energética. Se adecuaron las atribuciones de diversas dependencias involucradas en el sector, se crearon y/o modificaron diversos organismos reguladores, así como agencias o entidades de fiscalización de ingresos petroleros.

Si bien la reforma constitucional de 2013 en materia energética permitió al país avanzar hacia un modelo energético de clase mundial con pesos y contrapesos en materia de planeación, regulación y operación, dejó un punto pendiente sin atender a cabalidad, en específico, el fortalecimiento de Pemex como empresa con autonomía operativa, financiera y de gestión.

Lo anterior es un asunto crítico para el país, puesto que las experiencias internacionales exitosas de apertura del sector energético, como los casos de Noruega, Colombia y Brasil, nos permiten observar que el actor preponderante en el sector ?diez años después de la apertura? sigue siendo la empresa nacional de petróleo.

Si bien ahora Pemex es una empresa productiva del Estado, en la práctica no lo es y no se comporta como una verdadera empresa en el sentido amplio de la palabra. Pemex sigue siendo manejada con una visión recaudatoria por parte del gobierno mexicano, lo cual ha limitado su capacidad de capitalizarse, iniciar nuevos proyectos de exploración y producción, dar mantenimiento a sus instalaciones y ha mermado sustancialmente su capacidad operativa. Muchas de las medidas instrumentadas por la actual administración se han focalizado en gestionar los retos derivados de la falta de liquidez, pero pudieran conllevar a afectar la solvencia de la empresa; por ejemplo, la falta de inversiones en exploración afecta la sustentabilidad del mediano y largo plazo de Pemex Exploración y Producción (PEP).

Los menores niveles de producción e incorporación de reservas actuales se explican en gran medida por la drástica reducción en los niveles de perforación de pozos.

A continuación, se presentan una serie de medidas torales para revertir y reencauzar a PEP y atender tanto sus retos de financieros, como los de capacidad de operación.

1. ¿Pemex una empresa de aguas someras?: en búsqueda de la rentabilidad y productividad.
Con el paso de los años, el portafolio de yacimientos y de proyectos de PEP se ha multiplicado y se ha vuelto más complejo y diverso. Mientras que hace años el principal reto de PEP se centraba en el desarrollo y explotación acelerada de Cantarell, ahora se enfrentan a retos muy diversos para los cuales no está preparada, como por ejemplo

1.1 Proyectos tanto en etapa de exploración, de desarrollo, de explotación, declinación y recuperación secundaria y mejorada.
1.2 Administración del agua en Cantarell.
1.3 Explotación de crudos pesados.
1.4 Explotación de yacimientos no convencionales con productividades por pozo sensiblemente inferiores a las históricas.
1.5 Operaciones múltiples y dispersas geográficamente, principalmente en tierra en la zona Norte del país.
1.6 Modelo de negocio y de operación para Chicontepec y shale no compatible con filosofía y paradigma de operación de PEP.
1.7 Requerimientos de inversión y de recursos humanos sensiblemente mayores a los históricos dada la productividad y complejidad de los yacimientos.

1.7.1 La explotación de shale implica la perforación masiva de pozos.
1.7.2 La explotación de aguas profundas implica inversiones promedio por pozo perforado de entre 100 y 150 millones de dólares y acceso a tecnología de punta.

Lo anterior ha repercutido en que PEP, por sí sola, tenga una capacidad de ejecución limitada.

En la actualidad, Pemex cuenta con alrededor de 400 asignaciones, de las cuales en números “gruesos” cerca de 100 son de exploración y 300 de producción. De éstas últimas, alrededor de 22 asignaciones de producción contribuyen con más del 70% por ciento de la producción y de las reservas. Es decir, el 15% de las asignaciones de producción (principalmente en aguas someras) de Pemex son el “corazón” de la empresa.

Lo anterior propicia que Pemex distraiga sus escasos recursos financieros, humanos y de organización en múltiples asignaciones (i.e., 85% de las asignaciones de producción) que aportan valor marginal y estresan la capacidad operativa de Pemex.

Si bien México cuenta con reservas probadas menores a 10 mil millones de barriles, en aguas someras en la zona de cuencas sureste tiene petróleo original en sitio en el orden de 150 mil barriles con muy bajos factores de recobro.

El volumen de petróleo en dicha zona es de tal magnitud que Pemex podría enfocarse en explotar sus asignaciones en áreas someras y no distraer recursos para aguas profundas o terrestres (que tienen retos extraordinarios de tecnología o que presentan rentabilidades sensiblemente inferiores, respectivamente), en las cuales podría asociarse para que otros las desarrollen y Pemex se allegue recursos que a su vez financien el desarrollo de aguas someras.

2. Acelerar asociaciones público-privadas en aguas profundas y tierra (i.e., farmouts).

La nueva administración podría potenciar y acelerar el programa de asociaciones público-privadas (i.e., farmouts) para que dichas asignaciones marginales (i.e. alrededor del 85% de las asignaciones de producción) o altamente riesgosas en materia geológica o económica (i.e., aguas profundas y shale, entre otras) y allegarse recursos financieros, humanos y tecnológicos. Adicionalmente, es importante destacar que los campos terrestres han entrado a su fase de declinación, donde Pemex no tiene experiencia relevante previa ni las tecnologías necesarias.

Ciertamente, podemos esperar muchas más oportunidades de inversión con Pemex, donde el privado sea el operador y financista del proyecto y Pemex tenga un non-working interest y un carry del proyecto. Lo anterior le permitiría al Estado Mexicano (i) mantener presencia y desarrollar los proyectos clave de Pemex, (ii) reducir la presión de liquidez en las finanzas públicas federales y (iii) obtener recursos adicionales no contemplados en el presupuesto vía el cobro de bonos.

3. Migración de asignaciones sin socio a contratos de exploración y extracción (CEE) para darle solvencia financiera a Pemex.

Le ley prevé que Pemex migre sin socio sus asignaciones a contratos de exploración y extracción con el visto bueno de SENER, SHCP y CNH. Dicha migración permitiría a Pemex apalancarse en sus reservas para mejorar su balance financiero, puesto que en un CEE se puede hacer el booking de reservas probadas, que a su vez le permitiría acceder en mejores términos a los mercados de deuda. Esto le daría y documentaría la solvencia financiera de Pemex.

4. Piso parejo en materia de régimen fiscal.

En México se tuvo como marco de referencia en materia de fiscalización petrolera hasta 2014 a la Ley Federal de Derechos (“LFD”) que tenía como ámbito de actuación a las asignaciones de Pemex a las cuales trataba bajo un modelo de utilidad compartida. A partir de 2015, aplica la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (“LISH”) que contempla tanto a las asignaciones de Pemex, así como a los CEE (donde se contempla las licencias, la producción compartida y la utilidad compartida).

Los impuestos petroleros en México dependen mayormente de aspectos genéricos y en menor medida de aspectos específicos definidos a nivel de cada contrato.

A la fecha, las acciones de política fiscal del Estado Mexicano en materia de exploración y producción han tenido dos objetivos centrales: (i) asegurar la estabilidad de la recaudación de ingresos provenientes de Pemex y (ii) establecer un régimen fiscal competitivo vis a vis parámetros internacionales para que tanto Terceros como el propio Pemex puedan concursar para los campos que no fueron parte de la Ronda Cero.

La LISH le ha permitido al Estado Mexicano la estabilidad de las finanzas públicas ya que, tanto con la LFD como con la LISH, el government take proveniente de la explotación de campos petroleros de aguas someras de Pemex era del orden de 93% en 2014.En la actualidad se ubica alrededor de 85%.

La modificación al régimen fiscal petrolero de 2015 buscó la estabilidad de los ingresos petroleros al gobierno y no necesariamente promueve la explotación óptima de los yacimientos de la Ronda Cero. Ante el deterioro de los ingresos de PEMEX, el Gobierno realizó una modificación al régimen fiscal petrolero en 2016. Pemex se favorece en términos fiscales al migrar asignaciones a CEEs principalmente por efecto de mayor recuperación de costos y tratamiento de los gastos de inversión como gasto corriente para efectos del cálculo de la utilidad compartida.

Como se mencionó anteriormente, las empresas que tienen contratos en las Rondas 1, 2 y 3 están pagando un government take en niveles similares a las prácticas internacionales. De hecho, en muchos casos, el gobierno mexicano recibe government takes superiores a los de otros países. No obstante lo anterior, el régimen fiscal petrolero que tiene Pemex en la Ronda Cero es aún mayor.

Es crítico nivelar la cancha en materia fiscal para Pemex para que ésta pueda capitalizarse y llevar a cabo los proyectos de mantenimiento y expansión en EyP que tiene. En algunos casos, las migraciones de las asignaciones de Pemex a CCE le permitirían a éste casi duplicar la rentabilidad a nivel de pozo.

5. Capitalización de la empresa: Bolsa Mexicana de Valores

La estrategia que la actual administración federal ha seguido para la capitalización y manejo de los retos de liquidez de Pemex ha sido un programa incipiente de farmouts de campos petroleros. Si bien los farmouts son una vía adecuada para capitalizar los proyectos, no tienen la potencia financiera necesaria para maximizar la capitalización de la empresa derivado de sinergias o economías de escala.

Una alternativa adicional para capitalizar a Pemex sería que se creara una empresa que aglomere todos los farmouts de la empresa y que ésta cotice en la BMV con la restricción de que el Estado Mexicano siempre tendrá el control de la misma y derecho de veto en ciertos temas críticos.

Las Afores podrían comprar acciones de esta empresa y así participar a los mexicanos de manera directa los buenos resultados de un portafolio de las alianzas de Pemex con empresas de clase mundial.

6. Programa acelerado y agresivo de exploración.

El corazón del negocio petrolero consiste en el descubrimiento y monetización de nuevas reservas de petróleo. Pemex no ha incorporado volúmenes significativos de nuevas reservas en los últimos 30 años y de hecho con la restricción financiera reciente ha reducido su exploración a niveles mínimos que podría comprometer la sustentabilidad de sus actuales niveles de producción en el mediano plazo.

Por otra parte, como parte de la Ronda Cero se le dio un plazo a Pemex de tres años para trabajar sus asignaciones exploratorias y declarar la comercialidad de las nuevas reservas. Dicho plazo venció el año pasado y la CNH dio una prórroga (prevista en la ley) de dos años.

Es crítico que se asignen recursos extraordinarios para instrumentar un programa acelerado de exploración antes de que unos de los activos más valiosos para Pemex revierta al Estado Mexicano y se comprometa su sustentabilidad operativa.

El programa de exploración acelerado podría realizarse con una mezcla de:

• Actividades ejecutadas directamente por Pemex (por ejemplo, en aguas someras) y
• Actividades en alianza con privados vía contratos de exploración a riesgo en aguas profundas y tierra.

7. Creación de PEP-División Gas.

SI bien existe una alta dependencia de México en materia de importación de gasolinas, la vulnerabilidad en materia de seguridad energética por la importación de gas es sustancialmente mayor. Alrededor del 85% del gas que se consume es importado y cerca del 60% de la generación de electricidad tiene como insumo principal el gas.

Los bajos niveles de producción de gas en el país se explican en cierta medida por un entramado institucional y de incentivos económicos dentro de Pemex que no favorecen la producción de gas.

PEP tiene por objeto producir tanto aceite, como gas. Sin embargo, ante la existencia de recursos financieros limitados y rentabilidades superiores del aceite sobre el gas, PEP selecciona sistemáticamente el desarrollo de proyectos de aceite.

La creación de una empresa de PEP- División Gas a la cual se le transfieran las asignaciones de gas y se le dote de recursos propios permitiría que se desarrolle más acelerada y eficientemente la industria nacional de extracción de gas. A nivel internacional existen casos de éxito similares como el propuesto. Por ejemplo, el caso de BP y BG en Reino Unido hace 30 años, en el cual se creó la empresa BG para potenciar los recursos de gas en Reino Unido.

Dicha PEP-Gas se podría fortalecer con el uso de algunas de las estrategias actuales utilizadas en PEP como el uso de esquemas de farmouts y exploración a riesgo. Incluso podrían visualizarse esquemas de asociación con empresas petroquímicas para el desarrollo de campos de gas húmedo.

Adicionalmente, la SHCP podría instrumentar un régimen fiscal petrolero que impulse la industria del gas vía:

• Regalía variable en función del precio de la molécula, con lo cual la regalía sería muy baja o cero para precios bajos del gas.
• Programa acelerado de depreciación del Capex.

8. Absorción del Instituto Mexicano del Petróleo en Pemex.

El esquema institucional del Instituto Mexicano del Petróleo no favorece que éste sea un brazo tecnológico ni efectivo ni eficiente para Pemex. El modelo del IMP con autonomía presupuestal lo fuerza a centrarse en las ventas de servicios en detrimento de actividades de investigación y aplicación de tecnología. A nivel internacional, todos los centros de investigación forman parte del Operador Petrolero. Pemex es la excepción a nivel internacional en el sentido de que su brazo tecnológico no forma parte de su estructura orgánica interna.

9. Burocracia y falta de cultura del desempeño.

Existe una ineficiente y lenta toma de decisiones ante la excesiva y creciente burocracia expresada en el número de comités “aprobatorios”.

La remuneración económica de los funcionarios de PEMEX está desvinculada de su desempeño, lo cual en una industria donde el riesgo es una constante fomenta el statu quo. La Ley de Responsabilidad de Servidores Públicos ha provocado parálisis al interior de Pemex. Los incentivos de los funcionarios se centran en cumplir con las mecánicas procedimentales, independientemente de si existe o no impacto en la generación de valor para PEMEX por la contratación o actividad en cuestión.

* Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera. Es coordinador del Programa de Inversiones en Energía del ITAM. Es Director en Ainda Consultores.