El gran reto del rescate financiero de Pemex

Dimensión del problema financiero

Para dimensionar un poco el enorme esfuerzo fiscal que se requiere llevar a cabo para lograr el rescate financiero de Pemex, resumiremos a continuación, con cifras redondeadas y expresadas en dólares, los resultados de los últimos cinco años de gestión de la empresa reportados en sus informes financieros[1]^,[2],[3].

• El valor de los activos de Pemex al final del 2023 era de 140 mil millones de dólares (mmmdd).
• El valor de los pasivos es de 230 mmmdd, de los cuales:
  • 21 mmmdd de adeudo a proveedores (2.8 veces el adeudo a finales de 2018),
  • 28 mmmdd de deuda financiera a corto plazo (2.9 veces la que se tenía a finales de 2018),
  • 77 mmmdd de deuda financiera de largo pazo (20% menos que la de finales de 2018),
  • 80 mmmdd de pasivos laborales (1.5 veces el valor reportado a finales de 2018).
• El valor de patrimonio es negativo, menos 90 mmmdd (un deterioro de 20% respecto a la cifra reportada a finales de 2018).

Podemos decir, sin faltar a la verdad, que los activos de Pemex, o al menos sus beneficios, hoy en día ya no pertenecen al país, sino a los tenedores de bonos de la deuda financiera y a los jubilados de Pemex, que jurídicamente tienen prioridad para recibir los pagos correspondientes.

En estos cinco últimos años Pemex^1,2,3:

• Aportó al Gobierno Federal 68 mmmdd en derechos e impuestos,
  (un promedio de 21.5 dólares por cada barril de crudo y condensados producido).
  El gobierno redujo gradualmente el DUC (Derecho por la Utilidad Compartida) de 66.25% en 2018 a 40% en 2023, nuevamente a 30% en 2024 y, en un decreto reciente, acaban de exentar a Pemex del pago de derechos del último trimestrede 2023 y de enero de este año)[4].
• Incurrió en 43 mil millones de pérdidas netas después del pago de derechos e impuestos, de las cuales el 90% corresponden a las pérdidas acumuladas por Pemex Transformación Industrial (Pemex TRI), lo que equivale a una pérdida neta de 31 dólares por cada barril de crudo procesado[5].
• Para evitar que se deteriorara aún más su patrimonio, el Gobierno Federal le inyectó de manera directa 50 mmmdd de capital.

En los próximos cuatro años (2024-2027), además de la deuda de 18 mmmdd que tiene con sus proveedores, debe enfrentar el refinanciamiento de casi 20 mmmdd de su deuda en moneda nacional y el pago o refinanciamiento de 33 mmmdd de la deuda en moneda extranjera^1,2,3.

Dicho esto, se requieren al menos otros cinco o seis años de fuertes apoyos adicionales del Gobierno Federal para que pueda enfrentar los vencimientos de la deuda, invertir en la modernización de sus instalaciones, para evitar que se siga deteriorando más su patrimonio y cumplir con las inversiones comprometidas en su programa de sustentabilidad.

Inversiones adicionales requeridas para el saneamiento de Pemex

Para sanear y eficientar las operaciones de Pemex TRI estimamos que se requieren, al menos, las siguientes inversiones:

• 500 millones de dólares para rehabilitar y modernizar las plantas de recuperación de azufre de todas y cada una de las seis refinerías y de los complejos de procesamiento de gas natural, para cumplir con las Normas Oficiales NOM-148-SEMARNAT-2006 y NOM -137-SEMARNAT-2013, en términos de porcentaje mínimo de recuperación de azufre y evitar así la emisión a la atmósfera de casi 3,000 toneladas diarias de óxidos de azufre (cifras estimadas para 2023[6],[7]), que son altamente contaminantes y dañinos para la salud.
• 3 mmmdd para la modificación de las plantas hidrodesulfuradoras de diésel y de destilados intermedios actualmente instaladas para la producción de diésel de bajo contenido de azufre, que le permitirá a Pemex finalmente cumplir con los requisitos de la NOM-016-CRE-2016 de calidad de combustibles.
• 3,500 millones de dólares para concluir la instalación de las dos plantas coquizadoras y las plantas complementarias en Tula y Salina Cruz y para romper los cuellos de botella de algunas de las plantas existentes para que puedan dar la capacidad requerida.
• 12 mmmdd para la modernización de las plantas más críticas de las seis refinerías y de los centros de procesamiento de gas, que fueron diseñadas y construidas en la década de los 70, con la tecnología y las restricciones financieras de aquellos años –cuando el capital era mucho más caro y la energía mucho más barata que ahora– y que prácticamente no han sido modificadas desde entonces, y para la instalación de los tanques, ductos y otras instalaciones que sean necesarias para que Pemex TRI pueda recibir y procesar el crudo que mayor valor le genere a cada refinería, incluyendo crudos ligeros de importación, si así se considera necesario, en lugar de tener que procesar los crudos pesados, con alto contenido de agua y de sales, que Pemex no pudo comercializar en el exterior. Para identificar el alcance de los cambios requeridos que permitan optimizar el desempeño de las refinerías y maximizar la rentabilidad de las inversiones, sería recomendable contar con el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo y de los licenciadores de las tecnologías originales.
• 4 mmmdd adicionales para cumplir con el programa de sustentabilidad de Pemex, recién aprobado por su Consejo de Administración, que no están incluidos en los presupuestos autorizados y que son indispensables para que Pemex pueda recuperar el financiamiento de la banca internacional, por no cumplir con los criterios mínimos de sustentabilidad para la transición energética que la banca está exigiendo a todas las empresas petroleras.

La suma de las inversiones mencionadas es de 23 mmmdd para ejercerse en el próximo sexenio, un presupuesto similar al que terminará siendo invertido en la nueva Refinería Olmeca.

Estas inversiones son indispensables para inversiones mínimas necesarias para que Pemex pueda:

• Cumplir con las Normas Oficiales Mexicanas de control de emisiones de gases tóxicos a la atmósfera y de calidad de combustibles, con las que hoy no está cumpliendo;
• Incrementar la proporción de destilados de alto valor (gasolina, turbosina y diésel) producida por cada barril de petróleo (en 2023 fue de 55.2 barriles por cada 100 barriles de crudo procesado, mientras que en 2019, el primer año de esta administración, fue de 62.5 barriles por cada 100 barriles de crudo procesado y en el sexenio 2007-2012, aun antes de la entrada en operación del nuevo tren de refinación de Minatitlán, fue de 67.8 barriles por cada 100 barriles de petróleo);
• Reducir de manera significativa la desproporcionada cantidad de combustóleo con alto contenido de azufre que hoy están produciendo nuestras refinerías (32.9 barriles por cada 100 barriles de crudo procesado en 2023, vs. 25.3 barriles por cada 100 barriles de crudo en 2019 y 24.5 barriles por cada 100 barriles de crudo en el sexenio 2007-2012), un producto que ya no tiene mercado como combustible desde que a principios del 2020 entró en vigor el convenio internacional MARPOL[8], que prohíbe su uso en altamar como combustible, por la alta contaminación que genera y que, para poder venderlo como carga para refinerías de alta conversón, es necesario descontar su precio hasta en 27 dólares por barril (promedio de 2022) respecto al precio del crudo Maya, mientras que antes de la entrada en vigor del convenio de MARPOL el descuento era de 11 dólares por barril.

Estos dos últimos factores, los bajos rendimientos de destilados de alto valor y los muy altos rendimientos del combustóleo, son la causa principal de las altas perdidas experimentadas por el SNR en los últimos cinco años (un promedio de 31 dólares cada por barril de crudo procesado, como se mencionaba anteriormente) y las inversiones aquí planteadas las consideramos indispensables para poder contar con un Sistema Nacional de Refinación que sea redituable.

En tanto no se tomen las medidas necesarias para resolver esta situación, no es recomendable seguir incrementando el volumen de crudo procesado con la calidad del que se alimenta actualmente al Sistema Nacional de Refinación, como parece ser la intención de este gobierno, porque seguiríamos aumentando las pérdidas acumuladas, aunado a que los apoyos recibidos de parte del Gobierno Federal seguirán siendo meros paliativos para evitar el colapso financiero de la empresa.

Cabe mencionar que en el cálculo de este presupuesto no están incluidas las inversiones adicionales que pudieran requerirse para resolver los problemas que resulten durante el arranque de la nueva refinería Olmeca, ni las inversiones de los proyectos de logística para disponer adecuadamente de los petrolíferos producidos, para el almacenamiento y suministro del aditivo oxigenante de la gasolina, y para el manejo, transporte y disposición del coque y del azufre producidos en la refinería, que están aún por resolverse.

La suma anterior tampoco incluye las inversiones necesarias para mantener la plataforma de producción petrolera. Y hay que recordar que, de acuerdo con los estados financieros de Pemex, en estos cinco años el costo unitario de producción de petróleo se ha incrementado de 30.6 dólares por barril producido en 2028 a 42.1 dólares por barril producido en 2023.

Tampoco incluye los recursos necesarios para incrementar la producción de gas natural no asociado que resulta necesaria para poder reducir nuestra creciente dependencia de gas importado, ya que hoy en día la producción nacional de gas seco es apenas suficiente para satisfacer las propias necesidades de Pemex, mientras que más del 90% del gas que actualmente utiliza el sector eléctrico y el resto de la industria nacional es importado de los Estados Unidos.

Estimación de los apoyos adicionales que serán necesarios para lograr el pleno saneamiento financiero de la empresa

Una vez logrado el propósito de alcanzar una operación estable sin incurrir en pérdidas adicionales –asumiendo que Pemex sigue produciendo crudo y condensados al ritmo actual de 1.8 millones de barriles diarios, que el Gobierno Federal le sigue extrayendo una renta que le impide capitalizarse y que esta renta es similar al DUC promedio que la empresa cubrió estos últimos cinco años (21.5 dólares por barril), para que Pemex pueda incrementar su patrimonio de -90,000 millones de dólares a cero–, el Gobierno Federal tendría que sacrificar la totalidad del DUC generado por los siguientes 6.5 años y reintegrarlo a Pemex como aporte de capital.

Si además quiere apoyarlo para que su patrimonio sea al menos de 90 mmmdd, apenas suficiente para cubrir el creciente pasivo laboral, entonces tendrá que extenderle esta exención del total del DUC por otros 6.5 años adicionales.

Para dimensionar mejor el tamaño del sacrificio fiscal que el rescate de Pemex significará para el Gobierno Federal en los próximos años, basta mencionar que el déficit del sector público esperado para este año es de 5.9 % del PIB, poco más de 11 mmmdd, el más grande de nuestra historia y muy difícil de sostener sin una reforma fiscal.

Por esa razón la SHCP está proponiendo al Congreso un recorte drástico en el presupuesto para 2025, que no solo le va a pegar al monto de las inversiones programadas del sector público, sino que seguramente implicará también un recorte adicional a los presupuestos de operación de las dependencias y organismos federales.

Ante este escenario, resulta evidente el enorme reto que tenemos por delante para lograr el rescate financiero de nuestra empresa petrolera, el cual seguramente pondrá en jaque la capacidad de los mejores financieros que en la próxima administración pongamos al frente de la SHCP y de los mejores técnicos que podamos poner al frente de Pemex.

Por otro lado, consideramos que, dado el papel estratégico de Pemex, debe procederse a apoyar financieramente a la empresa para la ejecución de los proyectos antes mencionados, cumpliendo desde luego con una rigurosa planeación de cada uno de ellos, siguiendo los procedimientos instituidos en Pemex (Procedimiento FEL) y estableciendo un escrupuloso control del manejo de los recursos para evitar el dispendio y la corrupción.

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Notas:

[1]Informes Financieros auditados de Pemex 2019, 2020, 2021 y 2022 e Informe Financiero Preliminar 2023

[2] “Análisis de la situación financiera de PEMEX”.F. J. Barnés, publicado en Energía a Debate, enero 11, 2024.

[3].” Retos y perspectivas para el sano desarrollo de Pemex”. F.J. Barnés. Conferencia impartida en la Academia de Ingeniería. Marzo5, 2024.

[4] Decreto presidencial enviado al DOF el 13 de febrero de 2024

[5] Valor calculado dividiendo las pérdidas netas acumuladas de Pemex Transformación Industrial de 2019 a 2023 entre el número total de barriles de crudo procesados en ese mismo periodo.

[6]“Emisiones a la atmósfera de dióxido de azufre del Sistema Nacional de Refinación”. F.J. Barnés y A.Villalobos,publicado en Energía a Debate, marzo 17, 2024.

[7] “Emisiones a la atmósfera de SO2 de los Complejos Procesadores de Gas”. F.J. Barnés y A. Villalobos, publicado en Energía a Debate, marzo 24, 2024.

[8] Convenio internacional para prevenir la contaminación de los buques (MARPOL). Anexo VI: Reglas para prevenir la contaminación atmosférica ocasionada por los buques. Organización Marítima Internacional.

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