Pemex al cierre de 2021 (II)

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Fluvio Ruiz Alarcón, experto en el sector hidrocarburos de México

¿Dónde nos quedamos?

Como vimos, Petróleos Mexicanos obtuvo resultados negativos netos, tanto en el trimestre reportado, como a lo largo de 2021; aunque el resultado antes del pago de impuestos y derechos volvió a ser positivo, como ha solido ser el caso a lo largo de los años. Sin embargo, llama la atención que persistan sus pérdidas netas a pesar del fuerte incremento del precio de la Mezcla Mexicana de Exportación; de la disminución del 58 por ciento al 54 por ciento del Derecho de Utilidad Compartida; de la reducción adicional en el pago del mismo por 73,280 millones de pesos; de las aportaciones patrimoniales por 202,569 millones de pesos para el pago de amortizaciones de su deuda; así como del apoyo presupuestal por 113,800 millones de pesos para la construcción de la refinería de Dos Bocas.

Es evidente que persisten los problemas estructurales en la petrolera, los cuales ameritan soluciones integrales y de largo plazo, más allá de los apoyos fiscales, presupuestales y de capital otorgados coyunturalmente por el gobierno.

La situación de Pemex es delicada y lo seguirá siendo en el mediano plazo. La volatilidad del precio es inherente al mercado petrolero internacional y la ayuda gubernamental enfrentará cada vez mayores restricciones financieras y cuestionamientos políticos. No habrá una salida de fondo y con bases sustentables, mientras no haya una revisión integral del diseño institucional del sector y la organización corporativa de la empresa establecidos por la reforma energética de 2013 y 2014. Tampoco la habrá sin coherencia del conjunto de las políticas públicas que concurren en el sector petrolero; una visión estratégica de largo plazo que incluya una sólida política industrial que aproveche al máximo nuestros hidrocarburos; impulso a la formación de recursos humanos, la investigación científica y el desarrollo tecnológico; así como un firme y decidido compromiso con la transición energética, la sustentabilidad económica y el combate al cambio climático.

Incluso en el mero plano fiscal y presupuestal, podrían tomarse medidas como la revisión de los límites de deducción que tiene Pemex en las diversas zonas de complejidad geológica que ya distingue la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, así como la definición de otras (campos maduros, aguas ultraprofundas, yacimientos no convencionales distintos al paleocanal de Chicontepec); el otorgamiento a Pemex de los mismos beneficios fiscales que disfrutan ciertos contratistas (exención limitada del pago del DUC por el uso de hidrocarburos de autoconsumo para actividades petroleras, un porcentaje de recuperación de costos en la inversión en exploración); eliminación del dividendo estatal, creación de un régimen fiscal específico para el gas natural no asociado o la modificación del reparto de ingresos excedentes para que un porcentaje se destine directamente a la inversión productiva en Pemex.

Además de estos apoyos fiscales, financieros y presupuestales; se podrían plasmar en el marco jurídico del sector de hidrocarburos, algunos elementos centrales de la actual política petrolera. Por ejemplo:

• Eliminar el carácter excepcional de las Asignaciones e incorporar consideraciones geopolíticas y de seguridad nacional en la arquitectura y dinámica sectoriales.

• Establecer que el otorgamiento de Asignaciones a Pemex, no debe necesitar la autorización de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

• Precisar que la producción nacional de petróleo, pública o privada, tendrá como destino primordial, satisfacer las necesidades de la demanda interna.

• Puntualizar que las alianzas entre Pemex y otras empresas petroleras, se harán donde sean necesarias para compartir riesgos geológicos, tener acceso a nuevas tecnologías, formar cuadros técnicos, mejorar la capacidad de gestión o aprender a operar en condiciones geológicas distintas a las de nuestro país.

• Permitir que las alianzas de Pemex sean aprobadas exclusivamente por su Consejo de Administración, conforme a los criterios de idoneidad del potencial aliado, transparencia en el proceso y rendición de cuentas; que el mismo Consejo emita.

• Eliminar cualquier posibilidad de regulación asimétrica sobre Pemex, estipulando que la inversión privada en el sector será complementaria y no competidora de la pública.

• Mandatar que el crudo que corresponda al Estado mexicano, en los contratos de producción compartida, sea comercializado exclusivamente por Pemex a través de su filial PMI.

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Apuntalar el apoyo económico con medidas de índole institucional, colocaría con mayor vigor a Pemex en el sendero de la sustentabilidad de largo plazo. Asimismo, es indispensable una reforma fiscal general que incremente la recaudación del Estado mexicano y permita reducir significativamente la carga fiscal de Pemex.

Por otro lado, el margen de refinación por barril procesado, fue positivo por séptimo trimestre consecutivo, aunque pasó de los 5.85 dólares obtenidos en el primer trimestre del año 2021, a únicamente 0.31 dólares en el trimestre reportado.

Sin embargo, la posibilidad de consolidar este indicador fundamental de desempeño económico, sigue estando limitada por la producción de combustóleo.

En efecto, si bien entre el cuarto trimestre de 2020 y el de 2021, el combustóleo pasó de ser el 33.9 por ciento, a representar el 33.1 por ciento de la producción total de petrolíferos; lo cierto es que entre agosto de 2020 y noviembre de 2021, la producción de combustóleo superó a la producción de gasolinas en el SNR, situación que apenas se invirtió en diciembre del año pasado, cuando se produjeron 255,400 barriles diarios de gasolinas frente a 212,000 barriles diarios de combustóleo. Sin embargo, en enero de este año, el diferencial se cerró: el promedio diario de barriles de gasolina producidos fue de 271,200; apenas superior al de combustóleo, que alcanzó los 268,800 barriles diarios.

Además, en un hecho inédito, el promedio de producción anual de combustóleo en 2021, fue de 244,300 barriles diarios, frente a los 232,900 barriles diarios que se produjeron de gasolina en promedio. Esto incide en la operación y eficiencia del sistema nacional de refinación, puesto que los procesos deben disminuir en tanto se da salida al combustóleo acumulado.

En este sentido, en el cuarto trimestre de 2021, la utilización de la capacidad de refinación instalada alcanzó el 45.1 por ciento; ubicándose 9.5 puntos porcentuales por encima de lo realizado durante el mismo período de 2020. Sin embargo, al comparar el porcentaje de utilización de la capacidad de destilación primaria del trimestre reportado, con la del primer trimestre de ese mismo año de 2021 (45.5 por ciento), observamos que hay una ligera reducción de 0.4 puntos porcentuales. Esto evidencia que aún queda mucho camino por recorrer para lograr en forma sostenida, un funcionamiento eficiente y confiable del sistema nacional de refinación. Al respecto, la nota positiva es que la capacidad utilizada de destilación primaria en 2021, alcanzó un promedio anual de 43.4 por ciento, el cual es el más elevado desde 2017, cuando llegó al 47.1 por ciento de utilización.

Del lado de la comercialización de petrolíferos, al 31 de diciembre de 2021, 6,999 estaciones de servicio operaban bajo la franquicia de Pemex. Este número es 6.3 por ciento menor al número de franquicitarios de Pemex que había un año antes (7,440).

Resulta evidente la fuerza de la creciente competencia que enfrenta Pemex en este segmento. De acuerdo a los datos de la Onexpo, al 31 de enero pasado, ya eran 6,904 estaciones de servicio (53.5 por ciento del total) las que operaban bajo la franquicia de Pemex, mientras que 5,999 (46.5 por ciento) lo hacían bajo otras marcas. Es decir, Pemex perdió en el primer mes del presente año 95 franquicitarios más, equivalentes al 1.35 por ciento del total con el que contaba al cierre de 2021.

Asimismo, 1,286 estaciones sin su franquicia, siguen comprando combustibles producidos o importados por Pemex: una menos que las 1,287 reportadas por Pemex al 31 de diciembre de 2021.

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De hecho, conforme a los datos proporcionados por la Secretaría de Energía a fines del año pasado, en términos volumétricos, la penetración del sector privado en el mercado de combustibles ha ido en franco crecimiento. De representar una porción marginal (0.1 por ciento) de la venta de combustibles en noviembre de 2018; hoy alcanza el 22 por ciento de la venta de gasolinas y el 27 por ciento de la de diésel, como proporción del volumen total comercializado en el país.

En este contexto, el objetivo gubernamental de que las gasolinas no aumenten en términos reales, en un escenario persistente de precios elevados del petróleo, puede ser perjudicial para Pemex, quien podría terminar abasteciendo a precios subsidiados las regiones menos rentables para el negocio sí, a pesar de haberse eliminado el cobro del IEPS y decretado estímulos adicionales para los expendedores en el ISR o el IVA, el incremento de los precios resultantes supera significativamente a la inflación acumulada desde diciembre de 2018. Sobre todo, en la hipótesis de una guerra prolongada entre Rusia y Ucrania.

Por otro lado, y si bien la producción total de gas natural aumentó en un 1 por ciento entre 2020 y 2021; ello es absolutamente insuficiente para satisfacer las necesidades del país. México continúa enfrentando una altísima dependencia frente a los Estados Unidos. Es evidente la urgencia de que el gobierno y Pemex diseñen una estrategia integral para asegurar el abasto de gas natural al país. Se requieren medidas institucionales, fiscales, regulatorias e inversión en proyectos de infraestructura en transporte y almacenamiento. No basta con incrementar el volumen de producción gasífera en el país: Pemex tendría que adoptar una estrategia de producción en el exterior, así como invertir en plantas separadoras de nitrógeno para disminuir la quema de gas. Solo así podríamos ir saliendo paulatinamente de la situación de vulnerabilidad en la que se encuentra nuestro país.

Sin duda uno de los resultados más alentadores de 2021 (sujeto a la confirmación oficial de la Comisión Nacional de Hidrocarburos), es la consolidación del esfuerzo exploratorio para la incorporación de reservas que, por tercer año consecutivo, alcanza el objetivo de una tasa de restitución de reservas mayor o igual al 100 por ciento, al 1 de enero de 2022. Esta cifra apuntala la viabilidad de Pemex en el largo plazo, a condición de que se hagan los cambios institucionales, legales, fiscales, regulatorios, estratégicos y corporativos necesarios para asegurarla.

En cuanto a las subsidiarias, Pemex Exploración y Producción ha logrado detener la caída de la producción e incluso incrementarla ligeramente; pero la madurez geológica de sus yacimientos no da para mucho más. Pemex Logística es rentable; pero sus ganancias son pequeñas (14,300 millones de pesos en 2021) comparadas con el reto financiero de Pemex en su conjunto.

Pemex Transformación Industrial no deja de ser una fuente de pérdidas (172,400 millones de pesos en 2021) por más esfuerzos que se han hecho para mejorar su rendimiento. Aunque en el mediano plazo, Dos Bocas y Deer Park funcionen de manera eficiente y rentable; por ahora las otras refinerías siguen sin conseguir un nivel adecuado de eficiencia operativa.

Ahora bien, es de destacarse que Pemex ha logrado frenar su endeudamiento de largo plazo, pero recurre cada vez más al de corto plazo.

En efecto, aunque en 2021 se redujo el saldo total de sus obligaciones financieras en un 0.7 por ciento para quedar en 2.24 billones de pesos, frente a los 2.26 billones al cierre de 2020; su deuda de corto plazo alcanzó el mayor nivel de los últimos once años, al situarse en 486,300 millones de pesos: 24.3 por ciento más que los 391,100 millones de pesos correspondientes al año 2020. De su lado, el costo financiero de la empresa productiva del Estado disminuyó por primera vez desde 2013, pasando de 161,800 millones de pesos en 2020, a 145,800 millones de pesos en 2021, es decir, una reducción de 9.9 por ciento. Asimismo, su pasivo laboral se redujo entre 2020 y 2021, al pasar de 1.54 a 1.38 billones de pesos, esto es, una disminución del 9.8 por ciento.

Finalmente, vale la pena recordar que el pasado 28 de diciembre de 2021, se informó de un conjunto de diez tareas que Petróleos Mexicanos ejecutará en lo que resta de la presente administración: mantener el nivel de las reservas probadas; destinar una creciente producción de hidrocarburos líquidos a satisfacer la demanda del Sistema Nacional de Refinación (SNR), eliminando la exportación de crudo a partir de 2023; incrementar a dos millones de barriles diarios el procesamiento de crudo en el SNR, incluyendo a Dos Bocas, Cangrejera y Deer Park; inversión en el Complejo Petroquímico de Cangrejera para producir gasolina premium y diésel; rehabilitación de las plantas de fertilizantes; recuperación del proyecto de explotación del gas natural del campo Lakach; mantenimiento y rehabilitación de los centros procesadores de gas; recuperación de su participación en el mercado nacional de combustibles; consolidación de la operación de la filial Gas Bienestar; atención a los riesgos críticos en materia de seguridad industrial y protección ambiental; y la basificación de 17,000 trabajadores transitorios, una vez electa la nueva dirigencia sindical.

Este conjunto de tareas que el gobierno federal ha convenido con Petróleos Mexicanos, representa una suerte de focalización de objetivos estratégicos y precisión de metas dentro del Plan de Negocios de la Empresa Productiva del Estado, rumbo al final de la presente administración.

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