El concepto de renta económica fue desarrollado por Adam Smith y David Ricardo. Se puede explicar con un ejemplo muy simple: hay un trabajador que está dispuesto a emplearse por 7,000 pesos, pero el mercado está dispuesto a pagarle 10,000 pesos. Los 3,000 pesos de diferencia son la renta económica que el mercado reconoce como valor intrínseco al trabajador.

En ciertas industrias, particularmente en el caso de los recursos naturales, se crea un valor en exceso de los costos totales y la utilidad esperada por un inversionista. Este valor en exceso le corresponde a la nación por ser la propietaria de los recursos, lo que es un principio ampliamente aceptado en todo el mundo.

Esta renta es muy significativa. Según la naturaleza geológica del yacimiento, representa en la actualidad un promedio de 70% del valor total de cada barril producido, aunque el rango varía entre 18 y 99%, según Wood Mackenzie, una firma especializada en impuestos petroleros.

Este pago es entregado a la nación a cambio de la extracción de un recurso no renovable. En  la mayoría de los casos, la compañía que extrae físicamente el hidrocarburo es un operador de la explotación, y en esta categoría están empresas privadas como Shell, Exxon, Total y BP, o firmas

estatales como Pemex, Petrobras, Pertamina y PDVSA. Su función es invertir y desarrollar campos, maximizar producción y reducir costos de extracción. Ellos cobran un retorno al capital invertido, pero sin ningún derecho sobre la renta.

Los sistemas fiscales sirven para determinar y recolectar esta renta económica, pero dichos sistemas están lejos de ser perfectos, pues cada yacimiento tiene una rentabilidad diferente y los mercados cambian constantemente.

Los operadores se han apropiado históricamente de una parte de la renta que le corresponde al dueño de los hidrocarburos. A principios del siglo XX, las grandes concesiones en Irán, Iraq, Arabia Saudita, México (hasta 1938), y Venezuela (hasta 1943), fueron ‘escandalosas’ con respecto a la apropiación de la renta por parte de ‘los operadores’ o empresas petroleras privadas; sin embargo, hoy por hoy, esta apropiación excesiva sólo puede darse en el caso de tener esquemas fiscales deficientes o mal diseñados.

En años recientes, algunos países productores de petróleo no previeron que el precio del barril de crudo pudiera rebasar los 100 dólares y, actualmente, no están recibiendo la parte de la renta correspondiente al incremento en el precio.

Ésta es una de las causas de la ola de renegociaciones de contratos existentes entre países productores y operadores, entre los que destaca el caso de Venezuela, por ser el más radical.

El hecho de que las empresas con participación estatal de los países productores controlen más de 75% de las reservas probadas del mundo, otorga a dichos países un gran poder de negociación frente a los operadores privados.

Por los motivos anteriores, no hay razón para tener tanto miedo de los operadores privados. El presidente Cárdenas no les tuvo miedo en una época en que las empresas petroleras privadas tenían más poder e influencia en la política exterior. Él, y su equipo de trabajo, en un momento previo a la nacionalización de 1938 y con pocos recursos a su alcance, incluso se adelantó a una práctica que, en pocos años, empezaría a ser común en todo el mundo, al firmar un acuerdo con la empresa El Águila (angloholandesa), donde la compañía aceptaba dar al Estado una renta económica que oscilaba entre 15 y 35% de la producción de ciertos yacimientos.

La práctica más común dice que cuando un país petrolero subasta el derecho a explorar y desarrollar los hidrocarburos en cierta porción de su territorio, el ganador es el que diseñe un plan de exploración y explotación que optimice la renta económica para el Estado en el largo plazo.

El retorno del capital es clave para entender este proceso. Por ejemplo, en el mercado de valores, las personas que son accionistas de empresas operadoras de campos petroleros toman, en algún momento, la decisión de invertir en Exxon o en Petrobras, en lugar de poner sus ahorros en una cuenta con rendimientos fijos como los cetes, pues están dispuestos a tomar un mayor riesgo a cambio de la promesa de un mayor rendimiento.

Los teóricos de las finanzas de la segunda mitad del siglo XX demostraron que hay una alta correlación entre riesgo y rendimiento. La industria petrolera es de muy alto riesgo, aunque sus probabilidades dependen de muchas circunstancias. Se puede decir que de cada 10 proyectos de exploración, entre siete y nueve no tienen éxito. Así, cuando un proyecto es exitoso, tiene que ser lo suficientemente rentable como para cubrir la inversión realizada en los trabajos que fracasaron.

La economía define el nivel de riesgo, y, por lo tanto, de rendimiento, como el valor de los beneficios que sacrificamos cuando escogemos entre dos o más alternativas, es decir, el costo de oportunidad.

Para ser competitivos, los operadores deben ofrecer a sus accionistas rendimientos proporcionales al riesgo que implica la industria, pues, de no ser así, los inversionistas venderían sus acciones y el valor de la empresa se desplomaría.

Sin embargo, la renta económica y el costo de oportunidad no necesariamente se contraponen, ya que aun cuando el costo de oportunidad de un operador petrolero puede ser muy alto, su capacidad para contribuir a crear un monto mayor de renta hace que el valor producido sea lo suficientemente grande como para compensar dicho costo. Esto es particularmente cierto en un ambiente de precios altos de crudo como el que vivimos hoy en día.

Pemex, o más bien el Estado, como representante de los accionistas de Pemex, no tiene los recursos que se requieren en cantidad y calidad para invertir en el sector. Éste no es un caso aislado, nadie en el mundo cuenta con todos los recursos necesarios.

El balance general del organismo muestra que sus pasivos representan más de 95% de los activos, mientras que en el resto de la industria esta relación es de 50%, en promedio. En algunos casos, esta diferencia se deriva de que Pemex no contabiliza en su balance los derechos que tiene de desarrollar las reservas probadas, como es la práctica general. Esto no cambia el hecho histórico de que Pemex no ha recibido una inyección de capital fresco desde la expropiación, y que por ello ha tenido que financiar su inversión, de manera insuficiente, con recursos propios y, sobre todo, con deuda.

La mayoría de las empresas se alimentan con el capital de sus accionistas y, en su infancia y juventud, requieren de una inyección de recursos para realizar proyectos rentables.

Cuando no hay proyectos rentables, es mejor que la empresa reintegre esos recursos a los accionistas para que ellos decidan lo que van a hacer con su patrimonio. En el caso de Pemex, monopolio constitucional en México, esta dinámica no funciona ya que, al no recibir las aportaciones adecuadas de capital, solamente ha podido explorar 26% del territorio nacional debido que quiere hacerlo todo solo.

Según la Agencia Internacional de Energía, en 2005 se perforaron 12,339 pozos en Estados Unidos y 5,482 en Canadá, mientras que en México sólo se perforaron 373 pozos. Si no existiera esta restricción a la inversión habría un flujo masivo de equipos y plataformas de perforación hacia nuestro país, así como una industria de grandes dimensiones para la fabricación de plataformas y equipos petroleros.

La exploración y producción de hidrocarburos implica un alto nivel de riesgo. La expectativa de éxito depende de varias circunstancias: factores geológicos, económicos y, en algunos casos, variables políticas.

Por eso es relevante la ley de probabilidades en la industria petrolera. Como ejemplo, digamos que un campo prospectivo en aguas profundas requiere una inversión de 2,000 MDD para obtener una producción de 15,000 MDD, con una probabilidad de éxito de 10%. En términos de probabilidad, se trata de un valor esperado de 1,500 MDD para una inversión de 2,000 MDD. Esto es lo que hace Pemex cuando se le obliga a invertir por sí solo en un proyecto con ese perfil sin una estrategia de diversificación de riesgo.

Este problema se mitiga igual que en las inversiones financieras. Una inversión de 2,000 MDD de Pemex tiene mayor probabilidad de éxito si se invierten 200 MDD en 10 proyectos diferentes, que si se invierte todo en un solo campo. Pemex, en toda su historia, ha perforado cinco pozos en aguas profundas, mientras que cada año en el lado estadounidense del Golfo de México se perfora varias veces ese número.

Las naciones productoras diversifican su riesgo entre diferentes formaciones geológicas, campos terrestres, marinos y de aguas profundas, y en áreas diferenciadas de su territorio. También asignan la exploración y explotación de las áreas prospectivas a varios operadores. Por su parte, los operadores diversifican su riesgo creando consorcios en donde cada uno toma sólo un porcentaje de la inversión.

Hace algunos años hice una investigación en el Tecnológico de Massachusetts para entender cuál sería el costo de oportunidad de Pemex, es decir, el rendimiento esperado por parte de los mexicanos, en su carácter de inversionistas, de su empresa operadora de campos petroleros.

Aquí nos referimos al retorno a la inversión por parte del operador que, en el caso de Pemex, se consiguió con las gallinas y las joyas que los mexicanos llevaron a la familia Cárdenas para pagar por las inversiones de las compañías extranjeras, pues Pemex no ha recibido desde 1938 un solo centavo de dinero fresco.

En teoría, la tasa de rendimiento a la inversión de Pemex debe ser superior a la de cetes, y equivalente a la de otros operadores, públicos o privados. El problema es que, a diferencia de Petrochina, Statoil o Petrobras, Pemex no cotiza en Bolsa y, por lo tanto, no podemos conocer a ciencia cierta esta relación riesgo-rendimiento. Lo que sí podemos decir es que Pemex está sujeto a una larga lista de limitantes que inciden en riesgos y costos más altos que otros operadores (como su régimen fiscal), por lo que el rendimiento y la renta deben estar muy por debajo del nivel esperado.

Si a cambio de las aportaciones en especie de 1938, cuando nacionalizó el petróleo, el gobierno hubiera entregado acciones a cada mexicano, tendríamos una gran asamblea de accionistas y un consejo de administración que optimiza los recursos invertidos.

Tener una empresa pública se ha justificado con el argumento de que, a diferencia de la empresa privada, la primera tiene como objetivo maximizar el bienestar social. El problema es que no existe una metodología exacta para determinar dicha función, por lo que la definición es subjetiva, altamente politizada y refleja las preferencias de un grupo específico en el gobierno.

La mayoría de los gobiernos de países productores han intentado lograr ese bienestar mediante el uso de la renta económica, y dejan que los operadores actúen de acuerdo con la racionalidad de los mercados. Esto, sin que el Estado se desvincule de las decisiones de exploración y explotación.

Para que la decisión de perforar en cierto lugar o usar determinada tecnología sean las mejores, tienen que ‘dolerle’ a los accionistas en caso de que haya una falla. En todos los casos, cuando una empresa pone en riesgo su inversión toma las mejores decisiones posibles, pues es su propio patrimonio el que está en juego. Aunque éste es el caso de Pemex, en el actual esquema jurídico no existen los mecanismos de gobierno corporativo que aseguren la eficiencia en el proceso de toma de decisiones.

Nadie disputa el derecho de las naciones petroleras a la renta económica. No obstante, la historia es testigo de que en los países exportadores de petróleo, las compañías que lo extraen, transportan, refinan y venden, así como las naciones importadoras que gravan los productos derivados de éste, tratan de apropiarse de la renta en el sentido de que persiguen transferencias de riqueza a través de posiciones privilegiadas y de una competencia imperfecta.

Para ilustrar la dinámica actual entre productores y operadores, describiré un caso reciente: la decisión de Venezuela de tomar el control de la mayoría de las acciones de los proyectos de crudo pesado en la cuenca del río Orinoco.

Los contratos originales otorgaban a los operadores una parte muy significativa de la renta, lo que se corrigió con la aplicación de mayores tasas, entre otras medidas adoptadas por el Estado venezolano. Tanto Exxon Mobil como ConocoPhillips se rehusaron a aceptar el papel de socios minoritarios de PDVSA, y sus participaciones en la cuenca del Orinoco están en proceso de indemnización.

ConocoPhillips tenía 40% del proyecto Hamaca y 50% del proyecto Petrozuata. Los dos proyectos tenían un valor presente neto de alrededor de 14,000 MDD. Por su parte, Exxon Mobil tenía 41.67% en el proyecto Cerro Negro, con valor de 3,450 MDD. Venezuela representaba 4% de la producción mundial de ConocoPhillips y 2% de la producción de Exxon Mobil.

ConocoPhillips mantiene todavía 40% del bloque 2 del proyecto marino de gas Plataforma Deltana, mientras que Exxon decidió abandonar por completo el país. Los otros cuatro operadores en los proyectos del Orinoco, Total, Statoil, Chevron y BP aceptaron los nuevos términos.

Recientemente, Exxon Mobil obtuvo órdenes judiciales para congelar 12,000 MDD de activos de PDVSA, con el objeto de asegurar una fuente de repago en el caso de ganar el arbitraje que promovió en 2007. Hasta ahora, Exxon Mobil ha recurrido sólo a instancias legales. ConocoPhillips tenía mucho más que perder y se quedó en Venezuela.

La Constitución Mexicana de 1917 fue de las primeras en establecer con claridad que la propiedad del subsuelo es del Estado. Los Constituyentes aplicaron un principio del Derecho Napoleónico que, a excepción de EU, se aplica en todo el mundo.

Con base en dicho principio, muchas naciones petroleras permiten que operadores privados desarrollen proyectos de exploración y producción y ‘reserven’ el derecho al hidrocarburo descubierto a cambio de entregar la renta económica al Estado, mediante concesiones o contratos de producción compartida.

‘Reservar’ significa registrar en la contabilidad de la empresa concesionaria el derecho que contractualmente tiene de extraer el crudo y recuperar sus costos. “Algunos consideran que esto contraviene el principio de soberanía del Estado sobre los recursos; otros se lo toman con más tranquilidad, dado que las empresas no pueden enajenar su derecho sobre esas reservas y, ciertamente, no pueden llevárselas consigo cuando abandonan el país. El derecho de enajenación es el elemento clave de la plena propiedad”, escribió Robert Mabro.

En este sentido, la soberanía reside, más que en los yacimientos descubiertos y por descubrir, en dos aspectos relevantes: la generación y apropiación de la renta y, sobre todo, en la forma de utilizar dicha renta para crear riqueza adicional.

Parafraseando a Hernando de Soto al referirse al capital, el petróleo no es el stock de yacimientos, sino el potencial de éstos para desplegar una nueva producción. Al respecto, el investigador Juan Carlos Boué afirma que, más que una cuestión de derecha versus izquierda, la explotación de yacimientos es una cuestión de arriba versus abajo, refiriéndose a quienes se apropian de la renta económica.

Boué explica que para las naciones con hidrocarburos, “la cuestión de cuáles son las mejores opciones para valorizar sus recursos petroleros es inseparable de la cuestión de la forma concreta en que imponen tributo a las actividades de exploración y producción”. Por lo tanto, la piedra de toque de cualquier política de apertura tiene que ser la estructura impositiva que habrá de regir en el sector: ni la propiedad de los recursos del subsuelo ni la soberanía sobre los mismos valen para nada si no están bien apuntaladas fiscalmente.

Así, el esquema fiscal aplicable a la operación de yacimientos debe ser uno de los dos temas centrales en la discusión sobre cualquier reforma energética. El otro tema crucial es el uso de la renta económica. Todos estaríamos de acuerdo en que es mejor invertir que gastar la renta de un recurso no renovable.

En México, la renta económica de los seis años del sexenio de Vicente Fox, medida como la contribución fiscal de Pemex, sumó 250,000 mdd y fue usada, en su mayoría, para sufragar gasto corriente. Otros países, como los emiratos petroleros de Oriente Medio, han creado Fondos Soberanos para administrar, invertir y diversificar su renta.

Por eso es necesario ‘blindar’ la generación y el uso de la renta económica de las presiones de los diferentes grupos que buscan apropiarse de dicha renta más allá de la inversión, la distribución del ingreso y la equidad intergeneracional.