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La empresa petrolera en México antes y después de la reforma energética. Una aproximación

(The oil company in México before and after the energy reform. An approximation)

****Axel Ramsés Davidovich Castellanos* Gustavo Lorenzo García López y Teresa García López**

RESUMEN

Este documento deriva de la tesis que se está desarrollando con el nombre: “Propuesta de un modelo de viabilidad económica para la creación de una empresa petrolera multidisciplinaria en México, acorde a la nueva reforma energética” cuyo objetivo es “Establecer los criterios que debe incluir un modelo de viabilidad económica para la creación de una empresa petrolera en México acorde a la Reforma Energética”. Como parte inicial del trabajo de investigación, se decidió revisar la situación de la Reforma Energética y su impacto para la empresa petrolera. Por lo tanto, este trabajo reporta la revisión documental llevada a cabo con respecto a dicho tema, particularmente de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.

Palabras clave: Reforma Energética, Pemex, Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos.

ABSTRACT

This document derives from the thesis that is being developed with the name: "Proposal of a model of economic viability for the creation of a multidisciplinary oil company in Mexico, according to the new energy reform" whose objective is "To establish the criteria that must include a model of economic viability for the creation of an oil company in Mexico according to the Energy Reform ". As an initial part of the research work, it was decided to review the situation of the Energy Reform and its impact for any oil company. Therefore, this work reports the documentary review carried out according to this topic, particularly the Newley implemented Hydrocarbons Revenue Law. Key words: Energy Reform, Pemex, Hydrocarbons Revenue Law.

CLASIFICATION JEL: E6

*Estudiante de Maestría en Administración. Correo electrónico: axel.davidovich@hotmail.com**** ** Investigadores de la Universidad Veracruzana. Gustavog33@hotmail.com y tgarcia@uv.mx

Aceptado: 10/07/2018

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I. INTRODUCCIÓN

La actual reforma energética y los sucesos

económicos mundiales en el mercado de la industria de hidrocarburos han generado nuevas dinámicas en la manera en la que se lleva a cabo la evaluación, la planeación y la ejecución de un proyecto que se realice en México en sus reservas/yacimientos.

Se tienen desde los cambios de normas en lo referente a los tratos directos y/o contratos con Pemex para licitar un terreno (bloque) de propiedad nacional para operaciones de exploración y extracción (upstream) así como el manejo y refinación de hidrocarburos (downstream) hasta los nuevos reacomodos en la estructura de la ley y la importancia de la adaptación al mercado fluctuante en la compra y venta del barril de crudo mexicano considerando la competencia a la que se enfrenta México a nivel mundial, respecto a la mezcla de hidrocarburo y la calidad que ofrece al mercado.

El informe más reciente de Petroleos Mexicanos (2016, págs. 7-10), señala que durante 2016, se consideraron como parte del programa de ajuste al presupuesto por 100 mil millones de pesos, tres líneas de acción: 1) generar eficiencias y reducir costos en gastos de operación y de servicios personales; 2) renegociar tarifas con proveedores y contratistas y 3) optimizar el mantenimiento de equipos; diferir y replantear inversiones comprometiendo lo menos posible la producción futura; así como suspender proyectos no rentables bajo un escenario de precio para la mezcla mexicana de exportación de 25 US$/b.

En contraste, en el año 2012 hubo un “incremento en el precio promedio de venta de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, mostrando un ligero aumento, superior a los 101.09 dólares” (Petroleos Mexicanos, 2012).

El período cuatrienio 2012 – 2016, marcó una caída turbulenta para la mezcla mexicana debido a factores internos y externos trayendo consigo consecuencias en cadena a la economía del país, como por ejemplo el clima de la geo-política internacional que impactó la oferta y demanda del barril de crudo Mexicano (GOSWAMI, 2012).

En la reforma establecida en el 2013 nuevas leyes (Ley de Hidrocarburos y la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, principalmente) contribuyeron a poner fin al monopolio nacional que la empresa energética estatal tuvo sobre la exploración y producción de petróleo durante siete décadas. Su objetivo fue poner un alto a varios años de declive en la producción petrolera debido al lento desarrollo del sector público, entre otras limitantes, el cual carecía de la tecnología necesaria para aprovechar oportunidades de perforación en aguas profundas o con gas y petróleo esquisto” (Reed, 2017).

II. LA REFORMA ENERGÉTICA

Desde que en México surgiera Petróleos Mexicanos como una entidad titán a nivel mundial en el sector de petróleo y gas en el Siglo XX, participó en el sector privado hasta 1938, año de la expropiación y la nacionalización petrolera, que ha permanecido sin cambios de infraestructura para optimizar su operación en materia de exploración, explotación y manejo de hidrocarburos.

Pemex – Algunos antecedentes

En 1958 los contratos son prohibidos y Pemex es puesto como unico operador por más de 30 años. En 1995, 2003 y 2008, se permite la participación limitada del sector privado en la industria petrolera por la implementacion de nuevas reformas.

“A lo largo de 76 años la industria del petroleo y gas, permanecieron sin cambios al contrario de otros paises que implementaron sus primeras rondas de licitacion abriendo al mercado externo su industria del petroleo y gas como Brasil, Colombia y Noruega.” (Enríquez, 2013).

La industria petrolera en México se encontraba monopolizada por una sola entidad conocida con el nombre de PEMEX (Petróleos Mexicanos), dicha entidad es un órgano descentralizado que se dedica a administrar las actividades de upstream y downstream de los hidrocarburos dentro y fuera de México, principalmente en Houston. Para su funcionamiento se encuentra dividida en cinco organismos principales: Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex Petroquímica y PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. (MexMedia Group, 2013). El contenido de este trabajo, se enfocará en Pemex Exploración y producción.

La política del pasado en el sector petrolero, terminó por originar consecuencias desfavorables. Pemex se volvió una empresa deudora, cuyo funcionamiento pasó a someterse al financiamiento del Estado y a un endeudamiento sumamente elevado. De acuerdo con la revista francesa SciencesPo (Moran, S/F), que funciona como observatorio político de América Latina y el caribe, se estima que el modelo de industrialización por substitución de importaciones (ISI) que funcionaba anteriormente en México, favoreció una economía cerrada y proteccionista, que produjo que el precio del petróleo resultara de una decisión política y no en función del mercado internacional.

También se convirtió en una entidad de monopolio altamente ineficiente la cual ha estado sufriendo pérdidas durante décadas. De acuerdo con la Universidad de Harvard (García, 2015) Algunas de las causas son:

Los costos laborales asociados con las pensiones de los trabajadores sindicalizados (la compañía tiene un pasivo por pensiones no financiado de $ 100 mil

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millones): Uno de los problemas a los que Pemex se enfrenta es el exceso de gastos generados en su entorno, por lo que la capacidad de autofinanciamiento dejó de cumplir con la demanda de las industrias mexicanas en expansión.

Uno de los gastos problemáticos son los pagos a los gremios sindicales, dicha empresa tiene que “pagar al Comité Ejecutivo General del gremio la cantidad de 2 millones 842 mil 268 pesos mensuales para los gastos de sus comisionados, 72.83% más que lo pactado en el contrato de hace 8 años, dirigiendo sus recursos a un entorno burocrático” (El Siglo de Torreón, 2013). Dicha empresa nacional se convirtió así en un aparato lento e inoperante, controlado por una burocracia sindical.

1. Otro de los problemas a los que Pemex se enfrenta es que siendo la petrolera que paga más impuestos en el mundo: Parte de los compromisos asumidos para hacer frente al pasivo con sus proveedores y contratistas, se ha pagado hasta ahora un total aproximado de 92,000 millones de

pesos, dicho pasivo también es causa de ineficiencia de la empresa para dirigir sus recursos en modernización de maquinaria e infraestructura. (El Economista, 2012).

2. Operaciones ineficientes: En cuanto a las operaciones ocurren incidentes repercutiendo a atrasos o un accidente donde la operación se tenga que suspender o anular (Langner, 2017).

3. Tecnología atrasada: Pemex enfrenta varios desafíos, algunos de los cuales incluyen: invertir en exploración y producción (E & P) para reponer reservas de petróleo, mejorar su infraestructura obsoleta y aumentar la utilización de sus refinerías.

En México el modelo de extracción de petróleo y gas con Pemex como única entidad presenta los problemas de ineficiencia, carencia de capacidad técnica económica, agotamiento de yacimientos a pesar de contar aún con recursos sin explotar y, la baja producción de gas natural, como se puede observar en la Imagen 1.

Imagen 4. Diagnóstico de la infraestructura energética pre-reforma

Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 5.

Con el tiempo Pemex, que antes se consideraba un titán en la industria petrolera internacional, se ha quedado observando al resto del mundo evolucionar y progresar; empresas diferentes convirtiéndose en entidades importantes transnacionales de impacto a la economía, por lo que surgió la necesidad de recuperar la participación activa de México en la industria petrolera.

Ante las transformaciones que otras empresas petroleras públicas estaban viviendo en el resto del mundo, la reorganización administrativa de Pemex pasó a ocupar un lugar prioritario en la política mexicana. A partir de ello, surgieron diversas iniciativas para reformar el modus operandi de la institución, inspiradas en una estructura de gobernación (governance structure), capaz de refundar las bases económicas,

políticas y sociales bajo las cuales se edificó el "gigante petrolero”. (Moran, S/F)

La búsqueda por un cambio

Ante la situación prevaleciente en la industria petrolera a nivel mundial y particularmente con Pemex, a finales del sexenio 1994-2000, el Gobierno Federal consideró necesario desarrollar una reforma fiscal en materia petrolera, cuyos objetivos fueron (Cámara de Diputados, 2001, págs. 42-43):

1. Suavizar las fluctuaciones en los ingresos públicos: Bajo este punto se pretende la creación de un fondo de estabilización petrolero que fortalezca los puntos débiles del fondo, (mencionados en el apartado anterior). Este fondo se activaría cuando el precio internacional del petróleo supere un determinado “precio de

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activación” fijado con anterioridad, situación en que se inyectarían recursos al fondo. En caso de que el precio internacional esté por debajo del “precio de activación”, se tomarían recursos del fondo para minimizar la fluctuación en los ingresos públicos.

2. Fortalecer las finanzas de PEMEX. Recientemente PEMEX tuvo que financiar una porción creciente de sus inversiones con fondos privados bajo la modalidad de PIDIREGAS, sin embargo, constituyen deuda pública, por lo que esta modalidad no es una solución de largo plazo. Este esquema además de no permitir un vínculo entre los ingresos y egresos de la empresa genera dificultades para buscar financiamientos en el exterior; ya que los recursos son extraídos por el gobierno vía impuestos deteriorando los estados financieros de la empresa frente a instituciones extranjeras. Con lo que la reforma pretende que la carga fiscal de PEMEX sea prevista y planificada de mejor manera por la empresa para fortalecer su situación financiera.

3. Incentivar la eficiencia La reforma fiscal estaría enfocada a la generación de incentivos al interior de PEMEX para incrementar los niveles de eficiencia en la empresa. Con ello se contempla que la reforma fiscal debe:

Diferenciar las distintas actividades de acuerdo con su nivel de riesgo y rentabilidad

Diferenciar las actividades a lo largo de la cadena de valor para separar las actividades que sólo explotan la riqueza petrolera de las que generan valor agregado.

Definir una política de dividendos ligados al desempeño económico de la empresa (por ejemplo, el nivel de costos).

Esto quiere decir que se intentó proponer el fortalecimiento y mejoramiento de la industria petrolera del país, debido a que Pemex no contaba con suficientes recursos para lograr la eficiencia en el manejo de hidrocarburos, por lo que se buscó permitir la participación limitada de empresas foráneas en la exploración, explotación y transporte de hidrocarburos.

Asimismo, la propuesta incluye una reforma administrativa y regulatoria en la que se hace necesario otorgar autonomía financiera, presupuestaria y de gestión a la paraestatal

Aunque no se especifica, se menciona que la autonomía implica una nueva regulación y

reformas a la Ley Federal de Entidades Paraestatales (LFEP) y a la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF). Algunos de los objetivos de la reforma deberían considerar una distribución más equitativa de la carga impositiva, al tiempo que se mantiene las condiciones de neutralidad y eficiencia fiscales; eliminar los factores que restan eficiencia a los impuestos como instrumentos de recaudación, y lograr, tanto una mayor participación de los ingresos tributarios en el producto nacional, como una autonomía de la renta petrolera del fisco para su utilización productiva. En síntesis, se debe buscar un esquema fiscal competitivo que permita mayor flexibilidad operativa a PEMEX, lo cual requiere que la empresa programe de manera autónoma sus recursos de inversión, ya que eso le permitiría replantear en forma óptima su estructura de capital y atenuar la disyuntiva entre invertir y cumplir con sus obligaciones fiscales; simplificar el mecanismo de tributación, y reducir, a mediano plazo, la carga fiscal. Así también, PEMEX deberá revisar la estructura de financiamiento de sus operaciones y el régimen fiscal, así como los aspectos regulatorios y procesos de interacción con las autoridades fiscales. (Cámara de Diputados, 2001, pág. 43)

La búsqueda de la modificación de dichos organismos y de las Leyes, pretende la recuperación de actividades en la industria petrolera y con ello, lograr la relevancia de México en el mundo ante otras potencias, para abastecer las necesidades de la creciente demanda y obtener un mejor rendimiento de la entidad paraestatal con la participación de empresas dentro de México y fuera de sus fronteras.

III. REFORMA ENERGÉTICA

La Promoción de inversión privada e impulso al desarrollo de las empresas privadas por parte del actual gobierno, contempla que las actividades de exploración, extracción y refinación de hidrocarburos, la petroquímica básica abriendo totalmente la industria del petróleo y gas en México en 2013, en comparación de otros países como Noruega que realizó su primera ronda de licitaciones con 22 licencias en 1955; la implementación de fracturas hidráulicas masivas en EE.UU. desde 1968; Brasil y Colombia abrieron su industria a partir del 1997 y 2003 como se muestra en la Imagen 2 (Pemex, 2014).

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Imagen 5. Evolución de la industria energética en comparación con otros países

Fuente. Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del Estado. Pag. 3.

El nuevo modelo de produccion de hidrocaburos y gas natural de acuerdo a la Reforma, propone la asignacion de mecanismos como la ronda cero (áreas donde Pemex se quedará de manera exclusiva para su explotación y exploración de hidrocarburos), contratos con terceros y contrapresiones (aquella que se establezca en cada Contrato a favor del Estado o del contratista), la disminucion de riesgo de inversion directa, asignando contratos y licitaciones a empresas privadas a través de la rondas 1, 2, 3 y 4, con tecnologia para recuperacion mejorada de hidrocarburos (Ver Imagen 3).

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Imagen 6. Nuevo modelo de producción de acuerdo con la reforma energética con mecanismos de asignación de actividades

Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 8.

Con relación a la asignacion de contratos y licitaciones que el estado otorga (Ver Imagen 4), en la Reforma se establece que la Secretaría de Energía administra los hidrocarburos y la Secretaria de Hacienda establece el regimen fiscal que permite definir los tipos: Contratos de servicio – por efectivo; Contratos de utilidad compartida – por porcentaje de utilidad compartida; Contratos de produccion compartida – por porcentaje de la produccion obtenida, y Contratos de licencia – Transmision onerosa (costoso) de los hidrocaburos. (Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013)

Imagen 7. Diagrama de asignación de tipos de contratos por la SENER y SHCP

Fuente. Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 17.

Para 2010, se contaba con un total de 52.6 MMBpce (Miles de millones de barriles petroleros crudo equivalente) convencionales y 60.2 MMBpce no convencionales de recursos prospectivos (porciones recuperables de hidrocaburos dentro del yacimiento) recuperables y 13.4 MMBpce 1P (Reservas probadas) 24 MMBpce 2P (Reservas Probables) y 42.2 MMBpce de 3P (Reservas Posibles) (Ver Imagen 5). (Secretaría de Energía, 2010)

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Imagen 8. Prospectiva de reservas de hidrocarburos 1P, 2P y 3P prometedoras en México

Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del Estado. Pag. 7.

De acuerdo con el Plan quincenal de licitaciones de la Secretaria de Energía (SENER) que presentó para la exploración y extracción de hidrocarburos 2015-2019 (Secretaría de Energía, 2015), con el cual se busca impulsar la inversión pública y privada en la industria extractora de petróleo, la distribución de bloques queda repartida en los estados de Veracruz, Tamaulipas, Campeche, Tabasco en tierra y el Golfo de México en aguas someras y profundas (Ver Imagen 6).

Respecto de la exploración convencional de hidrocarburos, se estima la licitación de 379 Áreas, 130 en zonas terrestres, 108 en aguas someras y 141 en aguas profundas, con un recurso prospectivo total de 14,643 MMbpce y una superficie de aproximadamente 136,630 km2. De las anteriores se resalta la porción terrestre, la cual aporta el 69% de los recursos prospectivos a ser licitado”.

Para la extracción de hidrocarburos, de las cuales 95 son Asignaciones de Resguardo (AR) con producción vigente de hidrocarburos y un volumen remanente de 28,961 MMbpce, se estima que el resto de las áreas contengan un recurso remanente de 39,243 MMbpce.

Zonas terrestres: Las áreas de licitación a partir de campos terrestres se ubican en las entidades federativas de Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz, Puebla, Tabasco y Chiapas. Estas poseen un volumen remanente en sitio de 4,143 MMbpce y una superficie aproximada 4,343 km2, las cuales contienen campos maduros y campos pendientes de desarrollo. Estos recursos se dividirán entre cuatro rondas de licitación, en las que la mayor parte de los recursos se planean licitar en las dos primeras rondas (Secretaría de Energía, 2015, p. 40)

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Imagen 9. Mapa de Plan Quinquenal de licitaciones agendadas para la asignación de exploración y explotación de hidrocarburos 2015 - 2019

Fuente: Secretaría de Energía. (2015). Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos 2015 – 2019. Pag. 41.

Aceite extra-pesado: Se estima que las áreas a licitar para la extracción de aceite extra-pesado definidas para las rondas de licitación poseen un volumen remanente en sitio de 16,679.8 MMbpce y la superficie en su conjunto es de aproximadamente 261 km2. Los campos se ubican costa afuera frente a las costas de Tabasco y Campeche. El aceite crudo de estos yacimientos es de alta viscosidad y se asocia la presencia de gases amargos como el ácido sulfhídrico (H2S). Dada su ubicación, los tirantes de agua oscilan entre 20 a 400 metros aproximadamente, con la excepción del campo Nab descubierto en un tirante de agua de 670 metros y que se clasifica también como de aguas profundas.

Aguas someras: Las áreas a licitar para la extracción de hidrocarburos en aguas someras corresponden a campos ubicados bajo un tirante de agua inferior a 500 metros. La totalidad de las áreas a licitar poseen recursos de aceite medio a super ligero con gas asociado y se estima que el volumen remanente en sitio es de 4,742 MMbpce. La superficie por licitar es de aproximadamente 1,024 km2. En su mayoría las áreas a licitar están conformadas por campos descubiertos pendientes de desarrollo.

Se localiza en Aguas Territoriales frente a las costas de Campeche, Tabasco y Veracruz.

Aguas profundas: Las áreas a licitar se concentrarán en la Ronda 2, las cuales se ubican a una distancia de 30 a 60 km de la línea de costa y cuentan con un volumen en sitio de 489 MMbpce; con una superficie aproximada de 102 km2.

Exploración recursos convencionales: Se considera la licitación de 379 áreas a licitar para la exploración de hidrocarburos convencionales, de los cuales 74 se localizan en la provincia petrolera de Burgos, 67 en Tampico-Misantla, 43 en Veracruz, 54 en las Cuencas del Sureste y 141 en la provincia petrolera del Golfo de México Profundo. Entre los elementos de análisis para la selección de áreas de exploración se encuentra la estimación de recursos prospectivos documentados, la distribución geológica de las posibles trampas visualizadas, la orientación de las estructuras geológicas y la cobertura sísmica de las áreas.

Exploración de recursos no convencionales: Para la exploración de

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recursos no convencionales, el Plan Quinquenal considera la licitación de 291 áreas y abarcan una superficie de aproximadamente 33,959 km2, con recursos prospectivos estimados de 24,612 MMbpce. A partir de las evaluaciones del potencial, los recursos no convencionales de hidrocarburos se distribuyen en las provincias petroleras de Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. Asimismo, se tienen identificadas las formaciones Pimienta del Jurásico Superior, y Agua Nueva del Cretácico como dos playas que en diversas partes del territorio nacional se encuentran superpuestos. Estas áreas a licitar se encuentran distribuidas en las Entidades Federativas de Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Veracruz, Hidalgo y Puebla.– (PetroQuiMex, 2014).

Otros paises con mercados mas abiertos en comparacion con México, cuentan con mas desarrollo de infraestrutura y participacion dentro y fuera de sus fronteras por una buena administracion.

Conforme a la infraestructura de Exploración y Producción, transporte y manejo de hidrocarburos seguidos por refinación, petroquímica y comercialización, en la Tabla 1, se observa una activa participación de Noruega que cubre los campos de asignación de concesiones y asociaciones a terceros, cuenta con una empresa estatal en operaciones upstream (exploración y extracción), cuenta con participación privada y extranjera de empresas, los precios son liberalizados para combustibles y cuenta con alta actividad de downstream (Refinación).

Tabla 2. Comparación de México vs otros países en infraestructura

Fuente: Adaptado de Universidad Autónoma de San Luis Potosí, S/F, p. 18.

ASPECTOS LEGALES PARA EMPRESAS PRIVADAS POST REFORMA ENERGETICA

La reforma Constitucional publicada en el año 2013 que incluye modificiaciones de los Articulos Constitucionales 25, 27 y 28 establece los siguientes principios (Camara de diputados, 2014):

El estado mexicano mantiene el control y propiedad de los hidrocarburos.

La participación de terceros en el sector de hidrocaburos a través de distintos tipos de

contratos y un nuevo régimen fiscal.

PEMEX se convierte en una empresa más productiva del estado (No mas monopolización).

Restructuracion del sector energético con nuevas entidades, nueva definición de roles y fortalecimiento de las

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entidades reguladoras (CNH, SENER, SHCP CRE)..

La Legislación Secundaria delinea a detalle el alcance de la Reforma Energética; las definiciones, los objetivos, las funciones, las responsabilidades, los límites a decisiones arbitrarias, los procesos de toma de decisiones, los requerimientos para reportar

información al público, las infracciones, etc. que el país debe acatar (Cochran, Legislación Secundaria y Reforma Energética, 2014).

En la Tabla 2 se listan las iniciativas de Ley constituyentes relativas a la Reforma Energética y las respectivas Cámaras que las originaron.

Tabla 3 Contenido de iniciativas de leyes constituyentes a la reforma energética

Fuente: Wordpress.com: Cochran, M.: Apuntes sobre Energía. Obtenido de Legislación Secundaria.

De acuerdo con la Legislación Secundaria, se permitirá la apertura de actividades en materia de upstream y downstream, a través de contratos con un nuevo régimen fiscal, convirtiendo al mismo tiempo a Pemex en una empresa más activa en la industria fortaleciendo en la CNH y el CRE como agentes de reguladores en las actividades de upstream y downstream.

“Con respecto a los hidrocarburos, la intención de estas leyes es establecer las reglas a seguir para desarrollar los recursos del subsuelo y, consecuentemente, terminar con el monopolio de Pemex (aunque no se privatiza, es importante aclarar). Así, la intención es poner la responsabilidad de gestionar la propiedad de estos recursos en organismos regulatorios”. - (Cochran, Legislación Secundaria y Reforma Energética, 2014)

La ley regulará, entre otras, las siguientes modalidades de contraprestación (DIARIO OFICIAL, 2014):

En efectivo, para los contratos de servicios;

Con un porcentaje de la utilidad, para los contratos de utilidad compartida;

Con un porcentaje de la producción obtenida, para los contratos de producción compartida;

Con la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez que hayan sido extraídos del subsuelo, para los contratos de licencia, o

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Cualquier combinación de las anteriores.

Considerando la ley de hidrocarburos, es una ley básica para el reconocimiento de actividades de empresas petroleras privadas para realizar actividades en la industria de hidrocarburos dentro del territorio de la nación.

III.1 Ley de hidrocarburos

La ley de Hidrocarburos tiene como iniciativa regular las actividades en territorio nacional a partir del artículo 2 que señala:

I. El Reconocimiento y Exploración Superficial, y la Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

II. El Tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, Transporte y Almacenamiento del Petróleo;

III. El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así como el Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización y Expendio al Público de Gas Natural;

IV. El Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización y Expendio al Público de Petrolíferos, y

V. El Transporte por ducto y el Almacenamiento que se encuentre vinculado a ductos, de Petroquímicos

Considerando que la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos es la más importante debido a que aborda los tratos de gobierno a empresa en cuanto a impuestos y comisiones (contrapresiones) es la que más resalta para la investigación a continuación.

III.2 Ley de ingresos sobre hidrocarburos

De acuerdo con la nueva Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (más importante para conocer los principios legales de una empresa petrolera en la participación en México), los siguientes artículos resumidos son considerados como los de mayor impacto para realizar negocios tomando en cuenta las comisiones, cargos de impuestos, entre otros que se acuerden entre empresa y gobierno (Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión, 2014)

Artículo 2.- Sin perjuicio de las demás obligaciones

fiscales de los Contratistas y Asignatarios, el Estado

Mexicano percibirá ingresos por las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos conforme a lo siguiente:

“Por Contrato, las Contraprestaciones establecidas a favor del Estado…”

“Porcentaje de Recuperación de Costos: un porcentaje que la Secretaría fijará en las bases de licitación…”

“Cuota Contractual para la Fase Exploratoria…”

“Precio Contractual de los Condensados…”

“Precio Contractual del Gas Natural: el Precio del Gas Natural producido en el Área Contractual, en dólares…”

“Precio Contractual del Petróleo: el Precio del Petróleo producido en el Área Contractual, en dólares…”

“Regalía: Contraprestación a favor del Estado Mexicano determinada en función del Valor Contractual del Gas Natural, del Valor Contractual de los Condensados o del Valor Contractual del Petróleo”.

“Valor Contractual de los Condensados: es el resultado de multiplicar, en el Periodo de que se trate: i) el Precio Contractual de los Condensados por ii) el volumen de los condensados en Barriles, en el Punto de Medición del Área Contractual…”

“Valor Contractual de los Hidrocarburos: la suma del Valor Contractual del Petróleo, el Valor Contractual del Gas Natural y el Valor Contractual de los Condensados”.

“Valor Contractual del Gas Natural: es el resultado de multiplicar, en el Periodo de que se trate: i) el Precio Contractual del Gas Natural por ii) el volumen, en millones de BTU de Gas Natural, en el Punto de Medición del Área Contractual…”

“Valor Contractual del Petróleo: es el resultado de multiplicar, en el Periodo de que se trate: i) el Precio Contractual del Petróleo por ii) el volumen de Petróleo en Barriles, en el Punto de Medición del Área Contractual…”

Artículo 21.- “En los Contratos de servicios de

Exploración y Extracción de Hidrocarburos, los Contratistas entregarán la totalidad de la Producción Contractual al Estado y las Contraprestaciones a favor del Contratista serán siempre en efectivo y se establecerán en cada Contrato considerando los estándares o usos de la industria”.

Artículo 23.- “Los Contratos preverán el pago mensual

a favor del Estado Mexicano de la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria, por la parte del Área Contractual que no se encuentre en la fase de producción, de conformidad con las siguientes cuotas”:

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I. Durante los primeros 60 meses de vigencia del contrato

1,150 pesos por kilómetro cuadrado

II. A partir del mes 61 de vigencia del contrato y en adelante

2,750 pesos por kilómetro cuadrado

Los valores para las cuotas mensuales contempladas en este artículo se actualizarán cada año…

Artículo 24.- “Los Contratos preverán

Contraprestaciones cada Periodo denominadas Regalías, a favor del Estado Mexicano. El monto de las Regalías se determinará para cada tipo de Hidrocarburo…”

I. “Al Valor Contractual del Petróleo, se le aplicará la siguiente tasa”:

a) “Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea inferior a 48 dólares de los Estados Unidos de América por Barril, de 7.5%, y”

b) “Cuando el Precio Contractual del Petróleo sea mayor o igual a 48 dólares de los Estados Unidos de América por Barril”:

Tasa = [(0.125 x Precio Contractual del Petróleo) + 1.5]%

II. “Al Valor Contractual del Gas Natural, se le aplicará la siguiente tasa”:

a) “Cuando se trate de Gas Natural Asociado”:

Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100

b) “Cuando se trate de Gas Natural No Asociado”:

i. “Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea menor o igual a 5 dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU, de 0%”;

ii. “Cuando el Precio Contractual del Gas Natural sea mayor a 5 y menor a 5.5 dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU”:

Tasa = [ (Precio Contractual del Gas Natural – 5) x 60.5 / Precio Contractual del Gas Natural] %

iii. “Cuando el Precio Contractual de Gas Natural sea mayor o igual a 5.5 dólares de los Estados Unidos de América por millón de BTU”:

Tasa = Precio Contractual del Gas Natural / 100

III. “Al Valor Contractual de los Condensados se le aplicará la siguiente tasa:”

a) “Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea inferior a 60 dólares de los Estados Unidos de América por Barril, de 5%, y”

b) “Cuando el Precio Contractual de los Condensados sea mayor o igual a 60 dólares de los Estados Unidos de América por Barril”:

Tasa = [(0.125 x Precio Contractual de los Condensados) – 2.5] %

“Para la determinación de las tasas para el cálculo de las Regalías contempladas en este artículo se deberán considerar los efectos de las variaciones en el Índice de Precios al Productor de los Estados Unidos de América…”

Artículo 39.- “Los Asignatarios pagarán anualmente el

derecho por la utilidad compartida aplicando una tasa del 65%…”

Artículo 40.- “Para la determinación de la base del

derecho por la utilidad compartida, serán deducibles los siguientes conceptos”:

I. “El 100% del monto original de las inversiones realizadas para la Exploración, recuperación secundaria y el mantenimiento no capitalizable, en el ejercicio en el que se efectúen;”

II. “El 25% del monto original de las inversiones realizadas para el desarrollo y extracción de yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en cada ejercicio;”

III. “El 10% del monto original de las inversiones realizadas en infraestructura de Almacenamiento y transporte…”

Del derecho de exploración de hidrocarburos

Artículo 45.- “El Asignatario estará obligado al pago

mensual del derecho de exploración de hidrocarburos, por la parte del Área de Asignación que no se encuentre en la fase de producción, de conformidad con las siguientes cuotas”:

I. Durante los primeros 60 meses de vigencia de la asignación

1,214.21 pesos por kilómetro cuadrado

II. A partir del mes 61 de vigencia en adelante

2,903.54 pesos por kilómetro cuadrado

“Las cuotas del derecho de exploración de hidrocarburos se actualizarán cada año en el mes de enero…”

De las obligaciones de los asignatarios

Artículo 46.- “Los Asignatarios estarán obligados al

pago del impuesto sobre la renta por los ingresos que obtengan por las actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos…”

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“Para efectos de la determinación del impuesto sobre la renta, aplicaran los siguientes porcentajes”:

I. “El 100% del monto original de las inversiones realizadas para la Exploración, recuperación secundaria y el mantenimiento no capitalizable, en el ejercicio en el que se efectúen;”

II. “El 25% del monto original de las inversiones realizadas para el desarrollo y extracción de yacimientos de Petróleo o Gas Natural, en cada ejercicio, y”

III. “El 10% del monto original de las inversiones realizadas en infraestructura de Almacenamiento y transporte indispensable para la ejecución de las actividades al amparo de la Asignación, como oleoductos, gasoductos, terminales o tanques de Almacenamiento, en cada ejercicio”.

Del impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos

Artículo 55.- “El impuesto por la actividad de

exploración y extracción de hidrocarburos se calculará mensualmente aplicando por cada kilómetro cuadrado que comprenda el Área Contractual o el Área de Asignación, las siguientes cuotas”:

I. Durante la fase de exploración 1,583.74 pesos, y

II. Durante la fase de extracción 6,334.98 pesos.

“Las cuotas del impuesto previsto en el presente Título, se actualizarán anualmente…”

Esta Ley se ubica más en la lógica de la captura de recursos fiscales que en la de garantizar la seguridad energética de los próximos 30 años en un mercado totalmente abierto. La Secretaría de Hacienda controla todo el proceso fiscal y económico de las asignaciones de Pemex y de los contratos (licencias, de utilidad y producción compartida y de servicios) con los nuevos participantes, porque su objetivo es la obtención de la mayor renta petrolera, y eso es completamente entendible.

Pero en el diseño fiscal, se pierde el diseño energético institucional y en el caso de Pemex es evidente. Con la iniciativa de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos no se le garantiza una descarga fiscal considerable y, en caso de existir, no queda claro el período de transición. Todo se determinaría en los contratos y en la migración de asignaciones a contratos en el caso de Pemex. (Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión, 2014)

La siguiente Imagen 7, es una ilustración del Diagrama de flujo de visión de la estructura del mercado del sector de hidrocarburos post reforma energética propuesto por la Secretaria de Energía (2013).

Imagen 10. Diagrama de flujo de visión de la estructura del mercado en México

Fuente: Secretaria de Energía / Gobierno de la República, 2013, pág. 27

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Tomando en cuenta la explicación gubernamental de la Secretaria de Energía, se observa los siguientes cambios (cabe mencionar que las empresas privadas ahora tendrán participación directa en la exploración y producción, procesos, transporte y distribución, almacenamiento y reparto local, así como la comercialización en la cadena de crudo y gas.):

Las siguientes Imágenes 8, 9 Y 10, muestran cómo la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE) regulan y son

encargadas de administrar las asignaciones, expedición de licencias a terceros (compañías privadas) para la participación activa en la industria Mexicana. La Secretaria de Hacienda y Crédito Público, es la encargada de administrar las comisiones e impuestos (ISR – Impuesto Sobre la Renta, por ejemplo) a través de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. El régimen fiscal de asignaciones trata de las tasas de impuestos y derechos efectuados del 2015 – 2019.

Imagen 11. Nuevo contexto en el sector energético en México

Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del Estado. Pag. 17.

Imagen 12. Régimen fiscal del sector petrolero

Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del Estado. Pag. 18.

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Imagen 13. Régimen fiscal de las asignaciones

Fuente: Pemex (Septiembre de 2014). Reforma Energética en México y PEMEX como Empresa Productiva del Estado. Pag. 19.

IV. CONCLUSIONES

En cuanto a intereses de nacionales como Pemex, la presente reforma energética le permitirá a esta institución, explotar con rentabilidad, los yacimientos más complejos y costosos, en tierra y en aguas profundas, flexibilizando su presupuesto y disminuyendo el riesgo de inversión permitiendo a terceros operar en reservas tipo P2 Y P3 (probables y posibles) con contratos, licencias y entre otros.

Para una empresa privada que se quiere dedicar a la exploración, explotación o transporte de hidrocarburos (en este caso, explotación, debido a que el gas esquisto es el futuro por su potencialidad), la reforma energética en especial la introducción de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, permite la utilización de

contratos, expedición de licencias, utilidad compartida y servicios abriéndose a nuevos beneficios y terrenos para operar en la industria.

Aunque realmente las empresas privadas en México, no estaban reguladas, sí operaban informalmente a pesar de que por ley estaban prohibidas, ahora por la reforma energética ya se encuentran reguladas bajo la ley. (Pardo, 2011)

De acuerdo con la información analizada, los cambios son significativos posteriormente a la reforma energética, existe un antes y un después de los detalles más relevantes para una empresa petrolera privada como en la siguiente tabla se describe de manera resumida.

Tabla 4. Comparativo de algunos aspectos antes y después de la Reforma Energética

Impactos para una empresa privada petrolera

Aspecto Pre Reforma Energética

Post Reforma Energética

Participación Nula – Pemex es única entidad

Abierta, contratos, licitaciones y concesiones, utilidad compartida, tratados

Operaciones Limitada / Informal Upstream (Exploración y Producción) y Downstream (Manejo y Refinación)

Mercado Cerrado – Mercado de hidrocarburos hermético.

Abierto – Se puede participar directo en la compra y venta de crudo y refinados bajo medidas regulatorias

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Impactos para una empresa privada petrolera

Derechos / Asignaciones No especificados

*Derecho de exploración de hidrocarburos

*Derecho de extracción de hidrocarburos

*Derecho de Utilidad Compartida

*Derecho sobre valor de extracción según precio de los hidrocarburos extraídos

*Participación en utilidades operativas (Empresa – Empresa: Mecanismos de ajuste)

Impuestos y Comisiones

(Contrapresión al Estado)

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Gobierno a empresa (UPSTREAM)

*Cuota para exploración: (De utilidad / producción compartida) – 1,150 y 2,750 MXN x km2

*Impuestos exploración: 1,500 MXN x km2

*Impuestos extracción: 6,000 MXN x km2

*Asignaciones: 65% del valor de hidrocarburos extraídos menos deducciones autorizadas.

*ISR: Deducción por inversiones: Exploración y recuperación secundaria – 100%; Extracción – 25%; Infraestructura – 10%.

*Regalías: Tasa contractual sobre valor de extracción, según precio de los hidrocarburos extraídos *a) Cuando el precio del petróleo sea inferior a 48 USD por barril, de 7.5%, y *b) Cuando el precio del petróleo sea mayor o igual a 48 USD por barril, será una: Tasa= [(0.125*Precio del petróleo) +1.5]%)

Empresa a Empresa (UPSTREAM)

*Licencias / Contratos de: Tasa sobre valor contractual Bono a la firma Cuota exploración (discrecional).

Contrapresión al Contratista

/ Recuperación de costos, gastos e inversiones y participación en utilidades operativas

Fuente: Elaboración propia

Sin embargo, los marcos introducidos por la reforma con respecto a los impuestos y comisiones para los derechos regulados por el gobierno federal, marcan una línea que debe mantenerse al margen para la operación viable de estas empresas con el riesgo de inflación y entrada de crisis en los mercados por el barril de crudo, surgiendo la pregunta de investigación: ¿Cuál es el costo del barril para mantener una empresa petrolera operando en México? (Ver Imagen 11).

100

Imagen 14. Historial de fluctuaciones del precio por barril de EE. UU. a nivel mundial

Fuente: Imagen tomada en tiempo real de la bolsa de valores internacional en la plataforma electrónica (software) de futuros, “FXCM” en su versión 01.15.071017.

2008 – Punto más alto de

inflación de precio por

barril: 144 dlls x bll

2009 y 2015 – Puntos más

bajos por caída de precio

por barril: 40 dlls x bll y 24

dlls por barril

Precio actual: ~64 dlls x bll

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