La petrolera obtuvo un rendimiento neto positivo en el segundo trimestre de 2021, gracias al comportamiento de una variable exógena a su desempeño operativo

La situación de Pemex es delicada y lo seguirá siendo en el mediano plazo. Los resultados positivos que obtuvo en el segundo trimestre del presente año son circunstanciales y no producto de cambios estructurales. A manera de ejemplo, el rendimiento neto de operación (14,364 millones de pesos), fue posible porque la carga fiscal neta del período (82,128 millones de pesos), resultó prácticamente igual a la utilidad cambiaria (80,200 millones de pesos). La utilidad cambiaria se originó por la revaluación del tipo de cambio del peso frente al dólar, al pasar de 20.6047 el 31 de marzo de 2021; a 19.8027 para el 30 de junio. Dicho de otra manera, Pemex obtuvo un rendimiento neto positivo en el segundo trimestre de 2021, gracias al comportamiento de una variable exógena a su desempeño operativo; pero cuya incidencia en los resultados financieros de la Empresa Productiva del Estado es decisiva, en virtud del enorme peso estructural de la deuda en sus finanzas.

En ese contexto, la iniciativa de Ley de Ingresos para el Ejercicio Fiscal 2022, enviada por el Ejecutivo Federal al Congreso de la Unión; prevé en su artículo 22, que para “efectos de lo previsto en el artículo 39 de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos, los Asignatarios pagarán el derecho por utilidad compartida aplicando la tasa del 40% en sustitución de la tasa prevista en el citado artículo 39.” De ser aprobado este artículo en ambas Cámaras. esto significaría que durante 2022, Pemex pagaría 40% y no el 54% que establece el artículo 39 de la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos (LISH).

Sin duda se trata de una buena noticia para nuestra petrolera, aunque por razones de certeza jurídica, evaluación de proyectos y planeación financiera de mediano plazo, hubiera sido preferible que en lugar de una disposición válida solo para el próximo ejercicio fiscal; el cambio de tasa se estableciera por la vía de una modificación a la LISH.

De hecho, además de reducir el Derecho de Utilidad Compartida (DUC), del 54% al 40%, hacen falta otras modificaciones para que la carga fiscal de Pemex se asemeje al promedio del que tienen las empresas nacionales petroleras.

La más relevante sería actualizar el límite de deducción para cada zona geológica definida en la LISH, conforme a sus costos de producción respectivos. En particular, es urgente aumentar el límite de deducción en aguas someras (donde se realiza la mayor parte de nuestra producción). En efecto, para este tipo de yacimientos, en la reforma hecha en 2005, se estableció un límite de deducción de 6.50 dólares por barril producido. Dieciséis años después, Pemex solo puede deducir el valor más alto entre el 12.5% del valor de la producción y 6.10 dólares. Es decir que, cuando los precios caen por debajo de los 49 dólares, Pemex solo aspira a un límite de deducción de 6.10 dólares por barril producido. En este caso, el límite de deducción debería reflejar el incremento promedio en los costos de producción en este tipo de complejidad geológica, observado entre 2005 y 2021.

Asimismo, es importante definir nuevas zonas de complejidad geológica, en adición a las ya existentes en la Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos. Se deben definir al menos las zonas de campos maduros, aguas ultraprofundas (tirante de agua superior a 1,500 metros) y yacimientos no convencionales, distintos al paleocanal de Chicontepec (que ya está definida en la Ley). En todos los casos, se debe prever un ajuste automático a los límites de deducción cada dos años, en función del incremento en dólares del costo de producción asociado a cada complejidad geológica.

Pensando en la vulnerabilidad de nuestro país en materia de gas natural, pareciera de elemental racionalidad crear un régimen especial para el gas natural no asociado. En el régimen fiscal vigente para Pemex, no se distingue el cobro del Derecho de Utilidad Compartida (DUC), entre el petróleo y el gas no asociado a los yacimientos de crudo. Esta circunstancia hace que la explotación de ciertos yacimientos de gas no sea rentable, por lo que se limita mucho el necesario incremento en la producción de una materia prima, cuya dependencia del exterior rebasa el 90%. La tasa del DUC del gas natural no asociado, debe ser tal que este pueda ser extraído, al menos, sin pérdidas para Pemex. Así, se podría tener una mayor disponibilidad de gas que serviría para propiciar una mayor producción local de fertilizantes y petroquímicos. Además, la producción incremental de derivados, aumentaría en algo la recaudación por ISR, amén de dinamizar la actividad económica asociada.

Ahora bien, la implementación de esta y otras propuestas (como otorgarle a Pemex un porcentaje de recuperación de costos o exentarlo del pago por autoconsumo de hidrocarburos) requiere de una amplia, profunda y redistributiva reforma fiscal; que incremente la recaudación del Estado mexicano y permita reducir la dependencia estructural con los ingresos petroleros.