Petróleo
Algunas Propuestas Fiscales para Pemex
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.
Petróleos Mexicanos (Pemex) identificó once proyectos estratégicos que podrían desarrollarse bajo la modalidad de contratos mixtos. Estos esquemas permitirían la participación de empresas privadas en la explotación de campos petroleros, con ingresos proyectados superiores a 74 mil 844 millones de dólares. Energía y Ecología MX te trae la información.
Entre las condiciones establecidas se incluyen bonos a la firma por más de 8 mil millones de dólares, que servirían como garantía para la paraestatal. Varias compañías ya han manifestado su interés en participar en estos desarrollos, los cuales abarcan siete campos de aceite, tres de gas y uno de alta complejidad técnica.
Carlos Slim: inversión en Pemex; Grupo Carso busca explotar campo en Veracruz
Uno de los proyectos más destacados es el campo terrestre Ixachi, ubicado en Veracruz. Con una extensión de 192.5 kilómetros cuadrados, este campo tiene potencial para producir 463 millones de barriles de condensados y 6.3 mil millones de pies cúbicos de gas.
Grupo Carso, del empresario Carlos Slim, figura entre las compañías interesadas en participar. De concretarse su participación, ofrecería a Pemex un bono a la firma superior a los cinco mil millones de dólares. El proyecto tendría un costo de 3 mil 197 millones de dólares, con ingresos estimados en 33 mil 674 millones, de los cuales Pemex recibiría más de 18 mil millones.
Recientemente el reconocido empresario, Carlos Slim, llamó a trabajar coordinadamente Gobierno e iniciativa privada, para fortalecer a Pemex. El llamado de Carlos Slim a generar inversión en Pemex busca fortalecer la política de soberanía energética de la 4T.
Otros proyectos de alto potencial en tierra y mar
Otro de los desarrollos clave es el campo marino Pit-Kayab-Utsil, en el Golfo de México. Con un costo de casi seis mil millones de dólares, se proyecta una producción de hasta 200 mil barriles diarios para 2032. Los ingresos totales superarían los 20 mil millones de dólares, con una parte correspondiente para Pemex y otra para sus socios privados.
También destacan campos como Madrefil-Bellota, con interés de Harbour Energy (Reino Unido) y Cheiron (Egipto), y Tamaulipas Constituciones, donde empresas como Sinopec, C5M y Diavaz han manifestado su disposición a participar. En este último, se prevé un bono a la firma de 235 millones de dólares y una inversión cercana a los 900 millones.
Beneficios y limitaciones del modelo mixto
Aunque estos proyectos podrían generar ingresos considerables para Pemex, especialistas advierten que los beneficios serán limitados en el tiempo. La mayoría de las producciones proyectadas alcanzarán su punto máximo en los próximos tres o cuatro años, lo que representa un reto para la sostenibilidad a largo plazo.
Pemex busca equilibrar ingresos con inversión y cubrir parte de sus costos operativos mediante este esquema. Sin embargo, el éxito de los contratos mixtos dependerá de la ejecución técnica, la transparencia en las licitaciones y la estabilidad de las condiciones regulatorias.
La Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo al alcanzar un promedio de 106 mil barriles diarios de combustibles, lo que representó un aumento de 35.77% respecto a abril, de acuerdo con cifras de Petróleos Mexicanos (Pemex). Energía y Ecología MX te trae la información.
Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo 35.77%; aún no opera a máxima capacidad
A pesar del avance, la refinería ubicada en Dos Bocas, Tabasco, continúa sin operar a su máxima capacidad. Durante el mes de referencia, utilizó únicamente el 31.39% de su capacidad instalada, cuyo tope es de 340 mil barriles diarios.
Producción de diésel impulsa el crecimiento en Dos Bocas
El principal motor del crecimiento fue la elaboración de diésel. En mayo se produjeron 50 mil barriles diarios de este energético, lo que significó un aumento de 122.15% en comparación con abril. De ese volumen, 37 mil barriles fueron de diésel ultrabajo en azufre y 12 mil del tipo ecológico.
En cuanto a las gasolinas, se produjeron 43 mil barriles diarios, todos del tipo Magna o verde, con un incremento mensual de 3.34%.
Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo, pero sigue lejos del objetivo
La Refinería Olmeca también procesó 114 mil barriles diarios de crudo en mayo, lo que representó un crecimiento de 36.72% en la separación de los componentes del petróleo para convertirlo en combustibles. Sin embargo, esta cifra equivale apenas al 33.81% de su capacidad total de procesamiento.
La elaboración total de combustibles en Dos Bocas representó solo el 11% del volumen global de Pemex durante el mismo mes, muy por debajo de la meta de 960 mil barriles diarios anunciada por la empresa estatal.
Capacidad plena, hasta 2026: estimaciones internacionales
Aunque la Refinería Olmeca incrementó su producción en mayo, no se prevé que alcance su máxima capacidad en el corto plazo. Según la Agencia Internacional de Energía (IEA, por sus siglas en inglés), será hasta 2026 cuando estas instalaciones estén en condiciones de operar al 100%.
La refinería fue inaugurada en julio de 2022 en el puerto de Dos Bocas, municipio de Paraíso, Tabasco, como parte del plan del gobierno anterior para lograr autosuficiencia energética.
Energía y Ecología informa: Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña, advierte la Cámara Nacional de la Industria de la Transformación (CANACINTRA) de Tabasco, al alertar sobre una situación crítica que afecta directamente a cientos de proveedores locales y amenaza con escalar en las próximas semanas.
Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña
El presidente de la CANACINTRA de Tabasco, Alejandro Díaz, señaló que los impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña al generar un efecto dominó que ya se refleja en embargos, congelamiento de cuentas bancarias y amenazas de cierre de operaciones en diversas empresas del sector energético.
Según Díaz, la situación es insostenible para muchas firmas proveedoras, que están siendo presionadas por el Instituto Mexicano del Seguro Social para el pago de cuotas obrero-patronales, al mismo tiempo que el SAT ha comenzado procedimientos de embargo ante el incumplimiento fiscal derivado de la falta de liquidez.
Empresas se endeudan para sobrevivir
El líder industrial explicó que muchas compañías han optado por endeudarse, reducir su plantilla o recortar salarios para mantenerse operativas. “Están negociando con sus empleados, vendiendo activos o contrayendo créditos impagables, todo para seguir prestando servicios a PEMEX, sin recibir los pagos correspondientes”, señaló.
Impagos de PEMEX ponen en peligro a la industria tabasqueña de forma similar a lo que ya ocurre en Ciudad del Carmen, Campeche, donde la paralización de proyectos ha dejado a muchas micro y pequeñas empresas al borde del colapso.
Efectos colaterales en Tabasco
El impacto no se limita a los proveedores directos. Empresas transportistas, talleres, constructoras, arrendadoras de maquinaria y servicios logísticos también están viendo mermadas sus operaciones por la parálisis de pagos de PEMEX.
La cadena de valor completa se encuentra afectada, comprometiendo incluso la generación de empleo formal en la región. Según datos recientes, varias compañías ya han reducido sus jornadas o suspendido temporalmente contratos debido a la incertidumbre financiera.
Urge una solución interinstitucional
CANACINTRA hizo un llamado a la Secretaría de Hacienda y a la dirección de PEMEX para establecer mesas de trabajo que agilicen los pagos pendientes. Díaz recalcó que los industriales no buscan privilegios, sino condiciones mínimas de estabilidad para seguir operando.
Además, solicitó al SAT y al IMSS contemplar medidas de alivio fiscal y temporalidad en los embargos para evitar el cierre definitivo de empresas clave para el desarrollo regional.
Información de Revista Guinda.
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