Reforma Energética
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Reforma Energética 20 13 12 julio www.signumresearch.com Tel. 6237.0861/ 62 / 63 [email protected] RESUMEN EJECUTIVO • El grado de trasformación del sector energético en México es proporcional a la magnitud de los problemas a enfrentar en el largo plazo: una crisis en la producción de petróleo que obligue a la importación. • En otras coyunturas históricas se ha evitado una transformación de raíz, que implique una modificación en la Constitución. En 2013, nuevos elementos magnifican las consecuencias de posponer una vez más una adecuación profunda. • Las dimensiones que debiera abarcar una reforma energética integral son diversas. Identificamos 7 principales: @Signum_Research Signum Research • El crecimiento sostenido en la producción de hidrocarburos. • Aprovechamiento de los recursos de esquisto. • Reducción de la exposición a los precios internacionales de los productos refinados. • Eliminar los subsidios que vulneran las finanzas públicas. • Cambio en la estructura de Pemex. • Una transformación del deteriorado sector eléctrico. • Libre competencia y estándares internacionales de eficiencia. • Es distinta una privatización del sector de hidrocarburos a una privatización de Pemex, aunque ambas requieren una intervención a nivel constitucional. • Consideramos que cualquiera que sea la estructura que se elija, un objetivo tiene que estar claro: la incidencia en el decremento de los precios de los hidrocarburos, dado el potencial de los recursos naturales. • Un punto que en definitiva consideramos inalterable es el Dominio Directo. Por el contrario, el rubro que tendría ser tocado para considerar una reforma de gran calado es una nueva definición de las actividades exclusivas a realizar por el Estado. • Identificamos 3 posibles cambios relevantes que, aunque no son los únicos, son los más naturales. • Privatización completa del sector energético y apertura de la cadena de valor • Apertura de algunas actividades reservadas • Cambio parcial, con Pemex como eje • Sin embargo, todas se decantan por la importancia de Pemex en las finanzas públicas nacionales. • El esquema fiscal que en la actualidad aplica sobre Pemex grava a los ingresos sin tomar en consideración su eficiencia, necesidades de reinversión y mucho menos sus objetivos de mediano y largo plazo. • Consideramos que esta podría ser la última oportunidad que México tendría para aprovechar las ventajas comparativas respecto a otras economías emergentes, iniciando el proceso de modernización del sector energético para lograr mayores tasas de crecimiento. 2 Reforma Energética ¿POR QUÉ ES FUNDAMENTAL UNA REFORMA ENERGÉTICA? México se encuentra en una posición única para cerrar la brecha del Producto Interno Bruto, respecto a la capacidad utilizada actual y la potencial, a través de la maximización en el uso de sus recursos –tanto físicos como humanos-. Con la meta fija de crecer más de 5% anual de forma sostenida, se impone la realidad nacional del sector energético mexicano: una capacidad limitada de producción, deterioro en la infraestructura de abastecimiento y altos precios, todas con un fuerte impacto negativo en la competitividad. En otras coyunturas históricas se ha evitado una transformación de raíz, que implique una modificación en la Constitución. Sin embargo, en 2013 nuevos elementos en la ecuación magnifican las consecuencias de posponer una vez más una adecuación profunda correspondiente a la nueva realidad energética de México y el resto del mundo. Entre los más importantes: 1. Una crítica escasez de gas natural a nivel nacional que ha obligado a importar volúmenes históricos. 2. Saturación grave en la red de provisión eléctrica. 3. Precios internacionales históricamente altos del petróleo. 4. Reconfiguración del mapa económico global ante la búsqueda de fuentes de energía. 5. Presiones crecientes en las finanzas públicas del Gobierno Federal mexicano. • Este es el marco en el cual se dará la discusión de la próxima reforma al sector energético. 3 Reforma Energética 7 EJES FUNDAMENTALES Las dimensiones que debiera abarcar una reforma energética integral son diversas, aunque el deterioro de algunas podría destinar a México a una condición de importador neto de petróleo y gas, aún en posesión de importantes recursos naturales. Identificamos 7 principales. 1. EL CRECIMIENTO SOSTENIDO EN LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS I. CRECIMIENTO DE LAS RESERVAS DE PETRÓLEO Las reservas totales hidrocarburos de México (3P)1 al 1 de enero de 2012 fueron de 43,837 millones de barriles de petróleo crudo equivalente2 (+1.8% a/a), lo cual implicó el primer avance de los últimos 4 años. La cifra ubicó a la tasa de restitución de reservas 3P en 107.6% -por cada barril extraído se compensa con 1.07 en reservas-, por lo que la relación reserva-producción es de 32.3 años para las 3P, aunque para las reservas probadas (1P) es tan sólo de 10.2 años. Si bien en la Presidencia de Felipe Calderón se incrementó de forma importante la inversión en exploración, la estrategia de Pemex llega tarde en consideración del declive observado en el yacimiento de Cantarell de más de -70% en 2011 (que participó del 64% de la producción máxima histórica), desde el máximo alcanzado en 2003, y que condujera a un retroceso consistente de los niveles de reservas en el periodo 2001-2010. La inversión es insuficiente. A pesar de contar con márgenes de rentabilidad correspondientes a un monopolio que podrían permitir un flujo financiero apropiado, el régimen de extracción al cual es sometido Pemex se lo impide. En 2012, el Gasto en Inversión (CAPEX) fue de P$311.5 miles de millones (+25.1% anual), de los cuales el 88% correspondió a Exploración y Producción, 9.3% a Refinación, y 2.7% al resto. No obstante, por barril producido la tasa compuesta anualizada de crecimiento (TACC) la inversión en exploración de los últimos 22 años es apenas del 7%. La condición es más complicada a la luz de los resultados logrados. En 2011 los pozos descubiertos fueron 8, de los cuales sólo 2 son de petróleo, por lo que la proporción de éxito, es decir aquellos explorados que lograron ser productivos, fue de 48.5%, prácticamente sin cambios respecto a al observado en 2007. En 2012 se descubrieron dos más en aguas profundas del Golfo de México, en el Cinturón Plegado Perdido (Trión 1 y Supremus). Las perspectivas iniciales eran atractivas, aunque se han diluido con el avance de las pruebas de las reservas y los estudios de accesibilidad. Ante el decremento en el rendimiento de la producción de crudo en los principales pozos explotados, Pemex confía en la exploración en aguas profundas para incrementar la producción; aproximadamente a 4 millones de barriles diarios, respecto al actual de 2.54 millones, en los próximos 12 años. La capacidad de estimada total por explotar en el Golfo de México es de 27 mil millones de petróleo crudo equivalente (pce). 1 Probadas, probables y posibles. 2 Petróleo Crudo Equivalente: es una forma utilizada a nivel internacional para reportar el inventario total de hidrocarburos. Es resultado de sumar los volúmenes de aceite crudo, de condensados, de los líquidos de planta y del gas seco equivalente a líquido. 4 Reforma Energética Gráfica 1. Reservas de Pemex Gráfica 2. Producción (millones de barriles diarios) Gráfico 3. Producción de crudo de Pemex Gráfica 4. CAPEX por segmento de negocio por cuencas Fuente: Pemex. 5 Reforma Energética II. CRISIS DE DESABASTO DE GAS NATURAL Las caídas de los precios del gas natural en Norteamérica (región con los precios más bajos a nivel mundial, derivados del auge en la producción estadounidense mediante la fracturación hidráulica), han propiciado que la industria nacional migre a tecnologías de abastecimiento energético con base en este hidrocarburo. Adicionalmente, los beneficios en eficiencia que trae el uso de gas en la generación de electricidad, mediante plantas de ciclo combinado (con mayor generación y un aprovechamiento de entre 75-80% de los combustibles utilizados), han incrementado la dependencia de CFE para la provisión eléctrica. Sin embargo, la producción de gas de Pemex crece a una tasa insuficiente (TACC: +7% en los últimos 21 años) para abastecer la demanda nacional (residencial e industrial). La falta de tecnología y rezago en infraestructura ubica la relación actual costo-beneficio de producir en México en niveles altos, y ante recursos limitados, la decisión ha sido la importación. Por el contrario Pemex ha enfocado sus esfuerzos en la producción y exploración, con mayores márgenes de ganancia ante los precios actuales, es por ello que el presupuesto de CAPEX se enfoca en el crudo superficial, así como exploración en agua profundas. Las importaciones de gas natural son crecientes. De acuerdo con la Agencia de Información Energética (EIA, por su sigla en inglés), las importaciones desde EE.UU. crecieron +24% en 2012, a 1.69 mil millones de pies cúbicos diarios (pp.cc.dd.), lo cual implica más del 30% sobre la oferta del hidrocarburo por producción nacional. Recientemente, se han acelerado las licitaciones y proyectos de inversión de gaseoductos para mejorar el abastecimiento en el corto plazo, con la importación de gas barato desde EE.UU. El primero fue Los Ramones, cuya primera fase estará lista en 2014, y conectará al eje de abastecimiento de Agua Dulce, al oeste de la sección del Golfo de México en territorio de Texas, a Reynosa. Es desarrollado por la empresa estadounidense Sempra Energy (US$570 millones) Se espera que la capacidad total del proyecto Los Ramones alcance 3.4 mil millones de pp.cc.dd. en 2015, con la unión del complejo Eagle Ford, en Texas, hacia la parte central de México. En tanto, la segunda fase, de aproximadamente 1,000 km, aún no tiene fecha de inicio, ya que las licitaciones apenas comenzaron. Del lado de EE.UU., se desarrolla un conducto de 124 millas hacia la frontera con México. El proyecto es ejecutado por la empresa texana NET Midstream. En abril de 2013 se anunció un nuevo proyecto con la empresa japonesa Mitsui (US$460 millones). Se desarrollará en Arizona, desde Tucson hasta Sasabe, para la importación de aproximadamente 770 millones de pp.cc.dd. 6 Reforma Energética Gráfica 5. Producción Nacional de Gas Natural Gráfica 6. Importación Nacional de Gas Natural Fuente: Secretaría de Energía, Sistema de Información Energética. Fuente: Secretaría de Energía, Sistema de Información Energética. 2. APROVECHAMIENTO DE LOS RECURSOS DE ESQUISTO3 México tiene un excelente potencial para el desarrollo de sus recursos de gas y petróleo de esquisto, principalmente los almacenados en la costa del Golfo de México. Los recursos de esquisto técnicamente recuperables se estiman en 545 billones de pies cúbicos (pp.cc.) de gas natural y 13.1 mil millones de barriles de petróleo y condensados. La zona más grande en recursos es la extensión mexicana del complejo Eagle Ford Shale, conocida como la Cuenca de Burgos, con reservas de gas de esquisto técnicamente recuperables estimadas en 343 billones de pp.cc. y 6.3 millones de barriles de crudo. Se identifican otros recursos potenciales hacia el sureste del país, aunque estructuralmente más complejos para explotar, y más inciertos respecto a su contenido exacto. La última evaluación de Pemex, realizada en 2012, señala 141.5 billones de pp.cc. de gas, que comprende 104.7 billones de gas seco y 36.8 billones de pp.cc. de gas mojado, así como 31.9 mil millones de barriles petróleo de esquisto bituminoso y condensado. Los primeros proyectos de explotación de gas de esquisto en México se iniciaron a finales de 2011. Hasta el momento, Pemex tiene perforados al menos seis pozos en la Cuenca de Burgos -las cuencas del sur no han sido tocadas-, y contempla la producción de gas de esquisto al inició de 2015, para incrementar su producción en aproximadamente 2,000 millones de pp.cc. en 2025. La inversión estimada para este proyecto es de US$1,000 millones para perforar 750 pozos, con un flujo inicial en 2014 de US$575 millones. Sin embargo, se estima que podría sea mayor, ya que la explotación inicial han sido costosa (entre US$20-$25 millones por cada pozo) y ha proporcionado tasas de flujo de gas modestas (aproximadamente 3 millones de pp.cc. por pozo, con una fuerte tendencia a la baja). 3 Las estimaciones corresponden a las publicadas por la EIA en el reporte Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, junio 2013. 7 Reforma Energética Tabla 1. Países destacados en recursos de esquisto Petróleo Rusia EE.UU. China Argentina Libia Venezuela México Paquistán Canadá Indonesia Mundo miles de barriles 75 58 32 27 26 13 13 9 9 8 345 Gas China Argentina Argelia EE.UU. Canadá México Australia Sudáfrica Rusia Brasil Mundo billones de pies cúbicos 1,115 802 707 665 573 545 437 390 285 245 7,299 Fuente: U.S. Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, junio 2013. Gráfica 7. Distribución de los recursos de esquisto de México Cuenca de Sabinas Plataforma Coahuila Cuenca de Burgos Plataforma de San Luis Potosí Cuenca de Tampico Cuenca de Veracruz Cuencas en prospecto Cuencas en explotación Fuente: U.S. Energy Information Administration, Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States, junio 2013. Cuenca Salina Cruz 8 Reforma Energética 3. REDUCCIÓN DE LA EXPOSICIÓN A LOS PRECIOS INTERNACIONALES DE LOS PRODUCTOS REFINADOS, MEDIANTE EL AUMENTO DE LA PRODUCCIÓN Las actividades de refinación y petroquímica de Pemex registran la menor productividad y rentabilidad de toda la cadena productiva, ya que reciben una baja participación del presupuesto de CAPEX. De acuerdo a las leyes reglamentarias que rigen a la paraestatal, los recursos de inversión deben enfocarse en aquellas áreas de negocio más rentables para la empresa. Aunque es preciso destacar que el deterioro se explica por décadas de ausencia de distribución suficiente de flujos financieros para renovación y construcción de infraestructura. Fue hasta finales de la década de 1990 cuando las inversiones más importantes se registraron, entre ellas las expansiones del complejo de Cadereyta (+40,000 bb.d.p. 4) y Minatitlán (+60,000 bb.p.d.). Lo anterior sin contar la anunciada en 2010, que dio paso al proyecto de una nueva refinería en Tula, la cual ha sufrido diversos retrasos y contratiempos en la ejecución; se espera que entre en operación en 2017. También se contempla la construcción de una más en Salina Cruz, que incrementará la producción en +30,000 bb.d.p. en los próximos 3 a 4 años. Paradójicamente, este eslabón es el que mayor impacto tiene sobre los precios percibidos por los consumidores finales, principalmente las gasolinas y el diésel. En consideración del escenario actual de altos precios del crudo, la eficiencia en los procesos de transformación de hidrocarburos es crucial para no incrementar los precios de forma importante. México no sólo produce a través de empresas privadas, sino los transporta desde el extranjero, todo a cargo de las Finanzas Públicas. Gráfica 7. Producción de principales refinados Gráfica 8. Utilidad Operativa segmentos de Refinación, Petroquímica y Gas Fuente: Secretaría de Energía, Sistema de Información Energética. Fuente: Reportes trimestrales, Pemex. 4 Barriles de petróleo diario. 9 Reforma Energética 4. ELIMINAR LOS SUBSIDIOS QUE VULNERAN LAS FINANZAS PÚBLICAS Liberar los precios es uno de los pilares fundamentales, porque es la forma más efectiva de que el beneficio de la abundancia de los recursos naturales de hidrocarburos se traslade a los consumidores mexicanos, observando un aumento del poder adquisitivo. El punto anterior debe ir necesariamente acompañado de un aumento en la eficiencia en los procesos de extracción y producción, reduciendo los costos a un nivel competitivo, lo cual sólo se alcanzaría con competencia –varios participantes en la industria-. Sostener un nivel artificial en los precios genera los peores incentivos en una economía donde la clase media es altamente vulnerable, en términos de política económica, así como aquellos relacionados con el aumento de emisiones de CO2 y desgaste de otros recursos naturales. Los subsidios a la gasolina y diésel no son instrumentos focalizados en mecanismos que mejoren la calidad de vida de los estratos sociales medios, sino generalizados a todos los segmentos de la pirámide de ingreso. Por lo tanto, el consumo de gasolina es aprovechado en su mayoría por la transportación privada. En este sentido, dejar a la libre determinación del mercado los precios también resta presiones a las finanzas públicas, por lo que una Reforma Fiscal que vaya de la mano de la Energética es crucial, que no sólo toque este tema sino la dependencia de la Hacienda Pública de los recursos petroleros (tema que más tarde se abordará). Con el aumento de la producción de petróleo de EE.UU., la EIA estima que en 2020 el país se convertirá en el productor mundial de petróleo más grande del mundo, y con ello transitaría a una condición de exportador neto. Actualmente, importa alrededor del 20% de sus necesidades totales de energía. El 11% de las importaciones de crudo provienen de México, detrás de Arabia Saudita y Canadá, por lo que el impacto sería de gran escala para las finanzas públicas, ante la pérdida de aproximadamente un tercio de los ingresos totales de la Hacienda Pública. En 2012, las exportaciones de crudo cayeron a P$772.7 mil millones (-0.03% a/a). Gráfica 9. Subsidios a la gasolina y diesel Fuente: Ley de Ingresos de la Federación, SHCP. Nota: cifras negativas implican subsidios, positivas ingreso por impuestos. 10 Reforma Energética 5. CAMBIO EN LA ESTRUCTURA DE PEMEX Se debe diferenciar entre una estructura competitiva para el sector energético nacional y una estructura corporativa eficiente para Pemex –ambos con implicaciones Constitucionales y no excluyentes entres sí-. En la segunda incorporamos la autonomía de gestión para determinar los flujos de inversión necesarios para lograr las metas de producción, necesaria independiente de la decisión sobre el sector en conjunto. En este punto se cierra la discusión que inició en nuestro tema previo, ya que liberar a Pemex del peso del presupuesto público es fundamental para comenzar la normalización financiera y una agresiva estrategia de inversión. Estimamos que se deberán cubrir tres puntos fundamentales: 1. Estrategia en aguas superficiales y yacimientos en tierra: la experiencia y eficiencia de los procesos de Pemex en estos segmentos productivos son altos, por lo que consideramos que el control en esta área sería apropiado. 2. Aguas profundas y gas natural: este es el segmento que demandará mayores recursos ,y donde carece de mayor experiencia y tecnología. La incursión –asociación- de empresas extranjeras será crucial para alcanzar los procesos más eficientes que ofrezcan la mayor rentabilidad respecto a los costos asociados. De continuar con el monopolio de la producción y explotación, se deberá dar un paso adelante respecto a los contratos integrados5 que actualmente sostiene, donde aprovecha la experiencia de las empresas privadas en la recuperación de producción petrolera en pozos maduros. Sin embargo, los contratos pagan un premio en efectivo sobre objetivos particulares de crudo producido. 3. Atención de los segmentos de refinación y producción de derivados. Tabla 2. Contratos Integrados ganados (1° y 2° Ronda) y en concurso (3° Ronda) Zona 1° Ronda 2° Ronda Carrizo Magallanes Santuario Arenque Pánuco Altamira Tierra Blanca San Andrés Zona 3° Ronda Tarifa pactada (US$/bbl) Incremento en la producción de 55 millones de barriles diarios Dowell Schlumberger 9.4 Petrofac 5.01 Petrofac 5.01 Incremento en la producción de 70 millones de barriles diarios Petrofac 7.9 Petrofac/Dowell Schlumberger 7 Cheiron Holdings Ltd. 5.01 Monclova Pirineos/Alfacit del Norte 4.12 Monclova Pirineos/Alfacit del Norte 3.49 Producción Reservas 3P (miles de bpe) (millones de bpe) 94 1048 40,376 134 393 993 11,084 248 588 341 43 431 Compañía contratada Pitepec Soledad Amatitlán Miquetla Humapa Miahuapan Inversión mínima (US$mm) 33 205 117 50 35 3 24 24 Recursos estimados (millones de bpe) 252 128 252 86 157 101 Fuente: Reportes trimestrales, Pemex. 5 Contratos de riesgo regularmente pagan a las empresas socias con una proporción de la producción, es por ello que se incentiva a maximizar el volumen extraído y por tanto la eficiencia de los proyectos. En México, estos incentivos se truncan al fijarse tarifas de mercado para pagar los volúmenes extraídos. 11 Reforma Energética 6. UNA REFORMA INTEGRAL DE ENERGÍA NO DEBE OLVIDAR AL DETERIORADO SECTOR ELÉCTRICO En diciembre de 2012, la electricidad producida por la Comisión Federal de Electricidad fue de 21,044 GW/h (-1.2% anual), aproximadamente el 71% se generó mediante instalaciones termoeléctricas, principalmente de ciclo combinado –de uso de gas como principal combustible-; en tanto, la tecnología hidroeléctrica fue la segunda más importante, aunque con una participación muy lejana, con un 9.7%. Con base en una mayor eficiencia, y la caída en los precios del gas, la tendencia internacional ha migrado a producción mediante plantas de ciclo combinado, por lo que en sintonía ha crecido de forma importante dentro de las tecnologías a disposición de la CFE. Sin embargo, al cierre de 2012 reportaba un volumen producido de 10,082 GW/h (-3.1% anual), explicado por la salida de operación 17,000 MW de generación a causa de la escasez de gas natural, lo que propició el cambio a otras tecnologías con base en combustóleo y diesel (energéticos más caros); en tanto, el uso de plantas hidroeléctricas creció +18%. La magnitud de las fallas alcanzó la entrada de 22 alertas de insuficiencia de suministro mínimo requerido por las plantas de cogeneración, que sumó un déficit de 201.3 millones de pies cúbicos de gas (aproximadamente P$18,913.5 millones). La importación del hidrocarburo fue necesaria, aunque con un estrepitoso aumento de +14.5% a/a en los costos de producción, que se transmitió parcialmente a los consumidores: la electricidad es aproximadamente +86% más cara que en EE.UU. Las cifras de generación deben ser complementadas por la crítica condición que alcanzó la red de abastecimiento de CFE en 2012, por falta de mantenimiento. El margen mínimo de reserva fue superado a la baja en 15 ocasiones durante la temporada de máximo consumo –es decir, durante el verano, donde se alcanza un aumento de la demanda energética entre 10 a 20% respecto al regular en el resto del año-. De acuerdo a la regulación el margen mínimo debe ser de 6% respecto a la generación máxima de la capacidad instalada. En 2012, CFE reportó 15 lecturas inferiores a dicho nivel, lo cual expuso a diversas zonas del país a interrupciones en el flujo eléctrico. Gráfica 10. Generación Total de Electricidad Fuente: Sistema de Información Energética. 12 Reforma Energética 7. LIBRE COMPETENCIA Y ESTÁNDARES INTERNACIONALES DE EFICIENCIA EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS Y DE ELECTRICIDAD En general, el monopolio energético ha propiciado una explotación a los consumidores mexicanos, con una provisión de bienes y servicios ineficiente, así como precios altos, a cambio de una mala administración de los recursos y una baja tasa de reinversión. Las estructuras de mercado monopólicas se traducen altos precios de los energéticos a nivel nacional, ya que por cada resistencia en desarrollar un eslabón de la cadena de valor se incrementan los costos adicionales de inversión. Pemex es el monopolio de la extracción y producción de gas y petróleo, así como en la producción de refinados y petroquímicos básicos. Esta estructura le permitió por mucho tiempo mantener rezagada la estrategia de inversión en exploración, lo cual se tradujo en el estancamiento de las reservas, y el deterioro de infraestructura. La Comisión Federal de Electricidad mantiene el control de la distribución de energía y gas, aunque permite la participación en la generación de electricidad a diversos inversionistas privados, aunque con precios controlados. La falta de inversión se ha traducido en caídas de la producción, almacenamiento y transportación, así como la saturación en la red eléctrica e insuficiencia de los gaseoductos actuales. La mejor disciplina para cualquier empresa es la competencia de mercado. Sin embargo, antes de pensar en liberar el sector energético es preciso considerar un marco regulatorio fuerte, creíble, firme y eficiente que permita la competencia, y evite caer en un extremo de concentración en manos privadas –como la experiencia del sector mexicano de telefonía fija-. A continuación mencionamos algunos puntos básicos a garantizar, antes de pensar en el ingreso de empresas privadas en el sector: 1. Protección jurídica a la inversión, así como incentivos económicos al ejercicio de la misma. 2. La búsqueda de la maximización de los beneficios de la producción de energéticos, y en esta medida la reducción de los precios finales. 3. Desarrollo del sector energético en todas las fases de la cadena de valor. 4. Apropiado esquema de concesiones y cobro de impuestos, que permita trasferir valor a la Nación (propietaria de los recursos naturales). 5. Que el Estado asuma únicamente los papeles de regulador, administrador y beneficiario, los mejores desde el punto de vista económico. Con este esquema, la estructura que debería buscarse en el mercado de la energía sería de libre competencia en todos los eslabones de la cadena de valor, inclusive en producción y exploración, donde predomine la transparencia y rendición de cuentas. Como parte de la explotación eficiente de recursos, se deberá revisar el aprovechamiento de las concesiones, y evaluar el posible retiro en caso de una baja explotación, respecto a métricas promedio de mercado. 13 Reforma Energética Reforma Constitucional y privatización: sector de hidrocarburos Es distinta una privatización del sector de hidrocarburos a una privatización de Pemex, con base en las implicaciones que conllevarían; no obstante, ambas requieren una intervención a nivel constitucional. Consideramos que cualquiera que sea la estructura que se elija, un objetivo tiene que estar claro: la incidencia en el decremento de los precios de los hidrocarburos, dado el potencial de nuestros recursos naturales. Para tratar de separar ambas posibilidades, primero, abordaremos el estatus constitucional actual para determinar qué cambios se pueden realizar y de qué grado serían sus implicaciones, de acuerdo al papel que Pemex podría fungir. Posteriormente, trataremos las resistencias de carácter fiscal, que contextualizan dichos cambios y el margen de ejecución. El Artículo 27 dice que el subsuelo, y algunos contenidos específicos6, así como las aguas, son propiedad originaria de la Nación. El párrafo 4°, en específico, trata el concepto de Dominio Directo, que otorga a la Nación la propiedad originaria y absoluta, así como la privada de los hidrocarburos. Asimismo el párrafo 6°, que establece que el dominio es inalienable e imprescindible, afecta el aprovechamiento de los recursos al establecer que el derecho de beneficiarse de los recursos del subsuelo y de las aguas sólo será aquel que derive de una concesión. Sin embargo, en este principio se bifurca el régimen de determinados recursos energéticos, estableciendo dos especies: 1. Recursos concesionables en su explotación por particulares (recursos hidráulicos para la energía eléctrica, recursos renovables, y combustibles-minerales sólidos). 2. Recursos reservados para su explotación exclusiva por organismos federales (petróleo y demás hidrocarburos de hidrógeno, así como minerales radioactivos). En diversos momentos históricos se han realizado reformas constitucionales en excepciones al principio general de explotación de los recursos naturales mediante concesión, aunque sin variar la naturaleza misma del régimen jurídico general de la propiedad del territorio nacional. La más importante, en este sentido, y que sería el preámbulo a la expropiación de 1938, fue la delimitación de los territorios y reservas energéticas que serían explotadas por el Estado. Después de esta, se definieron las áreas estratégicas como ámbito de la actividad económica reservada al Estado: a. Exploración, explotación y producción de petróleo e hidrocarburos. b. Petroquímica básica. c. Minerales radioactivos y generación de energía nuclear. Lo anterior, con base en que implican la producción de materias primas básicas y estratégicas para el desarrollo económico de la Nación. 6 Todos los minerales o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de los terrenos, tales como… los combustibles minerales sólidos, el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólido, líquido o gaseoso. 14 Reforma Energética Posibles cambios Un punto que en definitiva consideramos inalterable es el Dominio Directo, ya que sería la base constitucional para definir el beneficio a extraer de la estructura de explotación los hidrocarburos. Por el contrario, el rubro que tendría ser tocado para considerar una reforma de gran calado es la definición de las actividades exclusivas. Identificamos tres posibles cambios relevantes que, aunque no son los únicos, son los más naturales. Inclusive, algunos podrían ser complementarios. A. PRIVATIZACIÓN COMPLETA DEL SECTOR ENERGÉTICO Y APERTURA DE LA CADENA DE VALOR La eliminación de la producción exclusiva de los hidrocarburos por parte del Estado (Pemex) implicaría la entrada de otros competidores en la producción y exploración de petróleo y gas, refinación, así como en la petroquímica básica. El mecanismo natural sería el de concesión, con la permanencia de los requisitos legales para constituirla7, con vigencia de largo plazo y sujeta a la cancelación en caso de un uso ineficiente. Implicaría la modificación del Artículo 27 y su Ley Reglamentaria, la última actualmente permite el monopolio que constituye Pemex. En el segmento de exploración y producción, el punto crucial es que las empresas podrán beneficiarse de la producción total de los hidrocarburos de primera mano, es decir, vender a cualquier demandante (nacional o internacional). La renta petrolera se concretaría en un pago al Estado por el aprovechamiento de los recursos que originalmente son de la Nación: cuotas asociadas al otorgamiento y mantenimiento de concesiones, así como impuestos. Con una estructura bien diseñada que sea atractiva para la inversión privada, consideramos que este esquema es el idóneo, ya que se alinearían los incentivos de explotación-producción-riesgo sin distorsionar los precios de mercado. Los segmentos de trasformación (refinación y petroquímica básica) sólo incorporarían en los precios el valor agregado de cada segmento de la cadena de valor, sin intermediarios que los alteren. Aquí cabe la posibilidad de la incursión de empresas integradas, o bien de diversos participantes del mercado enfocados en procesos particulares. El mecanismo de concesión podría solicitar una evaluación previa para determinar la entrada de las empresas idóneas. Necesariamente, esta opción implicará la creación de un organismo fuerte, o bien la adjudicación a uno existente, que procure la competencia, como se realizó en el sector eléctrico con la Comisión Reguladora de Energía en los segmentos donde la iniciativa privada es permitida, así como la ejecución de las concesiones. Pemex fungiría como un participante más del sector, abriendo la posibilidad a contratos de riesgo con base en la compensación con hidrocarburos, pero sin duda con una modificación en su estructura corporativa. 7 Por personas físicas o morales. Las primeras de nacionalidad mexicana, y en el caso de las segundas constituidas en México, bajo los lineamientos establecidos por la normatividad nacional. 15 Reforma Energética La reducción de la participación de mercado de la empresa podría concretarse en etapas. Primero, podría ser tratada como la empresa dominante, con beneficios sobre el mercado, para normalizar su situación financiera y posteriormente dejarla en un entorno de libre competencia. No obstante, estimamos que este es el escenario menos probable, con base a la importancia fiscal que Pemex mantiene. B. APERTURA DE ALGUNAS ACTIVIDADES RESERVADAS Aquí estimamos 2 posibilidades, las discutimos por su impacto en la transformación del sector (de menor a mayor), aunque la constante es el papel de Pemex como intermediario relevante a lo largo de la cadena de valor: 1. Apertura de la exploración y producción, con exclusividad en refinación y petroquímica: esta es la menos probable, ante la incapacidad de Pemex de poder transformar el crudo y gas de forma eficiente en refinados y petroquímicos, así como de los grandes montos de inversión necesarios para modernizar la infraestructura necesaria. Se mantendría el control de los precios de los refinados (principalmente las gasolinas), pero el alivio en las finanzas públicas sería efímero. 2. Exclusividad de exploración y producción, apertura en refinación y petroquímica: las implicaciones de este cambio no serían de gran valor en el largo plazo, ya que si bien liberarían de presiones a los recursos financieros de inversión, Pemex ya se enfoca en el segmento de exploración y producción, y registra las mayores resistencias para continuar la estrategia de aumento de reservas. Es importante señalar que esta sería la de menor fricción política en su discusión. C. CAMBIO PARCIAL CON PEMEX COMO EJE Aquí exponemos dos escenarios donde, sin duda, Pemex se mantiene como el principal participante del sector de hidrocarburos: 1. Apertura en toda la cadena de valor, con un organismo intermediario: se concretaría la posibilidad de una incursión de empresas privadas en la exploración y producción privada, aunque se limitaría la venta de los hidrocarburos al Estado, para conservar los beneficios del aprovechamiento (renta petrolera), como en los otorgados actualmente. Aquí cabe la posibilidad de que Pemex mantenga en exclusiva la explotación en yacimientos en tierra y aguas superficiales. En el otro extremo, los eslabones de transformación tendrían varias empresas, que comprarían los hidrocarburos primarios a Pemex para realizar en competencia sus actividades productivas. 16 Reforma Energética Permanecería la distorsión de los precios al conservar un intermediario en la cadena de valor –totalmente ajeno a los procesos naturales de operación-, lo cual pondría mayor presión a la Reforma Fiscal para minimizar el impacto futuro en el presupuesto público. • En un escenario de precios altos, a pesar del premio por mayor producción, existiría un nivel de precios donde el beneficio podría ser maximizado sin que la producción sea la óptima. • En un escenario de bajos precios, si el Estado comprara el crudo a las empresas tendría que hacerlo al menos al precio de mercado, que sumado al premio de producción adicional podría incurrir en un subsidio al volumen. Consideramos que este escenario es el más probable. 2. Privatización de Pemex: este escenario es totalmente distinto que el resto. Implica la apertura de inversión privada a la empresa, mediante su salida al mercado de valores, conservando el monopolio en la ejecución de la producción y exploración (cabe la posibilidad de una apertura en refinación y petroquímica). Operativamente, hemos abordado los puntos cruciales a atender en la sección anterior. Aunque el esquema preferido sería que el Estado mantenga la mayoría del capital (inclusive con algunas restricciones extremas como prohibición a la entrada de inversión extranjera), con un imprescindible otorgamiento de autonomía de gestión, parte de las utilidades se asignarían a los inversionistas privados, por lo que el esquema de la renta petrolera tendría que replantearse para atraer a los flujos financieros8. Los esquemas podrían ser variados, aunque la controversia principal sería la repartición de una proporción de los beneficios de los hidrocarburos a privados. El impacto que tendría la cotización en la BMV de Pemex sería positivo para el mercado de capitales nacional, tanto en profundidad como en amplitud. Al ser un monopolio, mantiene márgenes de rentabilidad altos, que serían catalizados por una mejor administración. Adicionalmente impulsaría el valor de capitalización de forma importante; por ejemplo, en EE.UU. las empresas del sector energético representan aproximadamente el 11% del índice S&P500 (43 empresas), mientras que en el FTSE100 de Inglaterra representan el 17% (8 empresas), y en el Hang Seng de Hong Kong representan 10% (6 miembros). Una opción adicional sería únicamente la presencia de contratos de riesgo con pago con producción. Esta opción no es viable, ya que al igual que la apertura completa, sería perder el control directo de la renta petrolera. Es importante mencionar que este esquema no es ajeno a Pemex. Entre 1949 y 1951 se celebraron 17 contratos de riesgo, que comprometían porcentajes de la producción de hidrocarburos obtenidos de la perforación de pozos, que nunca bajaron del 15% y que se extenderían por un plazo de 25 años. Durante el régimen de Gustavo Díaz Ordaz se cancelaron estos contratos definitivamente, bajo la administración de Jesús Reyes Heroles quien terminó el último en 1970. 8 Nadie invertiría en una empresa donde el Estado extrae todo el beneficio. 17 Reforma Energética SERVICIOS Consideramos que en una apertura completa del segmento de servicios (almacenamiento, transportación y distribución) no sería sujeto de intenso debate, como en el caso de la producción de petróleo, por lo cual seguiría la misma dinámica que se realiza en el sector del gas, mediante concesiones. Aquí se precisa la presencia de un regulador, que podría ser la misma Comisión Reguladora de Energía, ejerciendo las mismas funciones para la cadena productiva del crudo. No obstante, la estructura de mercado dependerá de lo que se proponga para la producción y exploración de gas y crudo. Se necesitaría de la definición de los actores de mercado con la capacidad de vender de primera mano, así como los que comprarán de ellos y transformarán. Gráfica 11. EBITDA 12M, 2012 (millones de P$)* Fuente: Signum Research. *BMV excluyendo instituciones financieras. Gráfica 12. Margen EBITDA 12M, 2012 (millones de P$)* Fuente: Signum Research. *BMV excluyendo instituciones financieras. 18 Reforma Energética Importancia Fiscal de Pemex Con la reestructuración de Pemex en 1993, en la cual se separan las 4 principales áreas de negocio (Exploración y Producción, Refinación, Gas y Petroquímica, Petroquímicas), también se incorporó un esquema fiscal paralelo necesario para una organización por subsidiarias, que tuvo por objeto introducir indicadores básicos de eficacia de la industria, y asegurar al gobierno federal la recaudación en forma consistente con el esquema fiscal tradicional para evitar cargas fiscales mayores. De acuerdo a la Ley de Ingresos de la Federación, Capítulo II (De las Obligaciones de Petróleos Mexicanos), Artículo 7o: Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios estarán obligados al pago de contribuciones y sus accesorios, de productos y de aprovechamientos, excepto el impuesto sobre la renta, de acuerdo con las disposiciones que los establecen y con las reglas que al efecto expida la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Tabla 3. Ley de Ingresos de la Federación, 2013 Millones de P$ Proporción 2,498,646.5 100% Derechos de Hidrocarburos 787,561.4 32% Ordinario 659,522.1 26% Para el Fondo de Estabilización 103,171.7 4% Otros 24,867.6 1% Ingresos Totales del Gobierno Federal Ingresos de Organismos y Empresas 1,102,425.5 44% Pemex 478,432.5 19% CFE 338,828.5 14% IMSS 31,133.5 1% ISSSTE 41,811.3 2% Fuente: www.diputados.gob.mx Concretamente, de acuerdo a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, los ingresos petroleros al Presupuesto federal se derivan de: a) Derechos e impuestos. b) Derechos sobre extracción de petróleo. c) Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes. d) Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), aplicado a gasolina y diesel. 19 Reforma Energética PRINCIPALES INGRESOS El más importante son los denominados Derechos Ordinarios, que son los pagos anuales que hace Pemex Exploración y Producción aplicando una tasa de 74% (2008), y que reducirá paulatinamente a 71.5% (2012), a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año y las deducciones permitidas, entre las que se encuentran las inversiones realizadas y los derechos por otros conceptos que paga la empresa. En segundo lugar, le sigue en importancia los Derechos para el Fondo de Estabilización. En este caso Pemex Exploración y Producción pagará anualmente una tarifa cuando el precio de barril de petróleo exceda cierto nivel. Por lo regular, son proporciones progresivas conforme escale el precio, determinado en US$. El tercero en importancia es el Derecho Extraordinario sobre Exportación de Petróleo grava los ingresos excedentes por exportación de petróleo, que se calculan aplicando la tasa de 13.1% sobre el valor que resulte de multiplicar la diferencia que exista entre el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo y el precio estimado en la Ley de Ingresos de la Federación, por el volumen total de exportación acumulado de petróleo crudo. PRINCIPALES IMPUESTOS a) Derechos a los Hidrocarburos (Renta Petrolera) b) Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS), por concepto de enajenación de gasolina y diesel para combustión automotriz. c) Impuesto al Valor Agregado d) Determinación y pago de los impuestos a la exportación de petróleo crudo, gas natural y sus derivados (en caso de que el Ejecutivo Federal los establezca). e) Impuesto a los Rendimientos Petroleros (IRP) f )Impuesto a la Importación de Mercancías (Pemex y sus organismos subsidiarios determinan individualmente los impuestos a la importación y demás contribuciones que se causen con motivo de las importaciones que realicen). En el rubro de impuestos, el más importante es el IVA, que contribuye de forma importante a los ingresos del Gobierno Federal, que grava las ventas internas de petroquímicos y petrolíferos que comercializa Pemex a una tasa de 15% y de 10% en las zonas fronterizas. El IEPS grava la gasolina y el diesel para uso automotriz. Cuando dicho impuesto resulta negativo, como en el caso de 2006 y 2007, significa que el precio de venta de la gasolina al público resultó inferior al precio de compra que realizó Pemex, y es el Gobierno Federal quien afronta el costo de este subsidio (las estimaciones para 2013 eran de –P$24.5 mil millones absorbidos por el Gobierno Federal derivados de esta materia). El Impuesto a las Utilidades Petroleras se calcula aplicando la tasa de 30% a los rendimientos de Pemex y sus organismos subsidiarios (con excepción de Exploración y Producción). 20 Reforma Energética El esquema fiscal que en la actualidad aplica sobre Pemex grava sin tomar en consideración su eficiencia, necesidades de reinversión y mucho menos sus objetivos de mediano y largo plazo. Por ejemplo, en 2008 aproximadamente el 74% de los ingresos petroleros del Gobierno Federal fueron gastados mediante presupuesto, mientras que 26% se destinarán a los Fondos de Estabilización, en apoyo a ciencia y tecnología, para propósitos de fiscalización y para ser transferidos a los estados y municipios por ser parte de la Recaudación Federal Participable (RFP). Como resultado del régimen fiscal al cual Pemex está sometido, la empresa reporta pérdidas contables. En efecto en el periodo 2000-2012 la Utilidad Neta (diferencia entre el rendimiento antes de impuestos menos los impuestos, derechos y aprovechamientos que paga Pemex), fue negativa. Sin embargo, es importante señalar que únicamente la extracción de los ingresos directos de Pemex son los derivados de las operaciones, ya que tanto el IEPS como el IVA resultan de los impuestos indirectos que cobra a los consumidores por la adquisición de los productos Pemex (petroquímicos y petrolíferos). Por tanto, se hace inminente la necesidad de tener un esquema fiscal que cumpla con los siguientes objetivos: 1. Optimizar la operación de la empresa y en consecuencia la selección de inversiones. 2. Ser confiable y predecible en términos de recaudación. 3. Asimilar a Pemex al régimen fiscal en el país. 4. Que no sea complejo, haciendo su administración más trasparente, estableciendo una relación equilibrada entre el Gobierno Federal y Pemex. Nuevamente, es necesaria la autonomía de gestión que le permita controlar directamente las Utilidades Netas (después de impuestos) para la inversión en expansión y modernización, así como los gastos para la investigación y desarrollo. Por tanto, deberá ser liberado de la renta petrolera, para que sea totalmente autónomo, contribuyendo a la maximización y aumento del bienestar de la Nación a través de la producción, y no de la extracción fiscal. Un primer intento se realizó en la reforma del régimen impositivo de Pemex, en 2008. El cual permitía el establecimiento de una tasa de ganancia teórica sobre los activos –equivalente a la que obtendría en una estructura de mercado de competencia-, se determina antes de impuestos, y se obtiene la “Utilidad Normal”. Posteriormente, se cobra una tasa impositiva sobre dicha utilidad, para obtener el flujo financiero que Pemex puede controlar para asignarlo a la estrategia de crecimiento e inversión. En consistencia, la inversión de Pemex salió del presupuesto del Gobierno Federal desde 2009. Esta, parte de la renta petrolera puede ser invertida en el mejoramiento de la operación de la empresa; no obstante, el esfuerzo actualmente es insuficiente, ya que no se contempla la evolución de los gastos de inversión de la estrategia de exploración (que regularmente se comportan de forma irregular a lo largo de los proyecto), ni como parte de un plan de crecimiento de largo plazo. 21 Reforma Energética También se le otorgó a Pemex el control directo del mecanismo de contratación de pasivos. Este factor podría fortalecer la posición financiera derivada si tuviera la opción de un mayor autofinanciamiento, sobre todo si se considera su posición actual de monopolista -reflejado en los altos márgenes EBITDA respecto a las empresas comparables del sector energético global-. La situación financiera es otra. La Deuda Total en 2012 fue de P$784.8 millones (+0.3% anual), con un perfil de largo plazo (85%) y una razón Deuda a Activos Totales de 38.8%. La métrica es sustancialmente superior al promedio observado en la industria global, en alrededor de 20%. Asimismo, los beneficios a empleados es el rubro preponderante en el balance general de Pemex, que si bien no son obligaciones a convertirse en efectivo en el corto plazo, sí representan un lastre en consideración de la apertura de la empresa a inversión privada. Al cierre de 2012, representaron el 56% de los pasivos totales de Pemex, y el 63.7% de los Activos totales, a P$1.3 billones (millón de millones). Si consideramos que en el ejercicio se tuvo un Capital Contable negativo, el impacto es mayúsculo. Gráfica 13. Evolución de los Impuestos (millones de P$) Gráfica 14. Métricas del Estado de Resultados de Pemex Fuente: Reportes trimestrales, Pemex. Fuente: Reportes trimestrales, Pemex. 22 Reforma Energética Tabla 4. Pasivos de Pemex, 2012 Pasivos Totales Circulantes Créditos Bancarios Créditos Bursátiles Otros Pasivos con costo Proveedores Impuestos por pagar No circulantes Créditos Bancarios Créditos Bursátiles Otros Pasivos con costo Otros Pasivos no Circulantes Beneficios a empleados Provisiones Fuente: Reporte trimestral, Pemex. Miles de millones de P$ 2,295.2 235.8 73.3 40.9 61.5 44.0 2,059.4 134.8 535.8 1,358.7 1,288.5 63.8 Proporción 100.0% 10.3% 3.2% 1.8% 2.7% 1.9% 89.7% 5.9% 23.3% 59.2% 56.1% 2.8% 23 Reforma Energética Conclusiones El grado de trasformación del sector energético en México es proporcional a la magnitud de los problemas a enfrentar en el largo plazo: una crisis en la producción de petróleo, que obligue a un desabasto en el suministro eléctrico para el sector industrial y doméstico; y la importación de gas natural en lugar de explotar los recursos propios. Consideramos que esta podría ser la última oportunidad que México tendría para aprovechar las ventajas comparativas respecto a otras economías emergentes, iniciando el proceso de modernización del sector para lograr mayores tasas de crecimiento. En consideración de 2 puntos: (1) el tiempo de explotación para igualar la tasa de crecimiento de la producción a la demanda, y (2) la evolución de la población y la industria, así como de sus necesidades energéticas. De no lograr una trasformación de fondo, las reformas estructurales no tendrán el mismo impacto sobre el desarrollo económico nacional. Los cambios en la legislación de hidrocarburos históricamente han respondido a la realidad económica vigente. Sin embargo, nunca entorno a un objetivo de sustentabilidad de largo plazo. Los valores fundamentales impregnados en la Constitución durante los años cuarenta no tienen ya cabida en una realidad de mercados globalizados de alta competencia y especialización, donde el Estado tienen la obligación y mandato de aprovechar sus recursos de la mejor manera para el bien de la Nación. El Estado debe regular la actividad económica de mercado, donde se debe evidenciar la protección al consumidor y la garantía del abasto para la población. Por tanto, su principal tarea debiera ser regular la libre competencia en de la actividad económica del sector energético en función del interés general, ya que es la mejor manera de hacer frente a los retos del futuro. El derecho imprescindible e inalienable del Estado sobre los recursos naturales no está en duda. Se tendrán que emprender adecuaciones a nuestra legislación y consolidar las reformas a los organismos que integran la industria petrolera estatal, con el objeto de que sus recursos impulsen el desarrollo económico y social del país. Un factor adicional son los avances en la producción en otras partes del mundo, principalmente EE.UU. El rezago en la producción nacional de hidrocarburos no sólo implicaría pérdida de competitividad, sino una grave crisis en la Hacienda Pública, debido a la fuerte dependencia de la renta petrolera. En este contexto, consideramos que no sólo bastará la trasformación de la estructura corporativa de Pemex, para lograr un equilibrio sustentable de largo plazo, es tiempo de observar la estructura del mercado, migrando a una de completa competencia. La transición no será de corto plazo ni automática, será necesario un fortalecimiento del marco legislativo e institucional para evitar la concentración en manos privadas, así como para garantizar la maximización del beneficio de los recursos naturales a la población, mediante mecanismos de mercado: precios bajos e impuestos. 24 Reforma Energética P S M E *** 12/07/13 CLAVE DEL REPORTE 1 2 3 4 5 6 (1) AUTORÍA P = Reporte Propio A = Reporte Asociado E = Reporte Externo (2) ENFOQUE S = Sectorial E = Económico Rf = Renta fija Nt = Nota técnica M = Mercado (3) Geografía M = México E = Estados Unidos L = Latino América G = Global (4) Temporalidad P = Periódico E = Especial (5) Grado de dificultad * = Básico ** = Intermedio *** = Avanzado (6) Fecha de publicación DD/MM/AA www.signumresearch.com Tel. 6237.0861/ 62 / 63 [email protected] Este documento y la información, opiniones, pronósticos y recomendaciones expresadas en él, fue preparado por Signum Research como una referencia para sus clientes y en ningún momento deberá interpretarse como una oferta, invitación o petición de compra, venta o suscripción de ningún título o instrumento ni a tomar o abandonar inversión alguna. 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