30 de junio de 2025
Pemex: tiempo de dejar la retórica y
resolver el fondo de los problemas.
Situación actual de la empresa
Esta se analiza a través de la
selección de algunos indicadores que se reportan periódicamente.
Reservas de hidrocarburos
Reservas
de hidrocarburos 2019-2024 (MMB)
|
Nacional
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Probadas
(mmb)
|
6,065.88
|
6,346.78
|
6,119.73
|
6,058.69
|
6,154.64
|
5,978.16
|
|
Probables
(mmb)
|
11,945.02
|
12,102.10
|
11,470.47
|
11,219.61
|
11,515.02
|
11,077.48
|
|
Posibles
(mmb)
|
19,046.88
|
17,726.48
|
17,119.09
|
16,688.14
|
17,515.54
|
16,382.76
|
Fuente: Comisión Nacional de
Hidrocarburos
Los datos indican que de 2019
a 2024 se registró un decremento de 176 mil millones de barriles en las
reservas 1P. Lo mismo sucede con las reservas 2P al pasar de 11 mil 945
millones de barriles a 11 mil 077 millones de barriles, con un descenso de 867
mil barriles. Otro descenso significativo se presenta en las reservas 3P, al
registrarse una pérdida de 2 mil 664 millones de barriles.
La disminución de las reservas
está asociada la declino de los campos maduros y en los nuevos campos a pesar
de su reciente explotación.
Las
reservas según la Constitución vigente son propiedad de la Nación; las reservas
son asignadas a Pemex por el Gobierno Federal y no se registran contablemente debido
a que no son de su propiedad, aunque Pemex no paga un centavo por su
explotación. Sin embargo, el desparecido Derecho de Utilidad Compartido (renta
petrolera) se justificaba en función del uso gratis de estas reservas propiedad de la nación.
Producción
de líquidos (incluye condensados)
Producción de líquidos (miles de barriles), varios años
|
Años
|
Total (miles de
barriles)
|
|
1996
|
2,858
|
|
2000
|
3,012
|
|
2006
|
2,256
|
|
2012
|
2,548
|
|
2018
|
1,833
|
|
2019
|
1,705
|
|
2020
|
1,721
|
|
2021
|
1,779
|
|
2022
|
1,842
|
|
2023
|
1,935
|
|
2024
|
1,759
|
Fuente:
Pemex
La producción de petróleo
líquido a pesar de las inversiones en los campos maduros y en los nuevos
desarrollos que se pensaba compensaría el declino de los primeros (aportan
alrededor del 31% de la producción) no logró recuperarse de manera sostenible
en la administración pasada como se puede apreciar en las cifras que se tienen
al cierre de 2024 con respecto a los años anteriores en particular desde 2021.
A pesar de lo anterior hay que
reconocer que la producción logró revertir su tendencia descendente de años
anteriores alcanzando su mejor nivel en 2023. Sin embargo, el promedio
registrado durante 2024 ha sido poco favorable y la tendencia no permite ser
optimista de lo que venga.
En estos resultados cabe
destacar el declino de los campos maduros, los resultados por debajo de lo
esperado de muchos proyectos y el bajo rendimiento en breve tiempo de la
mayoría de los campos nuevos que han incidido en las metas de producción de la
empresa pública. La mayor producción adicional parece provenir de campos como
Quesqui, Ixachi, Tupilco Profundo, Integral Chuc y Ayatsil, que se consideran
las joyas de la corona de Pemex (Ku Maloob Zaap constituye todavía el activo de
mayor producción: 36% de aceite y 11% de gas).
Los principales activos de
producción son:
-Ku-Maloob-Zaap aportó el 36%
de la producción nacional y 11% de la de gas.
-Activo Litoral de Tabasco
aportó el 20% de la producción nacional de crudo y el 15% de la producción de
gas.
-Activo Bellota-Jujo 13% de la
producción de crudo y 17% de la de gas.
-Activo Abkatún-Pol-Chuc
contribuyó con el 8% de la producción de crudo y el 10% de la de gas.
-Cantarell con una
contribución de 9% de la producción de crudo y 11% de la de gas.
-Activo Reynosa productivo en
cuanto a gas natural, aportando el 9% de la producción nacional.
Por lo que se refiere a la
promesa de la pasada administración manifestada el 1º de septiembre de 2018 de
alcanzar los 2.6 millones de barriles diarios cabe señalar que se quedó muy por
debajo de la cifra obtenida para los seis años de la administración, es decir,
1 millón 769 mil barriles diarios.
La menor producción no es
resultado de una menor inversión, ya que el gasto en capital (CAPEX) de acuerdo
con la metodología internacional se incrementó entre 2019 y 2024 en 110, 619
millones de pesos después de declinar durante varios años previos en particular
en 2018.
La producción de líquidos
sigue a la baja por lo que ahora la estrategia parecer ser la de abandonar la
explotación de nuevos campos centrándose en la explotación de los campos
cerrados desde hace varios años, que requieren menor inversión y tiempo para
ponerlos nuevamente en producción
Proceso de crudo
Proceso de crudo (miles
de barriles) varios años
|
Años
|
Total (miles de
barriles)
|
|
1996
|
1,282
|
|
2000
|
1,227
|
|
2006
|
1,354
|
|
2012
|
1,277
|
|
2018
|
612
|
|
2019
|
592
|
|
2020
|
591
|
|
2021
|
712
|
|
2022
|
816
|
|
2023
|
792
|
|
2024
|
906
|
Fuente:
Pemex
En el proceso de crudo cabe
destacar al cierre de 2024, que, aunque no se logró alcanzar los niveles de
algunos de los años previos sí pudo revertir la tendencia a la baja que se
traía desde 2018 y obtener al cierre de 2024 un nivel superior.
En este sentido, la
recuperación vía inversiones en mantenimiento y rehabilitación de las 6
refinerías existentes incluyendo la modesta producción de Olmeca desde junio
del año pasado y la producción de Deer Park, refinería que pasó a la propiedad
total de Pemex en 2022, logró de manera consistente elevar la producción y
ampliar la oferta de combustibles (gasolina, diésel y turbosina). Esto redujo
las importaciones y permitió la venta de algunos productos al exterior, pero no
se alcanzó la reiterada autosuficiencia de combustibles que era un objetivo del
gobierno pasado, ya que se sigue importando gasolina y diésel para cubrir la
demanda nacional.
A pesar de lo anterior, la
promesa de la administración de AMLO de alcanzar un volumen de producción de 1
millón 500 mil barriles diarios no se cumplieron incluso con la producción
proveniente de la refinería Deer Park.
De acuerdo con varios
analistas los problemas de refinación que tiene las 6 refinerías locales está
asociado al tipo de dieta que tienen, ya que están hechas para procesar crudo
ligero y no pesado, que es el que ahora está ingresando para procesamiento dado
que es el que más se produce (32% ligero y 68% pesado) y que resulta en una
mayor producción de residuales como el combustóleo de menor valor y más
contaminante.
En las cifras de producción
anteriores se excluye la producción de Deer Park, refinería ubicada en Texas,
que se adquirió en 2022, ya que no forma parte del Sistema Nacional de
Refinación, la cual ha venido aumentando desde su compra en 2022. Sin embargo,
incluso con ella el monto total está por debajo de la meta de la empresa en
cuanto a la refinación como ya se anotó anteriormente.
Proceso
de crudo (miles de barriles diarios)
|
Años
|
Proceso
de crudo sin Deer Park
|
Proceso
de crudo con Deer Park (DP)
|
|
2018
|
612
|
612
|
|
2019
|
592
|
592
|
|
2020
|
591
|
591
|
|
2021
|
712
|
712
|
|
2022
|
816
|
1,093 (277 mbd de DP)
|
|
2023
|
792
|
1,051 (259 mbd de Deer Park)
|
|
2024
|
906
|
1,338
(322 mbd de Deer Park)
|
Fuente: Pemex: reportes de resultados
Producción de petrolíferos
Producción de petrolíferos
(miles de barriles diarios)
|
Años
|
Petrolíferos
|
Gasolina
|
Diesel
|
Turbosina
|
Combustóleo
|
Otros
|
|
2018
|
620
|
207
|
117
|
35
|
185
|
76
|
|
2019
|
604
|
203
|
130
|
29
|
150
|
92
|
|
2020
|
586
|
185
|
114
|
18
|
176
|
93
|
|
2021
|
707
|
233
|
118
|
28
|
244
|
84
|
|
2022
|
813
|
271
|
146
|
33
|
258
|
105
|
|
2023
|
786
|
244
|
135
|
36
|
260
|
111
|
|
2024
|
901
|
277
|
180
|
34
|
271
|
139
|
Fuente: Pemex: reportes de resultados
La producción de petrolíferos
en el Sistema Nacional de Refinación (sin Deer Park) en el lapso señalado,
registró un aumento promedio de 45%. Sin embargo, la cifra de 2024 está por
debajo de la meta del Plan de Negocios y del Programa Operativo y Financiero
Anual de Trabajo (960 mbd) así como también la producción de gasolina (308 mbd)
y diésel (189 mbd). Además, cabe destacar el aumento de la producción de
combustóleo (casi igual al volumen de gasolinas), el cual es un producto
altamente contaminante que se cotiza a un precio por debajo de los otros
destilados, cuyo mercado interno principal lo constituye la compra de la CFE
para sus plantas de ciclo combinado; y en el mercado externo es por la
adquisición por algunas refinerías de Estados Unidos de la costa este que lo
procesan para obtener otros productos más limpios. Además, su manejo de
transporte implica que se debe mezclar con aceites ligeros, cuyo consumo
desplaza su uso para otros destinos de mayor valor.
La insuficiente producción de
petrolíferos se tiene que cubrir con importaciones que en tiempos de precios
altos impactan de manera negativa a la empresa pública
Producción de gas natural
Producción de gas (MMPCD) en varios años
|
Años
|
Total (mmpcd)
|
|
1996
|
4,195
|
|
2000
|
4,679
|
|
2006
|
5,573
|
|
2012
|
6,527
|
|
2018
|
4,691
|
|
2019
|
4,675
|
|
2020
|
4,611
|
|
2021
|
4,538
|
|
2022
|
4,571
|
|
2023
|
4,774
|
|
2024
|
4,615
|
Fuente: Pemex
En la producción de gas
natural al cierre de 2024 no alcanzó el nivel de años anteriores, por lo cual
se continuó importando alrededor del 70% de las necesidades del país tanto por
parte de Pemex como de CFE.
Los proyectos tanto propios
como con privados para producir gas tuvieron que ser repetidamente ajustados
(Cantarell fase II que explotaría el domo de gas del pozo Abaktun en el Golfo
de Campeche y Lakach a través de un CSIEE, que explotará un yacimiento en aguas
profundas frente a las costas de Tabasco que ha cambiado de inversionista
varias veces), por lo cual la producción quedó muy por debajo de la meta.
La producción de 2024 alcanzó
4,615 mmpcd, la cual está por debajo de la obtenida al cierre de 2018 y debajo
de la estimada por la misma petrolera en su programa anual.
La dependencia exterior del
gas se ha acentuado durante estos últimos años.
Exportaciones.
Las exportaciones de crudo han
estado por encima del millón de barriles diarios con excepción 2022, aunque el
volumen pasó de 1 millón 184 mil barriles diarios en 2018 a 806 mil barriles
diarios en 2024, es decir una reducción de 378 mil barriles diarios. La mayor
parte de las exportaciones corresponde a petróleo tipo Maya.
Las exportaciones de petróleo
crudo alcanzaron un total de 806 mil barriles en 2024 (monto superior al
establecido en el Programa Operativo Financiero Anual de Trabajo 2024). Sin
embargo, se proyecta que las exportaciones de petróleo crudo se reducan todavía
más, lo que sin duda golpeará las finanzas de Pemex en particular en que deberá
ahora subsidiar al proceso de refinación donde las pérdidas son muy fuertes.
Exportaciones
de petróleo crudo (miles de barriles diarios)
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Exportaciones
de petróleo crudo
|
1,184
|
1,103
|
1,119
|
1,018
|
953
|
1,033
|
806
|
|
Meta
del POFAT
|
ND.
|
993
|
1,088
|
851
|
1,067
|
1,047
|
677
|
Fuente: Informes anuales
Las exportaciones de crudo
desde 2019, han superado las metas de los Programas Operativos y Financieros
Anuales de Trabajo (POFAT), por lo que se considera que frenar su monto
impactará tanto las necesidades de Pemex (deuda pendiente) como del Gobierno
Federal (con su elevado déficit fiscal).
La SHCP proyecta exportaciones
por 892 mil barriles en 2025.
Importaciones
Importaciones
de petrolíferos (mbd)
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Importaciones
totales
|
987
|
847
|
594
|
557
|
743
|
736
|
670
|
|
Importaciones
de gasolinas automotrices
|
578
|
527
|
388
|
341
|
422
|
419
|
391
|
|
Importaciones
de diésel
|
238
|
178
|
114
|
102
|
175
|
173
|
137
|
|
Otros
(gas LP, turbosina y otros) etcétera)
|
171
|
142
|
92
|
114
|
146
|
204
|
142
|
Fuente:
Informes anuales
Durante 2018, las
importaciones de gasolinas por Pemex alcanzaron los 577 mil 500 barriles por
día, cifra superior en 5 % a lo importado en 2017, debido a la reducción en la
producción nacional. En cuanto a diésel, se importaron 238 mil 800 barriles al
día, cifra similar a la de 2017.
Las importaciones de
petrolíferos realizadas por Pemex en el periodo 2019 a 2024, indican que los
volúmenes globales importados se han reducido ligeramente: en 2019 se importó
un total de 847 mil barriles diarios de petrolíferos; en 2024, se importó un
promedio de 670 mbd.
En 2019, la importación de
gasolinas realizada por Pemex alcanzaba los 527 mil barriles por día, de los
cuales y en 2024 se había descendió a un total de 397 mil barriles por día; en
cuanto al diésel, en 2019 el país importó un total de 178 mil barriles por día,
y en 2024, 138 mil barriles diarios. En ambos casos se ha tenido un descenso de
las compras externas.
Las importaciones de gasolina
y diésel tanto de Pemex como de los privados frente al consumo nacional se
muestran en el siguiente cuadro:
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Importaciones
de gasolinas automotrices (mbd)
Pemex
Otros
|
601
578
23
|
606
527
79
|
502
388
114
|
505
341
164
|
556
419
137
|
478
359
119
|
515
391
115
|
|
Demanda
de gasolinas (mbd)
|
787
|
800
|
686
|
739
|
789
|
795
|
800
|
Fuente:
Plan de negocios de Pemex y SENER
Las
importaciones totales de gasolina (Pemex y privados) representaron el 64% del
consumo total en 2024 (era el 76% en 2019)
Por su parte, las
importaciones de gas natural por parte de Pemex ascendieron a 1 mil 316.5
millones de pies cúbicos por día en 2018, pero disminuyeron a 738 millones de
pies cúbicos en 2024, lo que muestra la fuerte dependencia que se tiene del gas
importado dada la insuficiente producción nacional
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Importaciones
de gas seco (mmpcd)
|
1,317
|
973
|
853
|
721
|
639
|
463
|
738
|
Fuente: Informes anuales
En el cuadro siguiente se registran
las importaciones de gas seco (Pemex y otros), la producción y el consumo.
|
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Producción
de gas seco (mmpcd)
|
2,494
|
2,358
|
2,203
|
2,521
|
2,390
|
3,310
|
|
Importaciones
de gas seco (mmpcd)
|
5,216
|
5,450
|
5,949
|
5,742
|
6,177
|
6,660
|
|
Consumo(mmpcd)
|
7,710
|
7,808
|
8,153
|
8,263
|
8,567
|
8,976
|
Fuente:
SENER
Las importaciones de gas seco
con respecto al consumo alcanzaron en 2024 una participación de 74% (67% en
2019)
Por otra parte, la importación
de gas licuado muestra una ligera tendencia al alza. En 2019 se importaron 185
mil barriles de petróleo crudo equivalente por día, de los cuales 131.22 los
importaron empresas privadas (71.0 %) y Pemex importó 53 mil 860 (29.0 %). En
2024, se registró un incremento en las importaciones, sobre todo de Pemex, que
ingresó al país 82 mil barriles de petróleo crudo equivalente por día, 28 mil
más que en 2019. Por el contrario, las empresas privadas redujeron sus
importaciones en 16 mil barriles, ya que importaron un total de 115 mil.
Deuda con proveedores y
contratistas
Deuda a proveedores y
contratistas, saldos al 31 de diciembre de cada año (miles de millones de pesos
corrientes)
|
2018
|
149.8
|
|
2019
|
208.0
|
|
2020
|
281.9
|
|
2021
|
264.0
|
|
2022
|
282.2
|
|
2023
|
368.3
|
|
2024
|
506.0
|
Fuente: Estados Consolidados
dictaminados de Situación Financiera hasta 2024
El monto reportado en 2024
resulta muy superior al saldo registrado en el mismo periodo del año anterior
en cerca de 137.7 mil millones de pesos.
La empresa según diversas fuentes
ha podido cubrir solo el 20% de dicha deuda (información hasta marzo de 2025) recurriendo
al apoyo del gobierno federal y usando las líneas de crédito acordadas con los
bancos.
Deuda financiera
La reducción de la deuda ha
sido un objetivo tanto del plan de negocios de 2019-2023 como de su nueva
versión 2023-2027 que se fijó entre otros mantener un endeudamiento neto de
cero y una mayor disciplina financiera y control presupuestal.
El saldo de la deuda
consolidada expresada en dólares es el siguiente:
Deuda
consolidada, saldos al 31 de diciembre de cada
año
(miles de millones de dólares)
|
2018
|
105,792
|
|
2019
|
105,235
|
|
2020
|
108,435
|
|
2021
|
105,244
|
|
2022
|
102,591
|
|
2023
|
101,993
|
|
2024
|
97,629
|
Fuente:
Estados Consolidados de Situación Financiera
El saldo de la deuda ha
disminuido con el apoyo del Gobierno Federal, que le ha destinado desde 2019 a
2024 un monto de 617, 763 millones de pesos a su pago.
En el cuadro de abajo se tiene
la deuda reportada en los Estados Consolidados de situación Financiera a
precios corrientes, que muestra altas y bajas a partir de 2018.
Deuda
consolidada,
saldos
al 31 de diciembre de cada año
(miles
de millones de pesos corrientes)
|
2018
|
2,048.9
|
|
2019
|
1,983.0
|
|
2020
|
2,259.0
|
|
2021
|
2,249.7
|
|
2022
|
2,091.5
|
|
2023
|
1,794.0
|
|
2024
|
1,978.8
|
Fuente: Estados
Consolidados de Situación Financiera.
La deuda reportada en pesos
muestra un descenso importante desde 2021 debido a que las cifras incluyen la
valuación en pesos de los compromisos denominados en moneda extranjera, que
representan cuatro quintas partes del saldo total, de los cuales el 71% está en
dólares, teniendo alta sensibilidad al tipo de cambio el cual disminuyó.
Cabe destacar que en el lapso
de 2018 a 2021 se acentuó la contratación de la deuda de corto plazo, disminuyó
en 2022, subió en 2023 y volvió a caer en 2024. El pago de la deuda de corto
plazo pone presión en la liquidez de la empresa.
Estructura de los compromisos
de financiamiento
|
|
Deuda
de corto (%)
|
Deuda
de largo (%)
|
Monto
total (miles de millones de pesos)
|
|
2018
|
9.0%
|
91.0%
|
2,048.9
|
|
2019
|
12.4%
|
87.6%
|
1,983.0
|
|
2020
|
17.5 %
|
82.5%
|
2,259.0
|
|
2021
|
23.0%
|
77.0%
|
2,249.7
|
|
2022
|
22.3%
|
76.8%
|
2,091.5
|
|
2023
|
26.6%
|
73.4%
|
1,794.0
|
|
2024
|
21.5%
|
78.5%
|
1,978.8
|
Fuente: Informe financiero de
Pemex y EPS e Informe de evaluación del Plan de Negocios.
La deuda de corto plazo
corresponde principalmente a colocaciones de bonos y a créditos revolventes
(Pemex y PMI Comercio Internacional). El 75% de la deuda de corto plazo está
contratada en los mercados internacionales y el 25% en el mercado local.
El perfil de vencimiento es de
6.4 mil millones de dólares en 2025 y se elevará a 18.7 mil millones de dólares
en 2026 (no considera el saldo de las líneas de crédito revolventes dispuestas,
intereses devengados, otros pasivos de corto plazo ni el monto de la
monetización de bonos del gobierno federal). Está en duda de dónde provendrán
los recursos para cubrir estos compromisos ante la situación de baja liquidez
de la empresa.
Balance financiero (incluye
ventas, gasto de operación, mercancía para reventa, gastos de inversión,
impuestos e intereses)
Este es un indicador que se
fija en el presupuesto de egresos de la federación (PEF) para Pemex en acuerdo
con la SHCP.
Balance
financiero (millones de pesos)
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
Balance
financiero
|
-61,811
|
27,213
|
-110,875
|
64,982
|
38,328
|
56,152
|
81,139
|
|
Meta
Anual
|
ND
|
-55,100
|
-47,000
|
92,687
|
-62,750
|
0
|
145,000
|
Fuente: Informe financiero de
Pemex y EPS e Informe de evaluación del Plan de Negocios.
El indicador de balance
financiero mejoró con respecto a la meta en 2019 y 2022, no cumplió con la meta
en 2020 y en 2021. En 2022 se logró una meta superior a la establecida.
Los resultados se han visto
favorecido por el apoyo otorgado a través del Gobierno Federal que de 2019 a
2024 amontan a 1.7 billones de pesos, aunque la empresa ha publicitado un monto
inferior dado que excluye los créditos fiscales otorgados en 2020 y 2021 y la
reducción de la tasa del DUC de 65% a 40% otorgada en 2020, 2021 y 2022.
El balance financiero registrado
para 2024 fue mucho menor al monto de 145 mil millones de pesos pactado con la
SHCP; esta le ha impuesto un balance para 2025 que será también muy difícil de
cumplir.
Indicadores financieros
En el cuadro anexo se muestran
las principales cifras comparativas de la situación financiera de la empresa
desde 2018 a 2024.
Estado
de situación financiera
|
Indicador
(millones de pesos)
|
2018
|
2019
|
2020
|
|
Balance
financiero
|
-61,811
|
27,213
|
-110,875
|
|
Deuda
consolidada
|
2,082,287
|
1,983,000
|
2,258,727
|
|
Rendimiento
(pérdida) de operación
|
367,400
|
69,851
|
-63,063
|
|
Rendimiento(pérdida)
antes de impuestos
|
281,159
|
13,664
|
-323,480
|
|
Pérdida
neta (utilidad)
|
-180,420
|
-346,135
|
-509,052
|
|
EBITDA
|
551,652
|
397,179
|
180,386
|
|
Total,
activo
|
2,075,197
|
1,891,156
|
1,928,488
|
|
Total,
pasivo
|
3,534,603
|
3,886,560
|
4,333,215
|
|
Total,
patrimonio
|
-1,459,406
|
-1,995,405
|
-2,404,727
|
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024
|
|
64,981
|
38,253
|
56,152
|
81,139
|
|
2,249,696
|
2,091,000
|
1,794,470
|
1,978,772
|
|
228,928
|
445,459
|
122,951
|
-15,990
|
|
12,572
|
420,179
|
228,151
|
-490,307
|
|
-294,776
|
99,998
|
8,152
|
-780,588
|
|
493,420
|
733,947
|
355,000
|
246,494
|
|
2,052,097
|
2,245,558
|
2,303,475
|
2,208,
753
|
|
4,222,098
|
4,014,380
|
3,956,454
|
4,192,528
|
|
-2,170,001
|
-1,768,822
|
-1,652,979
|
1,983,776
|
El balance financiero ha sido
positivo con excepción de 2018 y 2020, aunque no siempre se ha cumplido con la
meta de la SHCP: en 2024 estuvo muy por debajo de la meta de 145 mil millones
de pesos.
La deuda consolidada muestra
una tendencia a disminuir; al cierre de 2024 es 5 % inferior a la registrada en
2018.
La empresa ha tenido pérdidas
desde el 2018 hasta 2021. Sin embargo, registró utilidades en 2022 y 2023, pero
con un fuerte ajuste a la baja en este último año por 91 mil 846 millones de
pesos. En 2024, la empresa registro un fuerte aumento de sus pérdidas,
superiores a las registradas en el 2020 en plena pandemia del COVID 19. El
monto total de pérdidas ascendió en el periodo de 2019 a 2024 a 1 billón 822
millones de pesos; el 77% (1,398 billones de pesos) correspondieron a Pemex
Transformación Industrial.
El EBITDA (ingresos después
del pago de intereses, impuestos, depreciación y amortización) registró un
considerable aumento en 2021 y 2022, pero cayó en 2023 y todavía más en 2024.
El activo se ha elevado desde
2020 y supera ya el registrado en 2018 en 133,556 millones de pesos.
El pasivo, gracias al ajuste a
la baja de la deuda, viene disminuyendo desde 2020, aunque es superior en 18.7%
al registrado en 2018.
La relación pasivos sobre
activos se ha deteriorado a lo largo (de representar el 58.7% pasó a 52.7% en
este periodo), lo que manifiesta la delicada situación financiera de la
empresa.
El patrimonio de la empresa
continúa siendo negativo, pero el monto se ha reducido de 2021 a la fecha: el
patrimonio actual asciende a -1,983,776 millones de pesos frente a -1,459, 406
millones de pesos del 2018
Recursos humanos
El reporte a la Bolsa de
Valores del cierre de 2024 señala un total de 124.9 mil empleados, de los
cuales 98,926 son sindicalizados y 25,074 de confianza. Adicionalmente, en
dicho año se registraron 30 mil empleados temporales.
En las empresas filiales el
número de empleados ascendería a 5 mil de acuerdo con la misma fuente.
En contraste en 2019 había 122,646
empleados, de los cuales 99,937 eran sindicalizados y 22,709 de confianza.
En el lapso de 2019 a 2024 se
habrían creado 1,354 plazas, con todo y la austeridad republicana. No se tienen
cifras de temporales en 2019, aunque es una práctica normal de la empresa y del
sindicato contratar a temporales para varias categorías de obras.
El número de empleos de la
empresa supera ampliamente a los registrados en otras petroleras de un tamaño
similar como por ejemplo Petrobras, la empresa petrolera brasileña empleaba a
46,730 personas en 2023.
Planta
de Personal
|
|
2018
|
2019
|
2024
|
|
Personal
de confianza
|
22,516
|
22,709
|
25,974
|
|
Personal
sindicalizado
|
99,138
|
99,937
|
98,926
|
|
Total
|
121,654
|
122,646
|
124,900
|
Fuente:
Pemex
Robo de combustible (tomas
clandestinas)
Número
de tomas clandestinas
|
Años
|
Número
de tomas
|
|
2018
|
13,822
|
|
2019
|
12,222
|
|
2020
|
10,968
|
|
2021
|
10,929
|
|
2022
|
13,832
|
|
2023
|
14,459
|
|
2024
(junio)
|
6,350
|
Fuente:
Pemex
Desviaciones
volumétricas (mbd)
|
Años
|
Desviación
promedio (mbd)
|
|
2018
|
55,900
|
|
2019
|
6,015
|
|
2020
|
4,302
|
|
2021
|
4,100
|
|
2022
|
11,276
|
|
2023
|
14,924
|
|
2024
(junio)
|
17,869
|
Fuente:
Pemex
Estimación
de pérdidas por robo (miles de millones de pesos)
|
Años
|
(mmp)
|
|
2018
|
39,300
|
|
2019
|
4,645
|
|
2020
|
4,279
|
|
2021
|
7,249
|
|
2022
|
18,744
|
|
2023
|
20,169
|
|
2024
(septiembre)
|
14,972
|
Fuente:
Pemex
Comentario:
A los pocos meses de su
administración AMLO señaló de manera contundente que el robo de combustibles en
los ductos no podía continuar dadas las enormes pérdidas que ello representaba
para la empresa petrolera, lo cual no era más que un signo de la corrupción que
impera en muchas áreas de la administración pública del país.
En este sentido, en mayo de
2019 para evitar que el robo de los ductos continuará lanzó un programa de
arrendamiento de 631 unidades de autotanques para transportar el líquido a todo
el país por vía terrestre y disminuir el transporte por ducto. Esa operación,
aunque fondeada con recursos de Pemex (a través de la filial I.I.I. Servicies)
fue operada por la SEDENA que se encargó de contratar a los conductores y
ejecutar el programa de vigilancia requerido de acuerdo con Pemex Logística.
Los recursos destinados a este arrendamiento sumaron 12 mil 441 millones de
pesos. Las nuevas unidades comenzaron a circular bajo la vigilancia del
Ejército y de la Policía Federal (luego Guardia Nacional).
Asimismo, Pemex reforzó el
área de la subdirección de salvaguarda estratégica con personal, equipo y
capacitación para poder realizar un mejor seguimiento de los ductos y controlar
las actividades de los grupos delictivos; se inyectaron recursos, aunque de
manera insuficiente en el SCADA (siglas en inglés de lo que se conoce como sistema
de obtención de información, control y
supervisión a distancia) que permite tener información sobre la conducción de
combustibles en los ductos y la caída de presión en caso de robo, que había que
modernizarlo conforme el avance tecnológico.
A pesar de lo anterior, el
robo después de disminuir de manera significativa en 2019 se comenzó de nuevo a
disparar desde 2022 aumentando las pérdidas para la empresa ante lo que se
consideró como un involucramiento cada vez mayor de las poblaciones,
autoridades de los diversos órdenes de gobierno, personal de la propia empresa
y un marco legal que permite que los delincuentes puedan librar fácilmente la
cárcel.
El volumen de decomiso de
gasolina y diésel registrado en el primer semestre de 2025, no indica que las
cifras de Pemex son una subestimación de este robo que impacta de manera
negativa a las finanzas de la empresa.
Sostenibilidad
En materia de sostenibilidad
hay varios indicadores que tienen un seguimiento periódico a través de los Reportes
Trimestrales de Pemex a la Bolsa de Valores como son:
-Emisiones de gases efecto
invernadero (GEI).
Petroquímicos (amoniaco)
Índice anual de
emisiones(tCO2e)
2018: 3.3
2023: 2.5
2024 (dic) 3.6 Meta: 2.18
Comentarios:
Las emisiones principales
provienen del equipo de combustión; el
indicador está en aumento y lejos de la meta.
Complejos productores de gas
Índice anual de emisiones
2018 6.0 (tCO2e/mmpc
producido)
2023 4.2
2024 4.0 Meta: 4.42
Comentarios:
El centro procesador de Cactus
es el que más contamina (48.3%). Y las fuentes de emisión son el equipo de
combustión y los desfogues, principalmente. El indicador se ha reducido y
avanza hacia la meta.
Refinación
Índice anual de emisiones
2018 49.7 (tCO2e/mbd
producido)
2023 62.0
2024 59.3 Meta 40.58
Comentarios:
La contribución por centro de
trabajo señala a las refinerías de Salina Cruz y Tula como las más
contaminantes; las fuentes de emisiones son:
el equipo de combustión y los desfogues, principalmente. El indicador
está por encima de la meta.
Emisiones de GEI en PEP
Índice anual de emisiones
2018 23.9 (tCO2e/mbpce
producido)
2023 35.4
2024 32.7 Meta:21.85
Comentarios:
La mayor contribución proviene
de la región sur (45.6%) debido a los nuevos campos como Ixachi y Tupilco; las
fuentes de emisiones son: desfogues y equipo de combustión, principalmente. El
indicador registrado al cierre de 2024 supera a la meta.
-Emisiones de óxido de azufre
Emisiones
de óxido de azufre (Sox)
|
Concepto
|
2018
|
2023
|
2024
|
Principal
centro de trabajo contaminador
|
Fuente
|
|
PEP
(tSOX/mbpce)
|
0.29
|
0.32
|
0.38
|
Región
Marina noreste
|
Desfogues
|
|
CPG
|
0.14
|
0.50
|
0.75
|
Cactus,
Ciudad Pemex
|
Desfogues
|
A partir de un acuerdo
establecido por el Comité de sostenibilidad del Capemex se elaboró un plan de
rehabilitación de las plantas recuperadoras de azufre en el Sistema Nacional de
Refinerías (SNR) después de concluir el diagnóstico de la situación que
revelaba que la mayoría de las plantas no estaba operando, lo cual se haría con
recursos propios.
En la información proporcionada
por el SNR se contabilizaron 16 plantas de recuperación, pero la mayoría están
fuera de operación y en otras se llevan a cabo trabajos de mantenimiento.
De noviembre de 2023 a noviembre
de 2024 se registró la recuperación 12 plantas de azufre en 6 refinerías y se
continuaron con las acciones para la operación de las unidades faltantes.
En todos los casos se presentaron
estimaciones de los recursos presupuestales para la recuperación en las
refinerías, las cuales amontaban a un total de 800 millones de pesos.
En los complejos procesadores
de gas se presentaba la situación siguiente:
Los centros procesadores de
gas contaban también con plantas de recuperación de azufre, 13 según se mencionó,
en los 6 centros de trabajo, de las cuales sólo Ciudad Pemex y Nuevo Pemex
(parcialmente), se encontraban programadas para rehabilitación este año.
La información proporcionada
señalaba que los contratos en marcha amontaban a 2,074 millones de pesos; sin
embargo, de acuerdo con las estimaciones los montos requeridos eran mucho
mayores 9,063 millones de pesos.
Al cierre de 2024 se tenía una
petición de recursos para la rehabilitación integral de la planta de azufre de
Cactus, pero el resto de las plantas carecía de asignación presupuestal (varias
plantas de Cactus, Poza Rica, Matapionche y Arenque).
Comentario:
Las emisiones de óxido de
azufre caben destacar que se muestran elevadas a pesar de las inversiones que
dicen se han realizado para recuperar plantas, aunque se ha dicho que la
recuperación de las plantas de azufre de las refinerías requiera de una
inversión de varios millones de pesos debido a que la mayoría de las plantas
procesadores de dichas emisiones están fuera de operación.
Los recursos que se han
destinado hasta el momento son a todas luces insuficientes para poder operar
las plantas como se requiere, ya que como en el caso de las refinerías la
mayoría estaba fuera de operación (salvo Cadereyta).
La falta de operación de estas
plantas implica que se envía a la atmósfera una cantidad considerable de
dióxido de azufre, el cual es un gas tóxico y nocivo para la salud y el medio
ambiente. Este es además el origen también de las llamadas partículas finas
(PM2.5%) que contaminan las ciudades y causan daños respiratorios a la
población como ejemplo se tiene la refinería de Tula.
En fechas recientes, la alarma
ha crecido en las poblaciones residentes en las costas de Tabasco por el
aumento de los índices de emisiones contaminantes y del dióxido de azufre
procedente de la nueva refinería donde se supondría que existen plantas de recuperación
de azufre en operación.
-Índices en materia de
seguridad en los procesos y salud en el trabajo
|
Indicador
|
Unidad de medida
|
|
2018
|
2019
|
2020
|
2021
|
2022
|
2023
|
2024*
|
|
Índice de frecuencia
|
Accidentes por millón de
horas hombre laboradas con exposición al riesgo
|
Meta
|
0.37
|
0.24
|
0.23
|
0.23
|
0.22
|
0.22
|
0.22
|
|
Observado
|
0.25
|
0.24
|
0.24
|
0.35
|
0.49
|
0.41
|
0.32
|
|
Índice de frecuencia de
eventos de seguridad de los procesos
|
Eventos de seguridad de los
procesos por millón de horas hombre laboradas
|
Meta
|
1.8
|
1.8
|
1.4
|
1.4
|
1.4
|
1.4
|
1.4
|
|
Observado
|
2.61**
|
1.45
|
1.65
|
1.79
|
1.96
|
2.27
|
2.31
|
|
Control de la exposición
laboral a agentes físicos, químicos
y biológicos
|
%
|
Meta
|
|
|
|
|
|
70
|
84
|
|
Observado
|
|
|
100***
|
97.4
|
97.9
|
99.3
|
98.9
|
*Las
cifras son al 31 de diciembre de 2024
**Incluye
sólo horas-hombre Pemex
***El
indicador inicia en 2019
Comentarios
La evolución de estos
indicadores no es muy positiva para la empresa, la tabla muestra que Pemex no
ha cumplido con las metas de seguridad en los procesos y salud en el trabajo
(índice de frecuencia, índice de frecuencia de eventos de seguridad y control
de exposición laboral a agentes físicos, químicos, biológicos).
Dada la alta frecuencia de los
riesgos y la reticencia que muestran las reaseguradoras existe la preocupación
que no se puedan cubrir para resarcir las pérdidas económicas que estos
representan. Las reaseguradoras han solicitado atender y dar seguimiento a los
sistemas de seguridad y la confiabilidad de estos.
Como resultado de ello se han
identificado brechas en los sistemas de seguridad industrial y protección
ambiental, que buscan subsanarse mediante un trabajo coordinado con las áreas
responsables.
Esta situación ha llevado a
modificar la cobertura de los seguros, con una menor recuperación financiera
por los siniestros ocurridos, por lo que se estima urgente fortalecer la
supervisión en materia de seguridad industrial y de los procesos al igual que
el mantenimiento y la confiabilidad.
Uso de agua (Mm3/d)
Petroquímicos: (metanol y
aromáticos): 9.5 cierre de 2024, igual que en 2023, frente a la meta de 3.59
Petroquímicos: (derivados del
etano): 365.9 cierre de 2024, mayor que en 2023, frente a la meta de 39.27
Petroquímicos: (amoniaco):
26.6 cierre de 2024, mayor que en 2023, frente a la meta de 17.38
Proceso de gas: 0.037 en 2024
mayor a 2023, frente a la meta de 0.022
Refinación: 0.39 en 2024 menor
que en 2023, frente a la meta de 0.30.
Comentarios:
En la presentación de los
indicadores destaca que estos son los mismos que están en el Plan de Negocios
2022-2027 y que corresponden a los compromisos del país en el marco del acuerdo
global de reducción de emisiones de gases efecto invernadero.
En el registro de varios de
estos indicadores se muestra que en su mayoría todavía se está lejos de la
meta.
En todos los casos, se
requerirá continuar con los esfuerzos en particular en la reducción de las
emisiones de gases efecto invernadero y de las emisiones de óxido de azufre
para no tener mayores rezagos en cuanto a las metas. El control de estas
últimas emisiones cabe señalar son muy delicadas ya que muchas plantas están en
las cercanías de áreas habitadas.
La evolución de estos
indicadores es tomada en cuenta por las inversionistas internacionales para
otorgar financiamiento en el sector de hidrocarburos y para el pago del
aseguramiento que se contrata anualmente.
Cabe advertir que en la medida
en que no se cumpla con las metas los organismos internacionales y nacionales
se pronunciarán de manera más categórica contra la insuficiencia de las
acciones que toma Pemex con respecto a los indicadores medio ambientales sin
importar lo que se haya comprometido en el plan de sostenibilidad, que para el
caso podría resultar en terminar por ser un documento propagandístico para
salir al paso de las inconformidades.
Marco normativo previo
La
empresa operó desde el 11 de agosto de 2014 en el marco de la reforma
constitucional aprobadas en diciembre del año previo (artículos 25 párrafo
cuarto, 27 párrafo séptimo y 28 párrafo cuarto) y de las nuevas leyes denominadas
secundarias que se aprobaron en cuanto a Pemex, ley de hidrocarburos, ley del
Fondo Mexicano del Petróleo, ley de ingresos de hidrocarburos y ley de los
órganos coordinados en materia energética (comisión reguladora de energía y la comisión
nacional de hidrocarburos), la cual abrogaba las leyes que regulaban estos
órganos previamente.
En
los aspectos relevantes de la anterior legislación cabe destacar:
Ley de Hidrocarburos
· La ley tenía como propósito
la regulación de las actividades siguientes:
1. El
Reconocimiento y Exploración Superficial, y la Exploración y Extracción de
Hidrocarburos;
2.
El
Tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, Transporte y
Almacenamiento del Petróleo;
3.
El
procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así
como el Transporte, Almacenamiento, Distribución y Expendio al Público de Gas
Natural;
4.
El
Transporte, Almacenamiento, Distribución y Expendio del Gas Licuado de
Petróleo;
5.
El
Transporte, Almacenamiento, Distribución y Expendio de Petrolíferos;
6.
El
Transporte por ducto y el Almacenamiento que se encuentra vinculado a ductos de
Petroquímicos .
- La Ley de
Hidrocarburos establecía que sólo la Secretaría de Energía (SENER), previa
opinión técnica de la CNH podría otorgar asignaciones a Pemex y a empresas
productivas del Estado para realizar actividades de exploración y extracción de
manera excepcional y por una duración específica, además podría otorgar o
revocar permisos para el tratamiento y refinación de petróleo. Se podría ceder
la asignación a otra empresa productiva, previa opinión de la SENER.
- Por otro lado, sólo el
Estado Mexicano por conducto de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, podría
otorgar contratos para la explotación y extracción de petróleo como también solicitar
la migración de la asignación a contrato. Sin embargo, Pemex o la empresa
productiva de Estado obtenida la migración podría celebrar alianzas o asociaciones
con personas morales con dicho propósito e incluso dicha participación sería
obligatoria cuando se tratara de yacimientos transfronterizos.
A la Comisión Nacional
de Hidrocarburos le correspondía, cuantificar el potencial de hidrocarburos del
país, la celebración de Contratos para la Exploración y Extracción con
Petróleos Mexicanos, empresas productivas del Estado o personas morales y la
autorización para la perforación de pozos.
El Ejecutivo Federal
por conducto de la CNH bajo lineamientos establecidos por la SENER y la SHCP
podría celebrar contratos para la exploración y extracción, Pemex podría
solicitar la migración de estas asignaciones a contratos y en esto caso Pemex
podría celebrar alianzas o asociaciones con personas morales. La SENER
diseñaría los contratos, la selección de los socios se haría por licitación que
llevaría a cabo la CNH conforme lineamientos establecidos por la SENER y la
SHCP.
· La Ley establecía que
en el caso de las asignaciones continuaría el régimen fiscal vigente (derechos
específicos) mientras que en el caso de los contratos se aplicaría un nuevo
régimen fiscal (contraprestación cuyo monto variaría de acuerdo con el
proyecto). Sin embargo, la misma ley establecía que Pemex, previa autorización
de la SENER, podría cambiar sus asignaciones a contratos, lo cual podrá
representar un beneficio fiscal para la empresa paraestatal.
· La Ley de
Hidrocarburos establecía la obligación para la Secretaría de Energía de aprobar
y emitir un plan quinquenal de licitaciones de áreas contractuales, el cual debía
de ser el conocimiento del público, y podría ser modificado con posterioridad
de acuerdo con la información relevante que se tuviera.
· En la multicitada ley
se establecía además un periodo de transición de 3 años para que la producción
de petróleo de los contratos de utilidad compartida y de producción compartida
(en el tanto que le corresponda) que reciba el Estado, fuera comercializada
directamente por PEMEX, la cual podría contratar a otra empresa productiva de
estado o privados para realizar esta comercialización.
En la ley se establecía
que la Secretaría de Energía abriría de manera gradual la comercialización de
las gasolinas entre 2015 y 2020. Los precios serían sujetos a topes máximos
hasta 2019 y liberados en 2020, “siempre y cuando existieran condiciones para
ello, de lo contrario el Ejecutivo fijaría los precios máximos de venta”.
La Ley fijaba un
contenido nacional promedio para los proveedores de 25%, el cual se deberá
considerar como un mínimo e incrementarse a más tardar en el año 2025. Éste se
incrementaría gradualmente de acuerdo con la capacidad de la industria para
cubrir las necesidades del sector energético. El contenido nacional se incrementaría
de un mínimo de 25% en 2015, hasta llegar al menos al 35% en 2025, mismo que se
revisaría cada 5 años (se excluyó a las actividades en agua profundas).
· Se definía como
“yacimientos transfronterizos” a aquéllos ubicados dentro de la jurisdicción
nacional y que tengan continuidad física fuera de ella, también a los
yacimientos o mantos fuera de la jurisdicción nacional que estén compartidos
con otros países según acuerdos de donde México sea parte.
· El Estado Mexicano, en
los casos de los contratos, y sujeto a determinación de la Secretaría de
Energía, podría incluir una participación, ya sea a través de Pemex, una
empresa productiva del Estado o un vehículo financiero del Estado, en los
siguientes casos:
1) Cuando
haya alguna transferencia tecnológica y de conocimiento para Pemex o la empresa
productiva;
2)
Cuando
se quiera impulsar a través de un vehículo financiero especializado que permita
maximizar los recursos petroleros a favor del Fondo Mexicano del Petróleo;
3)
Cuando
coexista el área a licitar mediante un contrato, con otra que ya se tenga
asignada, a pesar de que los yacimientos se encuentren a mayor profundidad; y,
4)
En
el caso de los yacimientos transfronterizos, la participación de Pemex u otra
empresa productiva deberá alcanzar una participación del 20% para proteger los
intereses de la Nación.
· La Ley establecía que
en el caso de la adquisición, goce, uso o afectación de terrenos, bienes y
derechos por motivo de las actividades petroleras serían negociadas entre los
directamente interesados, lo cual debería dar lugar a una compensación en
efectivo y en especie. Sin embargo, en caso de desacuerdo se proponían: la
llamada “servidumbre legal de hidrocarburos, que se decretaría vía judicial y a
la decisión de expropiación por parte de SENER previa notificación del
INDABIN”. La ley proponía tipos de contraprestación que podían otorgarse,
disposiciones específicas en materia de la ley agraria, competencia tanto del
juez de distrito o tribunal agrario para verificar el acuerdo alcanzado entre
las partes.
· La ley recogía disposiciones
específicas sobre la constitución de los llamados sistemas integrados que
incluyen la prestación de varios servicios como son transporte por ducto y
almacenamiento de gas natural, gas licuado, petrolíferos y petroquímicos, que
se encuentren interconectados.
· Se crearía el Centro
Nacional de Información de Hidrocarburos, la cual estará administrada por la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el objetivo de integrar un sistema para
recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada
y publicar información y estadística de la producción de hidrocarburos,
reservas, producción, información geológica y cualquier otra información
necesaria.
· La ley proponía la
creación del Centro Nacional Control de Gas Natural (CENEGAS), organismo que se
encargará de operar el sistema nacional de ductos, debería garantizar la
seguridad en el suministro de gas a todos los consumidores a través de la
operación de la infraestructura que operaba Pemex.
· Para la protección del
ambiente, se crearía la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de
Protección al Medio ambiente del Sector Hidrocarburos, el cual sería un órgano
desconcentrado de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos naturales, la cual
regularía y supervisaría la seguridad industrial, operativa y el impacto al
medio ambiente.
Ley de Pemex
· La Ley establecía que
PEMEX se convertía en una empresa productiva del estado y no en un organismo
descentralizado y señalaba también que PEMEX podría cumplir con su objeto por
sí misma o con el auxilio de sus empresas productivas subsidiarias o empresas
filiales o mediante la celebración de contratos, convenios, asociaciones o
alianzas con terceros.
· El órgano máximo de
gobierno de Petróleos Mexicanos sería su Consejo de Administración, el cual sería
encargado de la conducción central y la dirección estratégica de la empresa,
sus subsidiarias y filiales, definiría y aprobaría las políticas y lineamientos
generales en materia de inversión, deuda, contrataciones y recursos humanos,
además tendría funciones de supervisión y control al interior.
· El Consejo se
integraría por 10 consejeros, sería presidido por el secretario de Energía, más
4 consejeros del gobierno federal y 5 consejeros independientes que durarían 3
años en su encargo.
· El Consejo tendría 4
Comités de apoyo: auditoría, recursos humanos y remuneraciones, estrategias e
inversiones y Adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios.
· En materia de
vigilancia se establecían 3 Órganos: el
Comité de Auditoría, la Auditoría Interna y el Auditor Externo.
· Pemex podría contar con
empresas productivas subsidiarias y con empresas filiales.
· Las empresas
productivas subsidiarias de PEMEX serían las que se constituirían para
realizar: 1) Actividades de exploración y extracción, 2) Actividades
relacionadas con la transformación de hidrocarburos o de los productos que se
obtengan de la refinación, procesamiento y, 3) Actividades por cuenta propia.
· Pemex gozaría de un
régimen especial particular en las siguientes materias:
1.
En
remuneraciones sería distinto al previsto en el artículo 127 Constitucional a
fin de que pudiera tener como referencia remuneraciones equivalentes y competir
con otras empresas privadas del sector.
2.
En
materia de adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras estas se regirían
por lo que establecía la propia ley y las disposiciones que de ella deriven,
incluiría a todas las actividades que realice Pemex y se excluirían de las
disposiciones de las leyes de adquisiciones, arrendamientos y servicios del
sector público.
· Los integrantes del
Consejo de Administración estarían sujetos a un régimen particular de
responsabilidades que los excluye de la Ley Federal de Responsabilidades de los
Servidores Públicos. Sin embargo, la Ley
Federal sería aplicable para el resto del personal de Pemex y sus empresas
productivas subsidiarias.
· Se incorporaba la
figura de dividendo estatal, el cual se debería entregar anualmente al gobierno
federal.
· Pemex y sus empresas
subsidiarias estarían sujetas a las leyes aplicables en materia de
transparencia, acceso a la información, fiscalización y rendición de cuentas.
Ley de
ingresos de hidrocarburos
· La expedición de una
nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos proponía permitir a la Nación la
obtención ingresos derivados de la exploración y extracción de hidrocarburos,
ya sea realizados por asignaciones o celebraciones de contratos.
· Los ingresos en el caso
de los contratos serían las contraprestaciones y en el caso de las
asignaciones, serían los derechos.
· Las disposiciones de
esta Ley establecían que los contratos serían adjudicados por licitación, y el
criterio de adjudicación sería para el participante que ofreciera las mejores
condiciones económicas.
· La nueva ley establecía
las siguientes contraprestaciones comunes de los contratos:
1.
La
cuota contractual para la fase exploratoria: Era un pago a cargo del
contratista para el beneficio del Estado y funcionaba como un incentivo al
contratista para explorar la zona convenida de forma más rápida y evitar una
permanencia larga e improductiva; y,
2.
Las
regalías: eran los pagos determinados en función de los ingresos brutos que
derivaran de la producción de hidrocarburos; era un pago a cargo del
contratista y a favor del Estado, equivalente a un porcentaje del valor bruto
de los hidrocarburos producidos.
· Contraprestaciones en
los contratos de licencia:
Se establecía, además de las contraprestaciones
comunes ya señaladas, las siguientes:
1.
Bono
a la firma del contrato: Era un monto específico que sería pagado en
efectivo por el contratista al Estado Mexicano, con el objetivo de asegurar la
seriedad de los contratos; y,
2.
Contraprestación
consistente en la aplicación de una tasa, ya sea de utilidad operativa o al valor
contractual de los hidrocarburos.
· Contraprestaciones en
los contratos de utilidad y producción compartida (en el primer caso la
contraprestación se obtendría en efectivo y en el segundo en especie):
Se establecía, además de las contraprestaciones
comunes, las siguientes:
1.
Una
contraprestación que se determinaría mediante la aplicación de un porcentaje a
la utilidad operativa
· Los contratos de
licencia, utilidad y producción compartidas contarían con un mecanismo de
ajuste que gradualmente aumentaría la participación del Estado en la medida que
creciera la rentabilidad del proyecto
· Contratos de servicios:
La reforma preveía la posibilidad de que el
Estado Mexicano también celebrara contratos de servicios para la exploración y
extracción de hidrocarburos. Por lo que se proponían condiciones mínimas que
deberían cumplir este tipo de contratos.
La Secretaría de Hacienda tendría, entre sus
atribuciones, las siguientes:
1.
Verificar
el correcto pago de las regalías y cuotas contractuales para la fase
exploratoria establecidas en el contrato;
2.
Instruir
al Fondo Mexicano del Petróleo el pago a los contratistas de las
contraprestaciones; y,
3.
Solicitar
a la Comisión Nacional de Hidrocarburos la realización de visitas de campo o de
otro tipo, para conocer de las actividades e inversiones de los contratistas
· En materia de
transparencia, la ley proponía que la SHCP debiera hacer públicos de manera
mensual, y a través de internet, la información que permitiera de manera
sencilla el conocimiento de la verdadera dimensión de la renta petrolera del
Estado.
Además,
para garantizar que los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo fueran
utilizados para los fines asignados, serían considerados como recursos
federales y quedarían sujetos a las facultades de fiscalización de la Auditoría
Superior de la Federación.
Ley del Fondo Mexicano del Petróleo
· El Fondo tendría como
fin recibir, administrar y distribuir los ingresos derivados de las
asignaciones y los contratos, con excepción de los impuestos.
· Los recursos del Fondo
formarían parte de la hacienda pública federal y serían imprescriptibles e
inembargables.
· El Fondo estaría
administrado por un Comité Técnico integrado por 3 representantes del Estado y
4 miembros independientes nombrados por el titular del Ejecutivo Federal, con
la aprobación de las 2 terceras partes de la Cámara de Senadores.
· Las atribuciones del
Comité serían: 1) Determinar la
política de inversión de recursos, 2) Instruir a la Fiduciaria a realizar las
transferencias señaladas en la ley, 3) Recomendar a la Cámara de Diputados para
la asignación de recursos según lo señalado en la ley, 4) Conocer y requerir al
fideicomitente la información relativa a sus operaciones.
· El destino de los
recursos del Fondo serían por orden de prioridad el siguiente: 1) Realizar los
pagos establecidos en las asignaciones y los contratos, 2) Destinar recursos al
Fondo de Estabilización de los ingresos petroleros del gobierno y al Fondo de
Estabilización de los ingresos de las entidades federativas, 3) Destinar
recursos a cubrir transferencias al Fondo de Extracción de Hidrocarburos,
Fondos de Investigación en materia de hidrocarburos y sustentabilidad energética,
4) Transferir a la Tesorería de la Federación recursos para cubrir los costos
de fiscalización en materia petrolera y cumplir con el mandato constitucional
para que los recursos petroleros mantengan dentro del presupuesto una
participación equivalente al 4.7% del PIB.
Este porcentaje incluía también las transferencias antes señaladas.
· El excedente de todos
los pagos y transferencias antes señalados iría a constituir un nuevo fondo de
ahorro a largo plazo, el cual deberá alcanzar cuando menos el 3% del PIB para
ser usado y después de este porcentaje se prevén las siguientes
disposiciones: 1) Cuando sea mayor al 3%
se podría emplear hasta el 60% del incremento del saldo a ciertos rublos de
gastos predefinidos (proyectos de inversión en el sector petrolero o
infraestructura general, proyectos de ciencia, tecnología o innovación y el
otorgamiento de becas para la educación universitaria y el posgrado), 2) Si
supera el 10% del PIB los rendimientos reales serían transferidos al
presupuesto de egresos de la federación y, 3) Derivado de una reducción
significativa de los ingresos públicos y una vez que se hayan agotado los
recursos del Fondo de Estabilización de los ingresos petroleros, se podrían
transferir los recursos de la reserva del Fondo.
· En materia de
transparencia se determinaba que el fiduciario debería publicar por medios
electrónicos y por lo menos de manera trimestral un informe que contuviera un
reporte de las actividades realizadas del trimestre anterior y los estados
financieros del Fondo, incluyendo las transferencias realizadas a la Tesorería
y a los Fondos señalados.
Ley de los órganos
coordinados en materia de energía (esta ley sustituía a la ley de la CNH emitida
el 28 de noviembre de 2008 y a la ley de la CRE emitida el 3 de enero de 1994.)
Aspectos relevantes
· La Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) tendría como objeto fundamental regular y supervisar la
explotación y la extracción de hidrocarburos.
· La Comisión Nacional de
Hidrocarburos debería procurar que los proyectos se realizaran bajo la premisa
de elevar el índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de
hidrocarburos en condiciones económicamente viables, aumentar la reposición de
reservas de hidrocarburos y utilizar la tecnología más adecuada.
· La Comisión Reguladora
de Energía tendría por objeto regular y promover el desarrollo eficiente del
transporte, almacenamiento, distribución, compresión y licuefacción y
regasificación, así como el expendio público, en su caso de petróleo, gas
natural, gas licuado de petróleo, en el caso de actividades vinculadas a
ductos, petrolíferos y petroquímicos.
· La Comisión Nacional de
Hidrocarburos administraría el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos
en los términos que se especificaban en la Ley de Hidrocarburos. Este concentraría la información de los
estudios sísmicos obtenidos de los trabajos de exploración y extracción.
· Las atribuciones que se
otorgaban en común a los órganos reguladores en materia energética eran: 1)
Emitir regulación en las materias de su competencia, 2) Supervisar actividades
reguladas e imponer sanciones, 3) Aprobar anteproyecto de presupuesto y
enviarlo a la Secretaría de Hacienda y Crédito Pública para su inclusión en el
PEF, 4) Apoyar técnicamente al Ejecutivo Federal y a la Secretaría de Energía y
realizar estudios técnicos dentro de su ámbito de competencia.
· En materia de
transparencia se imponían los siguientes requisitos: 1) Las
sesiones de los órganos serían públicas, 2) Transmitidas a través de medios
electrónicos, 3) Sus acuerdos y resoluciones deberían publicarse en el Diario
Oficial de la Federación, 4) En el caso de que haya un interés directo o
indirecto de parte de uno de los comisionados se excusaría de participar en la
discusión y, 5 Los comisionados de los órganos reguladores podrían tratar los
asuntos que se refieren a los intereses de los sujetos regulados sólo mediante
audiencia.
· Los órganos reguladores
estarían integrados por 7 comisionados designados en ternas por el Ejecutivo y
ratificados por el Senado por un periodo de 7 años y renovados de manera
escalonada.
· Los órganos reguladores
podrían disponer de los ingresos derivados de los derechos y aprovechamientos
que la ley estableciera para sus servicios, así como por las demás actividades
y trámites que realizaban para financiar sus presupuestos.
· La ley preveía la
constitución de fideicomisos donde se deberían concentrar los recursos
excedentes que se obtuvieran al finalizar el ejercicio fiscal, los órganos
reguladores. Estos fideicomisos podrían
acumular recursos hasta por el equivalente a 3 veces el presupuesto de dichos
órganos. Si es superior los recursos se
transfieren a la Tesorería.
Comentarios
generales
Las
reformas aprobadas entre 2013 y 2014 no logaron reducir la deuda de Pemex, ya
que la misma se incrementó en 41, 500 millones de dólares para alcanzar los 106
mil millones de dólares, los cuales sirvieron para cubrir las importantes pérdidas
que tuvo la empresa durante dicho periodo estimadas en dos billones 177 mil
pesos.
Las
pérdidas de la empresa repercutieron en las inversiones en capital que se redujeron
sensiblemente entre 2012 y 2018 en alrededor de 134 mil millones de pesos
afectando la capacidad de producción de la empresa.
Indicadores financieros
Años | Deuda de
Pemex (miles de millones de dólares) | Pérdidas
de Pemex (Estado de resultados consolidados) (millones de pesos) | Capex
(Capital expenditure) (millones
de pesos) (IFRS)* |
2012 | 60.5 | 376,775 | 231,000 |
2013 | 64.3 | 170,058 | 253,465 |
2014 | 77.7 | 265,543 | 277,156 |
2015 | 86.8 | 712,567 | 203,307 |
2016 | 96.0 | 191,144 | 183,021 |
2017 | 103.0 | 280, 851 | 113,025 |
2018 | 105.8 | 180,420 | 96,762 |
Certificados
de Aportación “A” (incremento
en el acumulado) | Precio
de la MME (dólares por barril) | Tipo de
cambio (pesos por dólar promedio) |
-47,353 | 102.7 | 13.1695 |
65,000 | 98.5 | 12.7720 |
20,000 | 86.1 | 13.2925 |
60,000 | 43.1 | 15.8483 |
161,939 | 35.5 | 18.6641 |
0 | 46.4 | 18.9205 |
0 | 61.5 | 19.2473 |
Fuente:
Pemex , Estados financieros consolidados dictaminados para los años respectivos
*Inversión
de capital estimado conforme a las normas financieras internacionales.
Nota: si las
aportaciones del Gobierno Federal se contabilizan a través de los incrementos
en los certificados de aportación “A”
cabe destacar que los acumulados registrados en dichos años fueron los
siguientes: 2011, 96, 958 mdp, 2012
49,605 mdp, 2013 114,605 mdp, 2014 134, 605 mdp, 2015, 194,605 mdp, 2016 356,
544 mdp, 2017 356, 544 mdp y 2018 356, 544 mdp
El apoyo del Gobierno Federal fue limitado a 307 mil millones de pesos; no hubo apoyo en 2017 y 2018.
Los indicadores financieros, cabe señalar, fueron también afectados por la variaciones del precio del petróleo y del tipo de cambio.
La
producción de hidrocarburos líquidos cayó de 2.5 millones de barriles a 1.8
millones de barriles, el proceso de crudo se redujo de 1.2 millones de barriles
a 612 mil barriles y la oferta de combustibles lo hizo de 775 mil barriles a
359 mil barriles.
La carga
fiscal de Pemex a pesar del ajuste que se tuvo en el DUC (Derecho de Utilidad
compartido ahora llamado retóricamente impuesto del bienestar) que es el
principal que paga la empresa se redujo entre 2015 y 2018 del 70% al 66% (se
paga sobre el valor de la producción de cada campo), pero el monto de total de
impuesto directo pagado al fisco aumentó de 332 mil millones de pesos a 462 mil millones de pesos en el mismo
periodo Pemex paga también otros impuestos como IEPS, ISR e IVA, les llaman
indirectos, pero esto se los deduce a su personal, se los cobra a sus clientes
y se los entrega al fisco).
La
empresa recibió las asignaciones de su interés técnico, financiero y de
ejecución en la ronda cero, pudo establecer a través de migraciones de estas
asignaciones nuevos contratos de exploración
y producción y asociarse con privados para llevar a cabo
exploraciones y extracción en campos terrestres, de aguas someras y aguas
profundas.
Los
esquemas con privados contabilizaban al cierre de 2024, 3 contratos de
exploración, 6 contratos de extracción, un contrato integral de producción y extracción,
6 de Servicios Integrales, uno de
exploración y extracción bajo licencia y uno por asignación compartida.
La
participación de PEP va de 45% a 100% en los proyectos que se mencionan a
continuación:
Área
contractual 29 Cuencas del Sureste (100%)
Área
contractual 5 Perdido (100%)
Área
contractual 8 Cuencas del Sureste (100%)
Los contratos
de exploración (están bajo el esquema de alianzas, asociaciones, servicios,
pero la participación actual de PEP es del 100%).
Los contratos
de extracción (entre paréntesis participación de PEP) son los siguientes:
Santuario
El golpe (64%) (producción compartida)(Cuenca del Sureste)
Misión
(51%) (producción compartida)(Cuenca de Burgos)
Cárdenas-Mora
(50%) (extracción con socio)(Cuenca del Sureste)
Ogarrio
(50%) (licencia con grupo Cherion) (Cuenca del Sureste)
Miquetla
(49%) (licencia con Operadora de Campos DWF) (Tampico Misantla)
Ébano
(45%) (producción compartida con DIAVAZ)(Cuenca Tampico Misantla)
Estos
esquemas de producción han dado resultados muy reducidos en términos de
producción debido a múltiples problemas.
Los otros
esquemas corresponden a:
CIEP
(contrato Integral de Exploración y producción) La Soledad (un campo en
Veracruz que es explotado por Baker Hughes desde antes de la reforma del 2014)
CSIEE
Tamaulipas Constituciones
CSIEE
Coapechaca Bloque IV (Cuenca Tampico Misantla)
CSIEE
Coapechaca Bloque II (Cuenca Tampico Misantla)
CSIEE
Bacab Lum (Región Marina Noreste)
CSIEE
Campo Lakach (proyecto de gas en aguas profundas frente al litoral de Veracruz
donde Carso manifestó inicialmente interés, pero que ahora está sujeto a
reconsideración por su complejidad)
CEE Trión
(Pemex y la empresa Woodside) (Cinturón Plegado Perdido en aguas profundas cerca
de la frontera marítima entre México y Estados Unidos, el contrato con el
privado se adjudicó desde 2016 y se han entregado ya las unidades flotantes
necesarias para la explotación del yacimiento)
Campo
Zama (asignación compartida 50.4% a Pemex y 49.6% a privados) (Talos Energy
17.3%, donde Carso tiene participación, Wintershall 19.8% y Harbor Energy 12.3%)
(Litoral de Tabasco). No hay todavía producción.
Estos dos
últimos proyectos están en vías de avanzar en cuanto a la parte física y
financiera y se estima que entrarán a producir durante los próximos años.
La
apertura a privados (un medio de que los privados participaran de las reservas propiedad del país medinate cierto pago) a través de las rondas, asociaciones o migraciones en
algunas en participación con Pemex ha permitido que la producción privada pasara
de 1% en 2019 a 5% en 2024, además de que ha proporcionado recursos fiscales
que pasaron de 549 millones de pesos en 2023 a 1 mil 358 millones de pesos en
2024 vía el ISR de contratos y asignaciones (las rondas se cancelaron con el gobierno que entró en funciones en 2019).
Las
empresas privadas de la ronda 1 han tenido producciones importantes como ENI
(en el Litoral de Tabasco en los campos Amoca, Miztón -Teocalli), Hokchi energy
en la misma área y Fieldwood en el campo
Ichalkil-Pokoch frente al litoral de Campeche; otras vía asociación con Pemex y
Deustche Erdoel en el área de Tampico Misantla o vía migraciones con DS
Servicios petroleros (DIAVAZ) en el área contractual de Ébano, las cuales han
contribuido a tener una mayor producción privada de hidrocarburos, aunque por
debajo de las estimaciones iniciales (se anotaban arriba de los 300 mil
barriles de petróleo crudo equivalente para 2024)
En los
últimos años se han dado devoluciones a la CNH de algunas áreas que no han
resultado rentables, unas son explotadas sólo por Pemex mientras que otras son
asociaciones con privados (se tienen hasta ahora 7 devoluciones) en un proceso
tardado que incluye acuerdos con los socios, cumplimiento de requisitos con la
CNH y con la Secretaría de Economía.
Avalancha de cambios
normativos
Este
marco se modificó el pasado 18 de marzo de 2025 con una avalancha de cambios
que partieron de la promulgación de una serie de modificaciones constitucionales
(30 de octubre de 2024) seguidas de reformas a la ley de Pemex, a la ley de
hidrocarburos, a la ley de ingresos de hidrocarburos y la desaparición de las
comisiones reguladora de energía y de hidrocarburos que se integran en lo que
ahora se dominó la Comisión Nacional de Energía.
Las
reformas como se verá más adelante se presentaron bajo varios argumentos
algunos retóricos, otros críticos de la normatividad vigente desde 2014 y otros
enfocados a hacer frente a la situación delicada de Pemex, ya sea en términos
operativos como financieros.
Reforma constitucional
La iniciativa de
reforma energética, cuyo enfoque principal fue el mercado eléctrico (copia fiel
de la presentada por el expresidente AMLO el 5 de febrero de 2024) modifica los
artículos 25, 27 y 28 constitucionales. Esta, promulgada el 30 de octubre de
2024, tiene como elementos centrales en el área de hidrocarburos los
siguientes:
-Las empresas
productivas de estado pasan a ser ahora empresas públicas antes eran
productivas de estado (reforma al artículo 25).
-Se favorecerá la
transición energética y se contará con políticas necesarias para esta
transición, apoyada en el financiamiento y la demanda nacional.
-Se respetarán los
contratos existentes.
Leyes secundarias
A partir de la reforma
constitucional, se informó que se harían reformas a las leyes secundarias, las cuales
fueron aprobados por el Congreso y se promulgaron el 18 de marzo de 2025.
Ley de Petróleos
Mexicanos (promulgada el 18 de marzo de 2025, reforma, adiciona y deroga la ley
de Pemex del 11 de agosto de 2014)
La interpretación de la
ley corre se menciona en el texto a cuenta de la SENER (en esta modificación se
percibe que esta dependencia adquiere un papel relevante en el proceso de toma
de decisiones en materia de hidrocarburos).
En el texto se afirma
que la empresa está sectorizada en la SENER, cuenta con independencia técnica,
operativa y de gestión, personalidad jurídica, régimen especial y patrimonio
propio.
El régimen social
corresponde a filiales, remuneraciones, adquisiciones, arrendamientos,
servicios y obra, bienes, responsabilidad administrativa, presupuesto y
contabilidad, deuda y sostenibilidad.
En el preámbulo se
anota que las actividades de esta empresa no constituyen monopolios, dado que
así lo establece el artículo 28 párrafo cuarto (los monopolios cuando menos
desde la teoría económica tiene una definición propia que no se deriva de una
declaración como la que contiene dicho artículo)
En cuanto a las
actividades específicas que realiza Pemex se considera como principal la
extracción y explotación, las otras actividades incluyen
importación exportación la refinación, transporte, almacenamiento,
distribución, comercialización y
actividades desarrolladas con fuentes de energía distintas a las derivadas de
los hidrocarburos (me parece que independientemente de esta redacción hasta
ahora no ha habido restricción alguna a las actividades que realiza o pretende
realizar la empresa).
En el texto hay cuatro
aspectos que cabe destacar:
1.La reestructuración
administrativa
Esta implica la
eliminación de las empresas productivas subsidiarias (exploración y extracción,
transformación y logística), con la permanencia de una empresa única llamada
Pemex que realizaría las actividades exclusivamente de exploración y extracción
como las otras que se llevaría ahora a cabo a través de unidades especializadas
o bien las podrían realizar empresas filiales, mediante la figura de asociación
y alianza.
Las empresas filiales
conservarían su naturaleza jurídica y organización conforme al derecho privado.
La reestructuración de
Pemex no deberá afectar los derechos laborales de las personas que trabajan en
la empresa ni en las subsidiarias que se eliminan.
El proceso según se
señala en el texto, deberá tener un plazo de un año a partir de la fecha de
entrada en vigor de la norma con la finalidad de no interrumpir las actividades
y funciones y cumplir las obligaciones que de ello se deriven.
En la propuesta se
precisa de que a pesar de la reestructuración el Capemex seguirá responsable de
definir las políticas y lineamientos y la visión estratégica de la empresa y de
las filiales, además de que podrá crear, fusionar o escindir estas.
La mencionada entidad
(Pemex), aunque no se exprese de manera específica se entiende, se deberá
encargar también de las áreas que actualmente integran el corporativo como son
la dirección de planeación, coordinación y desempeño, la dirección de finanzas,
la dirección de administración y servicios y la dirección jurídica, las cuales
proporcionan servicios centrales a toda la empresa.
Comentarios:
Las nuevas
disposiciones se hacen bajo el supuesto de adecuar estructuras y funciones,
abatir costos, agilizar y simplificar procesos, todo lo cual permitiría generar
ahorros para dirigirlos a otras actividades según la empresa, lo cual
implicaría ajustes en otros ámbitos como en el laboral.
La propuesta demerita
la transparencia y rendición de cuentas de la empresa, ya que en la actualidad
la contabilidad por segmento de Pemex (incluye los estados de resultados que
describe los ingresos, gastos, costos e ingresos financieros, impuestos y derechos
y rendimientos y el estado de situación financiera) se hace por empresa subsidiaria para obtener el
consolidado, la cual con la medida de suprimir a las empresas subsidiarias hará
difícil el seguimiento de las cuentas, es decir, ya no podríamos saber si PEP
está ganando o bien PTRI está perdiendo, su contribución de cada una de ellas
al resultado consolidado y poder hacer comparaciones entre ellas.
La consolidación de las
finanzas de las tres subsidiarias desaparecería las pérdidas de unas empresas y
las utilidades de otras, pero en general dada la situación financiera delicada de
la empresa, no se espera que esta reorganización vaya a cambiará radicalmente
la evaluación actual de riesgos que hacen las agencias calificadoras por el
monto de pérdidas que trae la empresa.
Cabe señalar que la
reestructuración de una empresa del tamaño de Pemex no obstante que se afirme
en los transitorios que será ordenada a fin de no afectar actividades
cotidianas ni su operación conlleva múltiples retos que pueden incidir en
profundizar los graves problemas actuales que tiene ya la empresa, los cuales
temporalmente se han podido resolver hasta ahora por el fuerte apoyo recibido
del Gobierno Federal. Esta transición, además afecta el propósito de que los
inversionistas privados participen en algunos proyectos del interés de Pemex,
ya que ello no sucederá hasta que se tenga la certeza de que se cuenta con un
nuevo marco institucional confiable, es decir, serán decisiones que no tomarán
los privados ni en el corto ni el mediano plazo.
En una consideración
general, no se puede descontarse a priori que no vaya a tener impactos en el
manejo operativo y financiero de la empresa incluso en el riesgo de profundizar
en sus graves problemas actuales.
El 22 de mayo 2025 el Capemex
aprobó el nuevo estatuto orgánico publicado el 30 de mayo en el Diario Oficial,
que, según el comunicado de la empresa, busca fortalecer la cadena de valor,
eliminar duplicidades y plazas y redireccionar recursos a las áreas
productivas. En el nuevo organigrama Pemex operará con cinco áreas: exploración
y extracción, procesos industriales, logística y salvaguardia estratégica,
transformación energética (de nueva creación) y comercialización (operaba antes
como una subdirección de transformación industrial ahora será dirección, aunque
dicen que recortan el personal de la empresa para reducir gastos). Además de la Auditoría Interna, la dirección
de Finanzas, Jurídica, de Planeación, coordinación y desempeño y sostenibilidad
(esta actividad ya la desempeñaba a nivel de gerencia) y de Administración y
servicios. Esta reestructuración se afirmó incluye cancelación de plazas y
ajustes en varios gastos administrativos se dijo que ahorraría 3, 532 millones
de pesos en 2025 y 1,266 millones de pesos en 2026. Este ahorro, si se logra, estará
sujeto a comprobación al cierre de los años citados (la anterior administración
señaló que realizó ahorros por austeridad por 27, 514 millones de pesos del
2019 hasta septiembre de 2024 (las últimas cifras que se tienen).
2.La participación
privada (esta se aclara con mayor detalle en la ley de hidrocarburos)
En el texto se afirma
la facultad de la empresa a realizar ya sea vía Pemex (asignaciones propias o
mixtas) o filiales todo tipo de convenios, contratos, alianzas o asociaciones
con personas físicas o morales de cualquier sector (público, privado o social,
nacional o internacional que les permita compartir costos, gastos, inversiones,
riesgos y demás conforme a la dispuesto en la ley de hidrocarburos.
De esta disposición
general se derivan los esquemas de participación que se detallan con mayor
precisión en la ley de hidrocarburos.
En las actividades de
exploración y extracción el texto señala que la empresa puede desarrollarlas de
manera propia (en este caso se trataría de una asignación propia para el
desarrollo), pero puede también realizar operaciones a través de contratos mixtos
(asignación mixta) con la participación de otro socio donde cualquiera puede
fungir como operador, Pemex mantiene el derecho exclusivo sobre la asignación (no
puede transferirlo, cederlo u otorgarlo a otro). Además, considera a los
contratos para la exploración y extracción, los cuales serían otorgados de
manera excepcional, siempre y cuando Pemex no cuente con el interés o la
capacidad de desarrollarlas (sería otro medio de participación privada). Estos
contratos sólo podrán se otorgados por la SENER, serán licitados y Pemex podría
también participar en la licitación.
En el caso de los
contratos mixtos, en la ley de hidrocarburos (artículo 28) se detalla el
contenido mínimo de estos contratos estableciendo entre otros límites para la
recuperación de costos, la participación mínima de Pemex de cuando menos el 40%
y un contenido nacional del 30% excluyendo a los proyectos de aguas profundas.
Comentarios:
En el texto, además de
las explicaciones posteriores que se han dado, parece que existen dos esquemas
en el caso de la explotación y extracción donde la participación podría ser de
manera directa o bajo contratos mixtos y bajo los llamados contratos de extracción
y explotación otorgados directamente por la SENER en casos excepcionales.
En cualquier caso,
según se ha comentado, la SENER, previa opinión de Pemex definiría donde se
podría participar en la explotación y extracción, así como en las otras
actividades, lo cual restringe la participación de los privados a los intereses
de Pemex o de las filiales, se tratará de una inversión dirigida dónde los
privados deberán valorar si pueden tener algún beneficio de asociarse con
Pemex. A partir de los detalles mínimos conocidos de los llamados contratos
mixtos, me parece que no resultarán en una mayor participación privada, dados
sus múltiples requisitos que harán los trámites engorrosos, lentos y costoso
para los interesados incluso con el riesgo de fomentar la corrupción.
En las nuevas funciones
del Capemex están varias relacionadas con el desarrollo de estos contratos
mixtos que permiten visualizar que estas participaciones nos estarán muy
abiertas incluso habría procedimientos de selección de los participantes,
límites para costos o participación, garantías y seguros, planes y programas
debidamente autorizados, contraprestación en efectivo por lo cual no tengo
dudas que estos mecanismos no resultarán atractivos para los potenciales
inversionistas dados los múltiples filtros que está estableciendo la SENER (un
exceso de regulación para cualquier interesado).
3.Integración del
Capemex (Consejo de Administración de Pemex) y designación de consejeros
independientes.
En la propuesta de
integración del Capemex (ocho consejeros ahora) hay un cambio relevante en el
sentido de que se recorta la presencia de los consejeros independientes de
cinco a tres y se conserva la del sector gobierno incluyendo ahora a la recién
creada secretaria de ciencias (con facultades generales en la promoción del
trabajo científico pero vaga en cuanto a lo que hará en materia petrolera, sin
duda se busca darle juego a la titular de esta recién creada dependencia
federal en lugar de Economía.
En cuanto a los
consejeros en los transitorios se señala que estos serán nominados por el
procedimiento conocido, a propuesta de la presidenta y con la aprobación del
Senado, a partir de los quince días naturales que entre en vigor la nueva ley.
Además, se señala que las personas designadas por esta ocasión lo serán por
periodos de tres, cuatro y cinco años y finalmente, que los consejeros que
están en funciones pueden también por esta ocasión ser considerados para
designación por la presidenta.
En las atribuciones del
Capemex destacan varias previamente existentes más otras nuevas como aprobar el
programa de desarrollo con un horizonte de cinco años (actualización anual),
cada tres años o antes, el plan de sostenibilidad, los estados financieros, las
previsiones económicas máximas para la negociación salarial, la fijación de precios y tarifas de los
combustibles ahora previa opinión de un comité de precios (Pemex, SHCP y
SENER), aprobar un programa de cumplimiento legal para controlar los procesos
institucionales, aprobar la celebración de asociaciones y alianzas y varias
actividades ahora relacionados con la celebración de asociaciones, alianzas o
esquemas de desarrollo mixto, de los contratos mixtos, la selección de
participantes y el modelo de contrato. Todo lo que se refiere a asociaciones y
alianzas deberá ser aprobado por seis consejeros cuando menos 2 independientes
(son los que hasta esta fecha se han designado).
En el documento se
tienen varios artículos dedicados a los consejeros independientes incluyendo
sus remuneraciones (dictaminadas por un comité especial con representantes de
la SENER y de la SHCP), además de que se señala que como máximo sólo podrán
tener una persona que los auxilie en el cumplimiento de sus funciones, que no
estaba a en el texto anterior. En cuanto a responsabilidad se señala que sólo
son responsables en los términos de la presente ley, no están sujetas al
régimen de responsabilidades establecidas en la Ley General de Responsabilidad
Administrativas u otro ordenamiento de carácter federal.
Finalmente, en el texto
se señalan las seis causales de remoción de los consejeros independientes muy
similares a las que ya existían.
Comentarios:
Esta redacción
implicará que de los cuatro consejeros ahora existentes puedan quedar sólo tres
en el caso de que la presidenta los confirme en sus funciones para un nuevo
periodo (sólo ha designado a dos consejeros hasta el momento).
Además, la nueva
composición numérica del Capemex hace poco probable que una opinión negativa
del bloque de consejeros independiente llegue a prosperar frente a la opinión
mayoritaria que suelen sostener los consejeros del gobierno.
Finalmente, me parece
ridículo que señalen que sólo podrán tener una persona como auxiliar, dado de
que ahora van a tener la responsabilidad de más comités además del consejo.
Esto, no deja de ser producto de una mal entendida austeridad, que ya sabemos que
el gobierno aplica de manera discrecional y a conveniencia.
En general, la reforma
otorga una menor importancia a los consejeros independientes en el proceso de
toma de decisiones (se menciona que la intención era eliminarlos, pero la Ley
del Marcado de Valores obliga a tenerlos para las empresas enlistadas en la
bolsa)
4.Sostenibilidad
En esta materia
destacan dos aspectos:
-La incorporación a la
norma del Comité de sostenibilidad (creado desde el Plan de Negocios de
2023-2027 aprobado en diciembre de
2022 y que tiene como atribución revisar
el Plan de Sostenibilidad aprobado el pasado 27 de febrero de 2024) integrado
por consejeros independientes, su presidencia rotativa y la inclusión de un
representante de la SEMARNAT y de la SHCP y las funciones que desempeñará entre
otras como la instancia previa al Capemex de definición de las directrices,
prioridades y políticas en materia ambiental, social y de gobernanza, la
revisión y opinión sobre los informes de sostenibilidad, el plan de
sostenibilidad y del reporte anual de sostenibilidad, lo cual muestra la
importancia que adquiere para la nueva administración.
-La incorporación en el
articulado de varios compromisos como son: la reducción de los gases efecto
invernadero, una transición a una economía de bajo carbono y el monitoreo de su
progreso y las medidas para cumplirlas.
En este renglón además
se especifica que el Capemex debe aprobar un programa de cumplimiento legal
para Pemex y filiales para prevenir o mitigar riesgos de incumplimiento y que
el director general debe emitir un código de conducta para Pemex y filiales (conductas
esperadas y prohibidas).
Comentarios:
En la incorporación del
tema de sostenibilidad a la normatividad de la empresa, que ya se había
solicitado en sesiones precedentes del comité de sostenibilidad cabe destacar
que persisten dudas sobre los alcances que pueda tener las acciones emprendidas
bajo esta consideración, ya que desde la publicación del plan de sostenibilidad
(27 de febrero de 2024) se manifestó:
-La necesidad de contar
con una nueva estructura encargada de su aplicación, ya que en el plan sólo se
señala “evaluar la reestructuración organizacional para fortalecer la
coordinación e implementación de los temas ASG” sin llegar a mayor detalle
(Gobernanza para la sostenibilidad). Esto se considera que es importante, ya
que la estructura que tenía Pemex encargada de los temas de sustentabilidad era
muy limitada, por lo cual se requiere de una asignación mayor que dudo que con la
permanencia de una Gerencia de sostenibilidad como la que ahora se incluye en el
nuevo estatuto sea suficiente para asumir esta tarea (en el nuevo esquema se
menciona otra gerencia encargada de gestión ambiental, energética y cambio
climático, los cuales son temas que formaban parte del plan de sostenibilidad
pero no sabemos cuál fue la intención de segregarlo en esta nueva gerencia)
-La relevancia de
contar con los recursos necesarios para lograr las metas que se proponen en
particular en un contexto de reducción del gasto operativo y de inversión de la
empresa, ya que el cumplimiento de las metas deberá estar soportado entre otros
aspectos por la priorización del
mantenimiento y rehabilitación con impacto en ASG, la identificación y
aseguramiento de partidas presupuestarias incluyendo la posibilidad de retirar
y reasignar presupuesto sujeto a ciertos criterios, la negociación con la SHCP
de mecanismos para capturar financiamiento e internalizar el impacto de las
emisiones de GEI en las decisiones de inversión para la priorización de
proyectos. Si no hay recursos etiquetados para estas tareas los propósitos de
la iniciativa en materia de sostenibilidad se quedarían en el papel (los
resultados trimestrales hasta ahora dados conocer al Comité de sostenibilidad
en cuanto a desempeño ambiental son muy limitados).
5.Otros temas
Comités
En el texto se
consideran los seis comités ya existentes, pero se hace el cambio de nombre del
comité de negocios externos a filiales estableciendo las funciones de este
destacando la opinión sobre la creación, fusión o escisión de empresas, evaluar
la operación de dichas empresas, conocer los informes anuales, vigilar su
alineamiento al programa de desarrollo y otras que determine el Capemex; además
se incorporan las funciones del comité de sostenibilidad. En el caso del Comité
de Remuneraciones se elimina a la Secretaría de Economía de los integrantes de
dicho comité, además de que se agregan funciones relacionadas con el
cumplimiento de la austeridad.
Comentarios:
Se hicieron ajustes a
la redacción del comité de negocios externos ahora llamado de filiales que no
existía como tal en la pasada ley de PM (sólo había tres comités auditoría,
recursos humanos, estrategia e inversiones y adquisiciones) y se incorporaron las
funciones de comité de sostenibilidad.
Dirección General
Las funciones son
bastante similares a las existentes con algunas novedades como el cambio de
nombre de plan de negocios a programa de desarrollo (todo lo suene a negocios
parece ser anatema para el gobierno), la presentación al Capemex del Plan de
sostenibilidad previa revisión del comité respectivo, entre otras.
En un transitorio se
menciona que el director general en funciones permanecería en su cargo a la
entrada en vigor de esta nueva normatividad. (generosidad con los amigos)
En general no se
perciben cambios significativos en las atribuciones del director general.
Remuneraciones
El régimen de
remuneraciones es distinto al previsto en el artículo 127 constitucional; las
remuneraciones de las empresas filiales se deben de alinear a las políticas
generales, a los lineamientos de austeridad de sus respectivos consejos y de
acuerdo con el artículo 76 de la ley que establecen una serie de principios.
Las remuneraciones se
deben calcular de manera competitiva con otras empresas del sector, lo que
permitiría contar con el personal idóneo para cumplir con las tareas
encomendadas, deben existir incentivos para el cumplimiento de metas sujetas a
evaluación de desempeño y debe estar sujeta al techo de servicios personales
que se establece de acuerdo con la presente ley (capítulo VII, fracción 100).
Comentarios:
En lo general, estas
disposiciones me parece que deben ser aplicadas correctamente, ya que pueden
llevar a la salida de personal valioso de las empresas filiales que podrán
obtener mejores remuneraciones en el sector privado y una pérdida para Pemex de
la experiencia acumulada por dicho personal.
Adquisiciones,
arrendamientos, servicios y obras
En el texto se mantiene
que en la matera no se aplica la Ley del sector público, ni la de obras
públicas y servicios relacionados, además se señala que el Capemex deberá
emitir estas disposiciones.
Cabe señalar que estas
operaciones se deben efectuar de manera general por concurso abierto, previa
convocatoria pública, en caso contrario pueden emplearse otros procedimientos
(invitación restringida o adjudicación directa que determine el Capemex) mediante
una decisión previamente justificada. Se enumeran 24 supuestos para evitar el
concurso abierto.
Comentarios:
En este tema dado los
numerosos supuestos que existen es muy probable que con alguno de ellos se
justifican la excepción a concurso abierto a través del grupo de trabajo
llamado GAECA como ha sucedido en el pasado inmediato.
Como sabemos Pemex
cuenta con sus propias disposiciones sobre la materia, aunque se señala que el
Capemex debe emitirlas (probablemente se refieren al caso de nuevas
disposiciones)
Bienes
En este tema se señala,
sin cambios relevantes con la norma anterior, que los bienes inmuebles son
propiedad pública, que el Capemex, a propuesta del director general puede
desincorporar y autorizar la enajenación, que estos bienes que no deben estar
sujetos al pago de contribuciones sobre la propiedad o la posesión del suelo,
entre otras.
Presupuesto
Se enuncia que la
empresa tiene autonomía presupuestal, pero se le sujeta como en el texto
anterior a que la Cámara de diputados autorice la meta de balance financiero y
el techo de los gastos por servicios personales y de que el Capemex con opinión
previa del CEI debe autorizar el calendario de gastos y las modificaciones de
estos.
Además, se señala de
acuerdo con el texto anterior que el Capemex autorizará las adecuaciones al
presupuesto de acuerdo con los lineamientos que se hayan formulado; sólo la
SHCP puede autorizar adecuaciones que impliquen cambios en el balance
financiero o incrementos en el gasto de los servicios personales.
Deuda
Se mantiene la
condición de enviar previa aprobación del Capemex, la propuesta global de
financiamiento, para su incorporación a la Ley de Ingresos, la disposición de
que las obligaciones constitutivas de deuda pública de Pemex no constituyen
obligaciones garantizadas del gobierno federal y de que Pemex se debe coordinar
con la SHCP en sus operaciones de financiamiento.
El director general
remitirá, como ya se hace, un informe semestral aprobado por el Capemex sobre
el uso del endeudamiento, considerando la rentabilidad de los proyectos, sus
condiciones financieras, el manejo de la disponibilidad, entre otras.
La deuda, de acuerdo con
el texto conservado, será de Pemex, a pesar de que el Gobierno Federal apoye en
su amortización en forma cada vez más generosa.
Transparencia y
rendición de cuenta
En lo que se denomina
transparencia y rendición de cuenta se establece que la empresa debe sujetarse
a las leyes aplicables en la materia, con el fin de prevenir, identificar y
sancionar los actos u omisiones.
En este rubro se señala
que Capemex a propuesta del Comité de auditoría y opinión de la dirección
general debe de proveer al público la información necesaria actualizada a
través de la página de internet que permita conocer la situación de Pemex y
filiales, de conformidad con lo dispuesto por la Bolsa Mexicana de Valores,
seguir las medidas que se requieran para el resguardo y protección de la
información delicada de la empresa y la obligación de informar anualmente que
tiene el director general al ejecutivo federal y al congreso de la situación de
la empresa.
Además, que cabría
esperar las disposiciones que emita la secretaría de anticorrupción y buen
gobierno que asumirá algunas de las funciones del INAI, la cual está en fase de
reorganización.
Comentarios:
En la redacción actual
se ha eliminado debido a la desaparición del INAI toda referencia al
cumplimiento con la normatividad que establecía dicha institución en esta
materia, por lo cual todo queda sujeto a las disposiciones internas o bien a
las que en materia financiera establece la Bolsa de Valores de México.
Transitorios
En el texto se
incorporan veinte artículos transitorios, algunos de los cuales, ya se han
comentado previamente destacando el referido a la extinción de las empresas
subsidiarias, los plazos para concluir el proceso de fusión, el procedimiento
de la designación de los consejeros independientes, del auditor interno
(nombramiento o ratificación), del director general y la no afectación de los
derechos laborales debido a esta reorganización (pues lo de confianza si
resultaron afectados, no los sindicalizados).
Ley de hidrocarburos
(promulgada el 18 de marzo de 2024, reforma, adiciona y deroga a la Ley de
Ingresos de Hidrocarburos que estaba en vigor desde el 11 de agosto de 2014).
En este nuevo marco
normativo cabe destacar que la SENER tiene un papel relevante en todo el
proceso de implantación de la normatividad, la cual cabría precisar no está
todavía completa, ya que conllevará a la elaboración de reglamentos, políticas
y lineamentos y otras disposiciones de carácter legal para su correcta
implantación.
Asignación para el
desarrollo propio y para el desarrollo mixto
En el nuevo articulado
en el caso de la exploración y extracción de la ley se estableces dos tipos de
asignaciones: para el desarrollo propio y para el desarrollo mixto, además de
los contratos para exploración y extracción de hidrocarburos.
En el primer caso las
asignaciones propias serán asignadas o modificadas exclusivamente a favor de
Pemex, el cual será el único operador. Su renuncia debe contar también con la
aprobación de la SENER.
En este caso se da una
apertura al sector privado a través de contratos de servicios, aunque la misma
está condicionada a que Pemex no pueda por sí mismo llevar a cabo el proyecto
por lo cual podrá celebrar con privados estos contratos, siempre y cuando no
haya de por medio una contraprestación en efectivo.
En el caso de la
asignación mixta, que ofrece otra alternativa a la participación privada, la
SENER la otorgará a Pemex cuando esta lo requiera con el propósito de
complementar sus capacidades técnicas, operativas, financieras o de ejecución.
En el primer caso, Pemex puede complementar recursos con los privados a través
de contratos de servicios siempre y cuando le permita a la empresa tener mayor
productividad y rentabilidad (esto se deberá definir por alguna instancia); en
estas asignaciones cualquiera puede ser el operador, puede haber más de un
participante y además Pemex mantiene el derecho exclusivo sobre la asignación
(no puede transferirlo, cederlo u otorgarlo a otro). En este esquema llama la
atención que se establezca que Pemex no hará aportación económica, por lo que
se entiende que Pemex se limitará a solicitar un servicio complementario a
alguna actividad según su conveniencia.
En este esquema debe
existir previamente como mínimo un contrato que se denomina contrato mixto, una
propuesta en términos técnicos y operativos y un tipo de procedimiento para la
selección de la o las personas participantes que se llevará a cabo por Pemex.
Los contratos mixtos,
según se establece en el texto normativo debe contener una serie de condiciones
mínimas para ser aprobados por la SENER como son entre otras: porcentajes de
participación, límite de recuperación de costos, contraprestaciones, mecanismos
de solución de controversias y jurisdicción aplicable, mecanismos de control de
costos y otros. Estos son formulados conforme la legislación mercantil y
remitidos a la SENER para su registro y control.
Comentarios:
Cabe destacar que el
contenido más específico de estos contratos mixtos, cuando menos en su
redacción actual, no parece que vaya a ser de particular atractivo para los
potenciales inversionistas por varias de sus disposiciones: los ingresos deben
cubrir en primer lugar las obligaciones fiscales, luego la recuperación de
costos que no puede ser mayor al 30% salvo en caso de campos difíciles donde
podría llegar hasta el 40%, la participación de Pemex no puede ser menor al 40%
y el porcentaje de contenido nacional debe en promedio ser del 35%. En el
sector privado se ha cuestionado los porcentajes de reducción de costos
considerando que es una limitante mayor ante lo cual se ha solicitado tomar en
cuenta el tipo de campo y la madurez del yacimiento, además que se debe de delimitar
claramente los costos (cuáles serán considerados) y el control operativo del
yacimiento.
La otra vía que se
ofrece a la participación de los privados se refiere a los contratos que de
manera excepcional, según dice el texto normativo, podrá celebrar la SENER para
la exploración y extracción a través de un proceso de licitación (esta decisión
la debe comunicar Pemex a la SENER ya sea motivada por falta de interés o por
falta de capacidad); en estos procesos Pemex podrá participar solo o con otros
siempre y cuando se cumplan con los criterios de precalificación, los cuales
los fijará la SENER. La SENER deberá
autorizar de manera previa la celebración de estas alianzas de Pemex y otros
participantes cuando haya cesión de control operativo y control de las
operaciones del área contractual. La
SENER establecerá el modelo de contratación para cada área contractual,
diseñará los términos y condiciones técnicas de los contratos, diseñará el
proceso de licitación, determinará el porcentaje de participación de Pemex,
suscribirá y rescindirá los contratos, aprobará los planes de desarrollo de la
extracción, administrará y supervisará los contratos, y autorizará la cesión
del control corporativo, entre otros (estos modelos de contratación no se
conocen todavía en su versión definitiva).
En esto como en los
otros contratos se prevén mecanismos alternativos de solución de controversias,
ya sea los previstos por la ley, los acuerdos arbitrales del Código de comercio
o los previstos de manera específica en los tratados internacionales, los cuales
según una opinión excluyen el arbitraje internacional (preocupante por las
reformas al poder judicial de México donde los jueces pudieran perder
independencia frente al poder ejecutivo)
En la normatividad se
faculta a que Pemex pueda solicitar la migración de la asignación para el
desarrollo propia a un contrato mixto, para lo cual Pemex puede hacerlo en
alianza con privados. Sin embargo, la selección del socio privado deberá
hacerse por la vía de la licitación, la cual se llevará a cabo por la SENER. En
este caso habrá también un proceso de precalificación para seleccionar el socio
de Pemex que entraría en la licitación.
Comentarios:
Este proceso de la
precalificación y de la selección vía licitación para la migración de los
contratos me parece que introduce una complicación innecesaria en el proceso de
migración.
En la ley se establecen
varias disposiciones relacionadas con el reconocimiento y exploración
superficial, exploración y extracción de hidrocarburos realizada por Pemex o
particulares, la cual se afirma pertenece a la Nación. Se establecen entre
otros: un plazo para el aprovechamiento comercial (fijado por la SENER), la confidencialidad
de los datos bajo un periodo de reserva, la facultad de SENER de contratar a
quien le plazca para realizar dichas actividades y la obligación de cada
contratista, asignatario u otra persona de entregar esta información a la SENER
(previo procesamiento, interpretación e integración)
La SENER como en muchos otros aspectos sería
la encargada de vigilar el cumplimiento de estas disposiciones, las cuales se
afirma serían reglamentadas de manera oficial.
Permisos
Las demás actividades
de hidrocarburos incluyendo la refinación, importación, exportación,
transporte, almacenamiento, comercialización, operaciones de gas natural,
formulación y expendio de combustibles y operaciones con petroquímicos serían
sujetas a permisos, ya sea por parte de la SENER o de la Comisión Nacional de
Energía.
En el caso de los
permisos resulta excesivo establecer que las personas permisionarias se
comprometan a un flujo continuo de información (semanal y mensual) sobre
controles volumétricos, mediciones, calidad de los productos, operaciones
comerciales y datos fiscales de proveedores, prestadores de servicios y
clientes. El otorgamiento queda también sujeto a varios otros criterios de
evaluación como son: localización, volumen, demanda e impacto regional. En
cuanto a la información que se proporcionará se menciona específicamente que no
se aplican los secretos comercial, bancario, fiscal ni fiduciario. Esto puede
dañar la confiabilidad de cualquiera de las instituciones que recaban esta
información con repercusiones también de carácter internacional. Además, existen
varios supuestos para suspender las actividades, que de acuerdo a la norma
sería de manera inmediata sin previa
audiencia de partes (no poder acreditar la procedencia del producto y varios
bajo el calificativo de “indicios” que se refieren a alteración del producto,
afectación al usuario o prácticas de mercado ilícitas), numerosos requisitos
(personas morales y físicas) para recibir el permiso y requisitos específicos
para los permisos de comercialización de hidrocarburos, petrolíferos y
petroquímicos, de distribución de gas natural y petrolíferos y formulación de
petrolíferos.
En el articulado se
encuentran señalamientos sobre cesión de permisos (en caso de modificación al
capital de la empresa se debe solicitar la actualización del permiso), término
de los permisos, caducidad de los permisos, revocación, y ocupación temporal o
intervención bajo varios supuestos (interés nacional, los previstos en la ley
de expropiación o cuando el permisionario incumpla sus obligaciones por causas
no imputables o imputables) estableciendo plazos y supuestos para terminar con
la ocupación. En estos casos se designaría como responsable a una empresa
pública, interventor u otra.
Comentarios:
En el articulado
existen numerosas referencias a otorgar un trato discriminatorio como el
de priorizar la operación de las
empresas públicas y sus filiales por ser de interés social y público en los
llamados sistemas integrados que se constituirían en el caso del transporte por
ducto y almacenamiento de gas natural, petrolíferos y petroquímicos; se impone
que los permisionarios de estos sistemas de transporte, distribución y
almacenamiento tienen la obligación de dar acceso abierto y “indebidamente discriminatorio” a sus
instalaciones y servicios de acuerdo la
disponibilidad de capacidad, pero ello no es aplicable al caso de las empresas
públicas o sus filiales; los permisionarios de estos sistemas que se encuentren
sujetos al acceso abierto no pueden realizar la compra o venta o comercializar
los productos que hayan sido transportados y almacenados en sus sistemas (se
entiende que esto no es obligatorio para las empresas públicas o filiales).
Por otro lado, se
establece de una manera general que en las condiciones que se incluyan en las
asignaciones, en los contratos y en los permisos tomando en cuenta igualdad de
precios, calidad y entrega oportuna se debe dar preferencia a los bienes nacionales
y contratación de servicios de origen nacional incluyendo personal. No está
claro la entidad que determinará una situación como la que se menciona para
condicionar las compras al mercado nacional.
En la nueva
normatividad se formulan una serie de requisiciones de información para los
permisionarios en forma diaria y mensual sobre controles volumétricos
recepción, entrega e inventarios, datos de comprobantes fiscales o pedimentos
asociados a la compra o venta de productos, dictámenes sobre tipos de
hidrocarburos, certificados sobre la correcta operación y funcionamiento de los
equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos y para no
desanimar, las que pueda emitir la autoridad fiscal en su momento. Esta enorme
variedad de requisitos les elevará de manera sensible los costos de operación a
los permisionarios que se interesen en alguna de estas actividades.
Además, se establece el
desarrollo de cualquier actividad deberá estar precedido por un estudio de
impacto social del área donde se llevará a cabo el desarrollo; los interesados
deberán presentar a la SENER una manifestación de impacto social cuyo contenido
mínimo se detalla (enfoque participativo, con perspectiva de género (¿qué se
entenderá en los estudios de impacto social por este requisito?) y protección y
respeto a los derechos humanos. Esta será un requisito para cualquier
autorización de permiso.
En el texto de la ley
de Hidrocarburos se establecen varios tipos de sanciones de acuerdo con la
gravedad de la falta ya sea por parte de Energía, la Comisión Nacional de
Energía, la SHCP o Economía.
Comentario general:
En la nueva
normatividad, como se ha mencionado al inicio, si bien se abren oportunidades a
la inversión de los privados, esta se hace con una serie de limitaciones que
pueden no ser atractivas para esta participación. Los privados lo harían sólo
de la mano de Pemex o de la SENER (cuando se requiera por la demanda del
proyecto, cuando no haya interés o de manera excepcional) y
deberán cumplir con innumerables requisitos sujetos a interpretación
para su aplicación (y también al riesgo de corrupción) por una nueva burocracia que se instalará en la SENER como sucederá para los contratos mixtos
(todavía no conocemos su versión definitiva) incluyendo procesos de selección
de los potenciales inversionistas y en los procesos de licitación en el caso de
los contratos de exploración y extracción que también incluyen procesos de
precalificación (no se conoce la versión definitiva de dichos contratos). Esta
situación se reproduce en la concesión de los permisos donde se demandan
innumerables requisitos de información (diaria y mensual) tanto de los
permisionarios como de sus proveedores y clientes incluyendo la supresión de
los secretos comercial, bancario, fiscal y fiduciario. Esto último puede dañar
la confiabilidad de cualquiera de las instituciones que recaban esta
información con repercusiones también de carácter internacional. Además, de que
en el desempeño de algunas de estas actividades se especifica un trato
discriminatorio a los privados con respecto a las empresas públicas o filiales,
que hace que no se tenga un piso parejo.
A partir de la
situación anterior, cabe señalar que en la medida que en otros países los
privados encuentren condiciones más razonables incluyendo beneficios más
favorables (los límites de recuperación de costos en exploraciones
convencionales estaban fijados por la SHCP en un rango de 45 a 75% en años
anteriores) como sucede en Estados Unidos (el nuevo gobierno tiene una abierta
política de impulsar al sector para aumentar la producción “Drill Baby, drill”)
y Canadá (con un régimen estable que permite la inversión extranjera a través
de la operación de varias empresas que cotizan en bolsa y pagan impuestos en
Canadá), no habrá mucho incentivo para la inversión extranjera a nuestro país
en este sector. Además, debe añadirse a esta situación lo que los
inversionistas nacionales y extranjeros temen sobre el resultado de que la
reforma judicial pueda llevar a jueces siempre dispuestos a fallar a favor del
gobierno en el caso de cualquier litigio.
En la prensa del día se
está comentando, aunque no hay anuncio oficial, la próxima firma de varios
contratos mixtos de Pemex con empresas privadas donde destaca el Grupo Carso
(el principal capital privado de México), lo cual parecería que busca dar
confianza a los inversionistas sobre estos nuevos instrumentos. Sin embargo, estas
inversiones como ya hemos visto en el pasado (caso Lakach, considerada en su momento
una inversión rentable por cerca de dos mil millones de dólares) no siempre se
materializan, por lo que las cifras que se manejan en términos de producción de
aceite y gas son muy variables.
Ley de ingresos de
hidrocarburos (publicada el 18 de marzo de 2025, esta legislación reforma,
adiciona y deroga a la Ley de Ingresos de Hidrocarburos que estaba en vigor
desde el 11 de agosto de 2014).
Los cambios más
significativos son:
Artículo 3: en las
definiciones se introduce el concepto de área unificada (determinada en
superficie y profundidad que se unifica por tratarse de un yacimiento
compartido) y de la condición base, la presión y temperatura con los cuales se
miden los volúmenes de petróleo y condensados. Además, se especifica que el
valor contractual de los condensados, gas natural y crudo será determinado
conforme a dicha condición base y se transfieren responsabilidades de la CNH a
la SENER. Esto es un ajuste que reflejará una mayor precisión técnica en los
contratos, aunque también podría incrementar los costos operativos.
Artículo 5: se amplía
el plazo de la publicación del reporte anual en los contratos de exploración y
extracción y se agrega la obligación de incluir la actualización de los
parámetros de cálculo y términos técnicos conforme a los ajustes estructurales
del mercado (se vincula al anexo 3 de los contratos vigentes). Este cambio
permitirá a la SHCP mayor tiempo para el análisis, pero impone a los
interesados la necesidad de monitorear las actualizaciones anuales. Esto podría
afectar las proyecciones financieras y la planeación fiscal de los
inversionistas.
Artículo 39: el derecho petrolero será a una tasa basada
en el precio del petróleo o condensado, sin deducciones, con fórmulas
específicas por tipos de hidrocarburos y áreas.
Se trata de un derecho
anual; el cálculo sólo considera consumo, pérdidas por derrame y quemas, no hay
otras deducciones.
La tasa será del 30%
para hidrocarburos explotados en tierra y agua; mientras que la tasa de gas
natural no asociado es de 11.62% (se agregan porcentajes adicionales con lo que
las tasas se elevarían ligeramente)
Se eliminan las
deducciones para pagos provisionales; se pierden beneficios fiscales previos,
pero se simplifican las operaciones.
Artículo 49: se piden
reportes trimestrales de inversiones, costos y gastos, además del reporte anual
que ya se exigía. Esto implicará mayores gastos administrativos.
Artículo 51: se incluye
la valoración de los condensados en operaciones con partes relacionadas; esto
repercutirá en un posible aumento de la carga fiscal.
Comentarios:
La mayoría de las
modificaciones están dirigidas a ajustar los nombres de las dependencias
titulares incluyendo la supresión de la extinta CNH conservándose muchas de las
demás disposiciones de la ley anterior.
El cambio más significativo
está relacionado con el derecho petrolero que bajo la abundante retórica de la
administración anterior y que repite la actual sin algún pudor ahora se le
llama del bienestar (este elimina el Derecho de Utilidad Compartida llamado DUC,
el derecho de extracción de hidrocarburos y el derecho de exploración de hidrocarburos,
los tres se integran en una sólo).
Por último, la SHCP
publicará reglas de carácter general para el cumplimiento de esta ley.
Ley de la Comisión
Nacional de Energía (esta ley fue promulgada el 18 de marzo de 2025 y tiene
como antecedente la ley que coordinada los órganos autónomos de la Comisión
reguladora de energía y la Comisión nacional de hidrocarburos del 11 de agosto
de 2014)
La Comisión Nacional de
Energía (CNE) es un órgano de carácter técnico, sectorizado a la Secretaría de
Energía (SENER), cuenta con independencia técnica, operativa, y de gestión.
Tiene por objeto regular, supervisar e imponer sanciones en las actividades en
materia energética, con el fin de promover el desarrollo ordenado, continuo y
seguro del sector energético de conformidad con la planeación vinculante en el
ámbito de su competencia.
En este caso, como en
otras normativas, la SENER se encargará de interpretar la ley y las
disposiciones legales o actos administrativos, que deriven de ella.
Las disposiciones de la
Comisión Nacional de Energía complementan la Ley del Sector Eléctrico, la Ley
del Sector Hidrocarburos, la Ley de Planeación y Transición Energética, la Ley
Federal de Procedimiento Administrativo y demás normativas aplicables.
- El mandato y las atribuciones de la CNE
Las principales
atribuciones de la Comisión Nacional de Energía (CNE) incluyen la emisión de
regulaciones y resoluciones administrativas, la vigilancia del cumplimiento de
normativas, la supervisión del mercado eléctrico e hidrocarburos, y la
imposición de sanciones cuando corresponda. Además, otorga, modifica y revoca
permisos en materia energética, establece tarifas y certificaciones, vigila y
supervisa su cumplimiento, solicita información a los sujetos regulados, a los
terceros relacionados solicita información vinculada con contratos, ordena y
realizará visitas de verificación, impondrá medidas provisionales o de
prevención como son clausuras y suspensión de instalaciones y actividades,
prestará asesoría técnica a la SENER, llevará el sistema de registro de
permisos, autorizaciones o cualquier otro acto relacionada y participará en la elaboración
de normativas y formulación del programa sectorial de energía y otros
instrumentos de política pública.
En el documento
expedido por la SENER con motivo de la publicación de la ley se destacan que
las actividades centrales de la comisión son:
- Supervisar y regular la producción y
comercialización de energía, conforme a la ley.
- Revisar y otorgar permisos a empresas
del sector.
- Establecer tarifas y sancionar
irregularidades, en defensa de las personas usuarias y del Estado.
- Realizar inspecciones y solicitar
información técnica.
- Asesorar al gobierno en temas de
energía para una mejor toma de decisiones.
- Llevar un registro de las decisiones
y permisos.
- Simplificar y digitalizar trámites, para
reducir los costos de transacción.
En el sector de
hidrocarburos, sea gas natural y combustibles se encargará de:
- Regular precios y tarifas.
- Otorgar, modificar, terminar y supervisar
permisos para producir, almacenar, transportar y vender gas,
gasolina y otros derivados del petróleo.
- El acopio, resguardo, uso, administración
y actualización, así como la publicación de las actividades del sector.
La CNE trabajará de
forma coordinada con otras dependencias y entidades de la administración
pública, incluyendo los organismos y entidades sectorizadas a la SENER.
La Comisión Nacional de
Energía (CNE) está conformada por una Dirección General, un Comité Técnico y
las Unidades Administrativas siguientes:
I.
Secretaría Técnica
II.
Dirección General de Estrategia y Vinculación
III.
Unidad de Administración y Finanzas
IV.
Unidad de Asuntos Jurídicos
V.
Unidad de Electricidad
VI.
Unidad de Hidrocarburos y
VII.
Unidad de Verificación
En el documento se
establecen los requisitos para ser director general y las atribuciones que
tiene esta autoridad.
El titular es nombrado
y removido libremente por el ejecutivo y ratificado por la Cámara de Senadores
(voto favorable de los integrantes presentes); en caso de que los votos no se
obtengan en la segunda votación, el ejecutivo podrá hacer la designación
directamente.
El Comité Técnico se
señala es un órgano colegiado que tiene como propósito conocer, opinar,
analizar, evaluar, dictaminar y aprobar los actos jurídicos o administrativos
que realice la comisión, con una serie de competencias que están enumeradas en
la normativa.
El comité técnico está
integrado por personal de la SENER, la Unidad de electricidad de la comisión,
la unidad de hidrocarburos de la comisión y tres personas técnicas expertos del
sector energético.
En el documento se
establecen los requisitos que deben cumplir los tres expertos en el sector
eléctrico.
El presupuesto de la comisión
será aprobado por la Cámara de Diputados, cubrirá servicios personales,
materiales y suministros y de administración general.
Los sujetos regulados
pueden interponer medios de defensa contra los actos u omisiones de la comisión.
En los casos de procedimiento
seguido en forma de juicio, sólo pueden impugnarse la que ponga fin al mismo
por violaciones cometidas en la resolución o durante procedimiento.
En las decisiones
fundadas y motivadas que sean aprobadas y emitidas por la comisión y el comité
técnico se puede alegar un daño o perjuicio en la esfera económica de los que
lleven a cuenta las actividades.
Comentarios:
La emisión de esta ley
es un retroceso en cuanto a la autonomía constitucional que tenían las dos
comisiones tanto de regulación de energía como de hidrocarburos bajo el interés
de concentrar las decisiones a nivel del ejecutivo conforme lo manifestó el
exmandatario federal en varias ocasiones. No se trata de ahorro o eficiencia en
el trabajo que realizaba este órgano.
Este nuevo organismo nace
sectorizado a la SENER con las funciones similares a las que realizaban los
ahora extintos organismos autónomos y con un presupuesto que será probado como
en el pasado por la Cámara de diputados.
En la conformación de
este nuevo organismo se observa limitaciones de autonomía evidentes no en la
designación del director general que será de acuerdo con lo que se tenía sino
en cuanto al comité técnico integrado ahora por personal de la SENER, de la comisión
y tres expertos que serán minoría en el proceso de toma de decisiones.
En cuanto a la defensa
que puedan tener los sujetos regulados frente a las decisiones de la comisión
cabe destacar se incluyen dos disposiciones que parecen acotar las
posibilidades de revertir cualquier acto impugnado, ya sea a través de juicio u
otras decisiones con efectos económicos sobre los sujetos.
Finalmente, cabría
esperar que esta comisión opere de manera transparente en materia de la
concesión de los permisos sobre todo que la expedición de los permisos se cubra
en los periodos establecidos, que no haya intervenciones de carácter político
imprevistas que retrase su expidición y que no haya sobre todo corrupción de
parte de los encargados de dicha expedición (“moches” en el léxico popular para
que todo salga en los tiempos y costos acordados)
El 21 de mayo de 2025
se anunció la entrada en operación de la comisión con la plena integración del
comité técnico, la cual deberá tener como primera tarea contar con un
reglamento interno.
Perspectivas de la
reforma
Las reformas
promulgadas contienen varios aspectos que estarían encaminados como resultado
final a hacer de Pemex una empresa mejor, más eficiente, más productiva más sana
que la que se tiene actualmente en particular ante la menor producción, los
costos de la refinación, los adeudos que acarrea y las pérdidas cada vez más
elevadas que registra
La reorganización administrativa
se afirma que está encaminada a evitar duplicidades, operar mejor
administrativamente y a reducir costos generando ahorro para incrementar las
inversiones, la vía de la apertura a través de las inversiones mixtas se afirma
que está encaminada a incentivar el capital privado en Pemex ante la falta de
recursos para emprender nuevas actividades (exploración y extracción,
refinación o la transición energética),
lo cual a primera vista parecen ser propósitos loables de parte de la nueva
administración.
Dicho lo anterior, a mi
entender estas medidas serán insuficientes para revertir la delicada situación
de la empresa en particular en el plano de sus finanzas y sus pésimos
resultados dado que no se atienden varios problemas (situaciones recurrentes)
que están en el fondo de la profundización de dicho deterioro.
En una enumeración, que
no es exhaustiva, cabría mencionar entre otras los siguientes:
-Considerar el cierre
de campos con rentabilidad negativa (Aceite Terciario, Burgos, Mulach, Ku,
entre otros), que generan impuestos y algunos empleos, pero pérdidas para la
empresa.
-Concentrar las
inversiones en campos seleccionados (ahora se tienen 29 campos nuevos, pero de
los cuales sólo 10 concentran el 77% de la producción: Pokche, Koban, Cheek,
ITTA, Octli, Tlacame, Racemosa, Cibix, Tlamatini y Manik), lo que implica un
costoso despliegue de recursos humanos y de equipo.
-Las inversiones tienen
que dirigirse a los campos verdaderamente rentables (los ingenieros de Pemex
por desgracia tienden a sobredimensionar los éxitos geológicos y comerciales de
los campos en sus solicitudes de recursos) apoyados en estudios sólidos sobre
la estimación de los recursos prospectivos, que constituyen la base de las
decisiones posteriores sobre las inversiones en explotación y extracción de los nuevos
yacimientos.
-El declino de la producción de los
campos no se ha podido evitar a pesar de que se han desarrollado nuevas
tecnologías (plataformas genéricas o desplazables), se han reducido los tiempos
de producción de acuerdo con la administración con respecto a los años que se
tomaba en el pasado y la recuperación secundaria se ha intensificado con el uso
de proceso de inyección de agua para aumentar la presión de los yacimientos. Esto
demandará reconsiderar la explotación de algunos yacimientos cerrados hace
varios años por razón de costos y de los yacimientos no convencionales (lutitas
bituminosas) localizados en la llamada Cuenca de Burgos en Tamaulipas o el complejo de
Chicontepec en Veracruz (Estados Unidos ha aumentado de manera significativa su producción
de aceite y gas con los yacimientos de lutitas ubicados principalmente en Texas)
-Detener las pérdidas
del proceso de refinación mediante la inversión oportuna en mantenimiento y
rehabilitación de las refinerías, (refinerías, complejos petroquímicos y
complejos procesadores de gas), que operen a una capacidad que pase del 60% al
80% que muestran muchas refinerías extranjeras, que reduzcan sus paros no
programados y aumenten sus rendimientos para alcanzar la meta del POFAT del 65%
contra el 55% del 2024. La caída de los márgenes variables (utilidad por
barril) fue muy significativa entre 2023 y 2024 de 11 dólares a 4 dólares, lo
que está también afectando las utilidades de las refinerías (menor costo de los
destilados en la costa este de Estados Unidos, el principal mercado de
referencia)
-Centrar la atención en
aquellos centros de refinación que actualmente tienen activos con un valor contable de cero
(como son Complejo procesador de gas de Arenque, Refinería Madero, Refinería
Minatitlán y complejo petroquímico de Cosoleacaque) para explorar alternativas
de conversión que los haga unidades rentables (hoy Arenque registra problemas
de muy baja producción, hay pérdidas recurrentes y al alza en refinerías como
Minatitlán a pesar de la inversión en rehabilitación (11.6 mil millones de
pesos) que si bien permitió elevar la capacidad de utilización entre 2020 y
2024, está por debajo de la media para las 6 refinerías de Pemex (43% contra 55%
en 2024) e interminables paros no
programados que afectan la producción como en el caso del amoniaco en
Cosoleacaque cuya producción disminuyó en 25% entre 2022 y 2024 (Madero recibió
una inversión similar de 11.8 millones de pesos, pero ha podido
incrementar su capacidad de utilización en el lapso considerado
superando en 2024 a la media nacional: 59% contra 55%)
-Detener las pérdidas
en el área de fertilizantes donde las empresas (Fertinal y Proagro, ambas
plantas adquiridas a privados en 2016 con cuestionamientos importantes en
cuanto al precio en el caso de la segunda) solo operan a través de continuas
capitalizaciones para capital de trabajo,
pago de deudas y asesorías (un estimado propio de estas capitalización desde 2017 a 2024 amonta a 2,150 millones de
dólares) debido a que le venden a la SADER a precios que no le permiten
recuperar sus costos e incluso llegan a cubrir en ocasiones los costos de traslado del
fertilizante (además que les pagan cuando esta dependencia tiene dinero a pesar
de que hay un presupuesto asignado para la compra de fertilizantes por más de
17 mil millones de pesos dentro del programa de apoyo al campo.
-Cerrar las líneas de
empresa del Bienestar, las que existen Gas Bienestar, Gasolinas Bienestar y
Gasolineras Bienestar son todas generadoras de pérdidas, cada una de ellas tiene
una explicación que busca justificarlas (en el primer caso costos de los nuevos tanques
que sustituyen a los antiguos, injustificado
aumento de nómina y precios subsidiados del gas, en el segundo supuestas ventas
a Cuba que ya representan 1000 millones de dólares, 400 mdd en 2023 y 600 mdd
en 2024 según las últimas cifras (200 millones de dólares durante lo que va de
2025) bajo el lema de la solidaridad entre pueblos hermanos y que será difícil recuperar por la bancarrota
del país (además se corre el peligro de que Estados Unidos considere estas
ventas violatorias del embargo que tiene sobre el régimen cubano imponiendo alguna sanción como acaba de hacer con la India por la compra de crudo de Rusia) y en el tercer caso la apertura de gasolineras
para comunidades indígenas cuyos gastos (desconocemos los montos) serán también difícil de recuperar como sucede con la mayoría de las empresas
comunitarias (mucho entusiasmo, pero ausencia de administración ha sido siempre una constante).
-Continuar con el
proceso de reingeniería financiera para reducir el número de empresa filiales,
muchas de las cuales ya no operan, pero que generan costos, de las cuales
existen todavía 41 empresas, aunque se ha dicho que 16 serían canceladas
prontamente. Sin embargo, sabemos después de 6 años que el objetivo de la
reingeniería no ha sido una tarea fácil dada la ubicación en el exterior de
algunas empresas, los largos procesos legales, fiscales y administrativos y la
participación de terceros. Las empresas filiales se han creado desde hace
muchos años por razones particulares (no debe ser sorpresa su existencia, ya
que algunas de ellas vienen desde los años sesenta); en la nueva normativa se
dejó la opción de que se puedan crear este tipo de empresa en el futuro.
-Durante la llamada “austeridad
republicana” que se podría también denominar “discreción y conveniencia“
(2019-2024) se crearon 1,354 plazas laborales más una población de 30 mil
trabajadores temporales (resultado esto último de acuerdos entre directivos de
la empresa y líderes del sindicato donde se pueden tener intereses mutuos no
siempre en beneficio de la empresa), por lo cual el contingente laboral actual
es de 124.9 mil personas (excluyendo temporales), lo que no se registra en
otras empresas del exterior del tamaño de Pemex.La pasada administración basificó según el Informe Anual a 27,372 empleados, la mayoría fueron plazas sindicalizadas, por lo que está
por verse el compromiso actual de reducir en 3,500 la nómina laboral. Todas las administraciones
señalan que van a reducir el contingente laboral, pero por desgracia todas
terminan con mayor personal (el rubro de servicios personales se incrementó en 122.37% entre 2019 y 2024).
-Considerar seriamente
los proyectos desde una perspectiva técnica no política, la cual lleva a
decisiones precipitadas como han sido la cancelada compra (sustentada en supuestos ingresos por alza de petróleo) de la empresa
Servicios y terminales de Tuxpan (Servitux) ahora sujeta a arbitraje
internacional por incumplimiento de contrato según los vendedores y con riesgo
de que le cueste varios millones de dólares a la empresa en caso de pérdida del
litigio (en el Estado de Resultados dictaminado 2024 se expone el caso en Litigios
en proceso), la retórica expropiación (la llamaron “rescate de la soberanía”)
de Air Liquide (suministradora de
hidrógeno) en el complejo de Tula sujeto también a arbitraje internacional por
diferencias en el monto de la indemnización propuesto por el INDAABIN a la
afectada (expuesto en detalle en el Reporte a la Bolsa de Valores de México en
2024), el proyecto de aprovechamiento de residuales de Salina Cruz (descrito en el Reporte a la Bolsa de
Valores en 2024) echado andar sin contar con los recursos para ello (la SHCP se menciona en el reporte se encargaría de otorgar
los recursos, lo cual no se ha hecho), derivando en la elevación de su costo y
atraso en su conclusión, entre otras muchas decisiones dañinas a las finanzas de
la empresa. Cabe destacar que muchos proyectos de inversión traen el aval del
Grupo de inversiones (órgano técnico), que por desgracia palomea las decisiones
que fueron tomadas previamente desde la Dirección General (la jerarquía se
sobrepone al órgano técnico).
-Cubrir los adeudos con
proveedores (a marzo de 2025 la empresa informó de haber cubierto el 20% del
adeudo frente al compromiso que hizo la autoridad de hacerlo con la mayor parte
del adeudo en los primeros meses de este año) que están afectando la provisión
de servicios a muchas de las actividades de exploración y extracción,
refinación y logística de la empresa, basta leer los informes periódicos de las
áreas a los comités del Consejo de Administración, a pesar de que retóricamente
se afirme que nada pasa y todo está funcionando normalmente (no es válido
negarle el registro de las facturas en los sistemas de Pemex para decir que la
deuda no está creciendo, ya que según afirmó la Asociación Mexicana de empresas Petroleras se
deben todavía de facturar 65 mil millones de pesos de adeudos de 2024 y primer
semestre de 2025). Esto, por otra parte, afecta también a las economías
locales donde se ubican las empresas prestadoras de servicios como sucede en
Ciudad del Carmen, Villahermosa, Coatzacoalcos, Veracruz y Tampico. Esto
implica ampliar los programas de factoraje que se tiene con la banca de
desarrollo y la banca privada u otro mecanismo financiero consensado que
favorezca su pago dado que se ha convertido en una fuente de continua
confrontación con las cámaras empresariales que los aglutinan incluso con las existentes
en Estados Unidos (los adeudos se han cubierto hasta ahora con líneas de crédito
bancarias).
-Reforzar el combate al
robo de combustibles a través de un trabajo interno más coordinado (la
subdirección de salvaguarda estratégica en manos de militares ahora depende de
logística), controles más estrictos sobre el personal civil y militar,
equipamiento adecuado y continuar, siempre que se tengan los recursos hasta
ahora muy limitados, con la modernización del SCADA (siglas en inglés de lo que
se conoce como sistema de obtención de información, control y supervisión a
distancia), que permite supervisar la conducción del combustible y la pérdida
de presión en los ductos, destinar más recursos a vigilancia de los ductos más importantes y darle a las instalaciones el mantenimiento adecuado ya que muchas están dañadas por el vandalismo, lo que requiere compra de equipo y diversas obras materiales. El gasto en mantenimiento ha permanecido sin cambios signficativos por varios años. En vista de su reciente crecimiento el robo de
combustible (probablemente subestimado en las cifras de Pemex) se ha convertido
en una actividad más del crimen organizado, por lo que su combate será difícil
y demandará trabajar de manera coordinada con varias instancias externas a la
empresa para conseguir resultados incluso con las comunidades locales que
protegen a los delincuentes ya que les aportan diversos apoyos monetarios y en
especie.
Estas medidas podrían
apoyar la recuperación financiera de la empresa reduciendo pérdidas, bajando
deudas y logrando un mejor balance financiero frenando la actual situación de
rápido deterioro de la empresa, ya que no basta reestructurar una organización,
sino que ello implica además tener un negocio rentable capaz de generar la
liquidez necesaria para cumplir con sus obligaciones fiscales y deudoras (incluyo la palabra rentable aunque reconozco que para algunas autoridades
actuales esta palabra es lenguaje neoliberal no acorde con la orientación política
del nuevo gobierno cuya prioridad es la "útilidad social").
La necesidad de estas
medidas no está por demás recordar es ahora más evidente ante la insuficiencia
de los cambios que se han instrumentado en particular cabe destacar que la baja
de la carga fiscal que se mencionó en su momento como una variable que afectaba
a la empresa no ha funcionado a pesar de que el pago de impuestos y derechos se
redujo considerablemente entre 2018 y 2024 en 172 mil millones de pesos.
Cabe además de destacar
otra solución de urgencia de recursos que se ha estado manejando a nivel de la empresa y de
la SHCP (los anteriores secretarios de dicha dependencia rechazaron en su
momento esta operación por considerar que el marco legal no lo permitía, pero
ahora parece que se ha cambiado ya de opinión), de la cual tenemos ya en fecha más reciente (finales de julio) la decisión final consistente en que el Gobierno Federal emita a través de un nuevo vehículo financiero localizado en el mercado de Luxemburgo títulos con determinadas características (los bancos de inversión son expertos en ello diseñando el producto que el cliente le solicite por lo que cobran unas buenas comisiones) que le permitirán a Pemex intercambiarlos por bonos del Tesoro de Estados Unidos por un monto de 12 mil millones de dólares que le permitirá cubrir adeudos en 2025 y 2026 (de hecho bajando la carga financiera de la empresa). Este endeudamiento se afirma por algunos no se acumula a la deuda soberana ni a la de Pemex (otros dicen lo contrario ya que se trata de deuda contingente del Gobierno Federal), pero que se deberá pagar ya sea por Pemex o por el Gobierno Federal (de hecho este asumirá la garantía del adeudo lo que la ley señalaba que no se podía). La contratación será por 5 años y a una tasa menor a la que obtendría Pemex si contratara directamente. Sin embargo, esta decisión manda señales financieras negativas para
el país, ya que elevará (si consideramos la versión de los que dicen que es deuda contingente) la relación deuda PIB del Gobierno Federal del estimado
52.3% que se tiene al cierre de 2025 al 53% (tampoco este rescate se entiende dentro de los llamados esfuerzos de
“consolidación fiscal” del Gobierno Federal tanto por la vía del déficit como
de la deuda). Además, contablemente para Pemex se deberá registrar como una aportación del Gobierno Federal que deberá tener una contrapartida en las cuentas de este último.
Las reformas de
carácter legal, a pesar de su detallada elaboración, constituye el intrincado
entramado a que se debe hacer frente, aunque por desgracia por su complejidad
no siempre resulta ser la manera más ágil y propicia para lograr que la empresa
aligere sus costos de operación ni tampoco para promover las inversiones, pero
es importante en cuanto da la necesaria certidumbre que buscan los potenciales
inversionistas en este sector.
Dicho lo anterior, hay
que insistir que ello no reducirá las pérdidas de la empresa que están
relacionadas con problemas de fondo que el Gobierno como propietario o los
directivos de ella, no le están haciendo frente de manera directa a pesar de la
abundante retorica con la que han presentado estas reformas. Estos problemas
son urgentes y deben atenderse, ya que explican la recurrencia de las pérdidas,
los magros resultados operativos, financieros y el crecimiento de la deuda
financiera. Las decisiones están más que nunca ahora en manos del Gobierno, esto
resulta claro con las amplísimas atribuciones que la norma le ha dado a la SENER
en cuanto al sector energético, lo cual implicará por desgracia que se tomen en
consideración tanto aspectos políticos como técnicos, aunque el deterioro que
tiene la empresa demanda tener un sólido fundamente de cada uno de ellos.
Plan México y las
reformas energéticas
Las propuestas en materia energética del Plan México (se dice que están
encaminadas a la soberanía energética),
en el caso de los hidrocarburos se proyectan niveles de producción de
líquidos, de gas (dependencia de alrededor del 73% del exterior), refinación
(60% de la gasolina que se consume es importada) y de fertilizantes
(insuficiente producción para el consumo interno que se espera revertir
surtiendo el 90% de la demanda nacional) muy por arriba de los actuales con base en las reformas promulgadas a la
Constitución y a las leyes secundarias
(Ley de Pemex, Ley de Hidrocarburos, Comisión Nacional de Energía, Ley de
Ingresos de hidrocarburos, etcétera) que sin conocer todavía las características
específicas de los llamadas contratos mixtos que se argumenta facilitarían las
inversiones en al área de exploración y
extracción están lejos a mi entender de permitir una apertura que entusiasme a
los inversionistas (áreas de interés de Pemex o SENER, selección de potenciales
inversionistas, menor reconocimiento de costos, mayor contenido nacional,
solución de disputas de acuerdo con las leyes nacionales y permisos que otorgan
ventajas a las empresas públicas contra las privadas). Además, llama la
atención que los mayores niveles de producción que se proyectan cuando menos
este año se harían con una reducción del 35% en la inversión física de la
empresa entre el estimado de 2025 y lo obtenido en 2024, por lo que
probablemente consideran que con la apertura los recursos faltantes provendrán
generosamente de los privados. La inversión física de Pemex cayó en 21% en el
periodo de enero a junio de 2025, lo cual augura malas noticias para el propósito
de ampliar sus actividades productivas.
