Abril
de 2018
Pemex:
los retos ante un largo proceso de ajuste
A poco menos de cuatro años de
la entrada en vigor de las leyes de la reforma energética (la reforma
constitucional fue el 20 de diciembre del 2013 y las secundarias fueron el 11
de agosto de 2014), que dotaron a Pemex de un nuevo marco normativo y operativo;
de una ronda cero que le permitió de seleccionar las áreas donde su actividad
sería más productiva; y de dos administraciones, la primera por demás
controvertida (caso Odebrecht) y la segunda sin mayor relevancia (la tercera
está apenas debutando), las perspectivas optimistas sobre la ahora llamada
empresa productiva de estado, no se han materializado.
Los datos productivos que
reporta la empresa en sus informes de resultados son muy desfavorables. En el
periodo de 2013 a 2017, la producción de crudo cayó en 600 mil barriles, la de
gasolinas en 191 mil barriles, la de diesel en 159 mil y la de gas en 2 339
(mmpcd). Las ventas internas de la empresa se han reducido en 32, 828 millones
de pesos.
Las nueve rondas de licitaciones
petroleras que se han realizado permitirán la participación de Pemex de manera
directa o acompañado por otras empresas en la explotación del crudo, aunque se
trata de inversiones que comenzarán a tener resultados dentro de algunos años
(en aguas profundas entre 7 y 8 años y en someras probablemente las primeras
hasta finales de 2019 según recientes declaraciones de la SENER). Además, esto
se complementa con la migración (en la jerga técnica se les conoce como farmout) de algunos contratos de
explotación de manera total o parcial a otras empresas para la producción
inmediata o a mediano plazo de los yacimientos (campos ya en producción en Cárdenas-Moras
y Ogarrio en Tabasco o el llamado bloque Trión que tomará más tiempo).[1]
Los procesos de reconversión
que estaban previstos en las seis refinerías avanzan de manera dispareja:
Cadereyta, Madero y Minatitlán están más avanzados, aunque esta última trabaja
sólo al 40% de su capacidad por accidentes y mantenimiento; están con algún
grado de avance Salina Cruz, la de mayor capacidad, pero afectada por un severo
accidente y los sismos recientes (sólo opera al 60% de capacidad); Tula va con
rezagos pero están trabajando en asociación con privados en varios frentes y
Salamanca se desconoce su situación. La empresa ha buscado socios en algunos de
los procesos de reconversión de sus refinerías como en la producción de
gasolinas limpias, pero no siempre ha tenido éxito. Sin embargo, hasta ahora la
refinación no ha sido un negocio rentable para la empresa productiva de estado.
Las reservas 3 P que incluyen
las probadas, las probables y las posibles se han reducido drásticamente en el
periodo antes considerado en 22 149 millones de barriles.
En contraste, las
importaciones de la empresa en materia de petrolíferos en el mismo lapso han
aumentado en 331 mil barriles y las de gas natural en 476 mmpcd. En el primer
caso, destacan las compras externas de gasolinas automotrices que han crecido
en 218 mil barriles y las de diesel en 138 mil barriles.
En términos de consumo
interno, según una fuente periodística la empresa productiva debió cubrir con
importaciones más del 66% del consumo nacional de gasolinas y 80% de las
necesidades de consumo de gas.
En el caso del gas, las
importaciones se han facilitado por la ampliación de la red de gasoductos donde
operan ya varias empresas privadas, aunque todavía la empresa productiva de
estado participa con el 50% de las importaciones. Los bajos precios del gas en
el mercado de Estados Unidos, nuestro principal proveedor, han hecho atractivo
la importación, pero se espera que gracias a las rondas de licitación petrolera
las empresas involucradas comiencen a producir localmente gas como un producto
adicional a la extracción del crudo.
La incursión de la empresa en
el área de fertilizantes a través de la compra en Agronitrogenados en 2014 y
enero de 2016 de Fertinal parece que tampoco fue un negocio muy redituable, ya
que los costos de adquisición de la primera se elevaron por el proceso de
rehabilitación que se realizó y en el caso de la segunda hubo que inyectarle
recursos extraordinarios para cubrir obligaciones pendientes. Entre 2015 y 2017
las pérdidas en el área de fertilizantes de Pemex pasaron de 271 millones de
pesos a 3 584 millones de pesos según reportó un diario nacional.
Estos resultados se producen
en el marco de la profunda reorganización que realizó la empresa desde
principios de 2015 que la llevó a la creación de dos empresas productivas
subsidiarias (Exploración y Producción y Transformación Industrial y de cinco
filiales (Perforación, Logística, Cogeneración, Fertilizantes y Etileno), lo
cual se hizo bajo el criterio de crear cadenas de valor que llevaran desde la
producción a la venta final de los productos de cada una de ellas.
En el negativo desempeño
operativo de la empresa productiva de estado tiene un papel muy importante el
declive natural de activos como el de Cantarell (este llegó a producir más de
dos millones de barriles diarios y hoy sólo llega a 200 mil), de algunos de los
campos en tierra firme ubicados en la región marina sureste y noreste y del sur Este deterioro obedece también a la
decisión de la empresa (léase consejo de administración y comité técnico) de reducir las inversiones dado el proceso de
privatización que se realiza en sus diversas áreas (campos petroleros, ductos,
procesamiento, almacenamiento y comercialización). En el periodo mencionado la
inversión ejercida cayó en 142 mil millones de pesos y en particular en el área
de exploración y producción la reducción alcanzó los 125 mil millones de pesos.
A pesar de la situación
anterior, la empresa productiva de estado ha logrado aumentar ligeramente su
capacidad de exportación de crudo en el periodo citado en 5 mil barriles
diarios aunque en términos de ventas en pesos se registró una disminución de 176, 137 millones de pesos. El precio de la
mezcla del crudo después de una brusca caída experimentó un ajuste alza entre
2016 y 2017.
Esto, sin embargo, no ha
logrado revertir la mala situación financiera de la empresa, ya que la carga
fiscal que se ajustó como resultado de la reforma energética sigue siendo
elevada. El pago de impuestos y derechos
se ha elevado en el periodo mencionado en 182 mil millones de pesos.
En consecuencia, el
rendimiento o pérdida neta del ejercicio reportado al cierre del 2017 después
del pago de impuestos, ascendió a 333 354 millones de pesos, lo que representa
un aumento de 255 880 millones con respecto al año de 2014. En su justificación
oficial se han mencionado varios factores: el aumento de los costos de venta
(deterioro de activos fijos), compra de productos para reventa (gasolina y
diesel), incremento de los gastos de administración (jubilaciones), mayor pago
de impuestos e incremento del costo financiero.
En conclusión, podemos decir
que Pemex como resultado de la reforma
energética inició un proceso de reorganización
y ajuste de sus principales actividades que tiene todavía que
consolidarse; la falta de inversión ya sea por recursos limitados o para
mantener los costos financieros bajos complica su situación (el 11 de abril
pasado la Sener estimó que se requieren inversiones de varios miles de millones
de dólares para poder incrementar la producción en los próximos 15 años); los
cambios fiscales que trajo la reforma parecen que no han beneficiado por lo que
se requerirán medidas adicionales; deberá deshacerse de negocios recientes que
han resultado poco rentables (fertilizantes), concentrarse en los que puede
obtener mayor rendimiento ( transporte, almacenamiento y comercialización de combustible, franquicias en gasolineras,
etcétera) y mantener su plataforma de exportación (la diferencia entre el costo
de producción y el precio de la mezcla la hace un negocio atractivo).
[1]
La SENER señaló el pasado 11 de abril que el 79% de la inversión que se
realizará vía licitaciones petroleras será en la explotación de aguas profundas.
Pemex, según información
periodística del 18 de abril del 2018, tiene 14 contratos: 3 de manera
individual y 11 a través de asociaciones.: 9 están en aguas someras y 5 en
aguas profundas.
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