30 de octubre 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 al declino de los campos maduros y de 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 desaparecido Derecho de Utilidad Compartido estaba
planamente justificado, ya que se trata de una renta que le corresponde al
Estado Mexicano, porque Pemex está usando bienes de la Nación, tierras y aguas
para extraer el petróleo. El Estado tenía derecho a ese recurso y lo usaba
junto a los otros impuestos que recibía de Pemex para distribuirlo a través del
Presupuesto de Egresos de la Federación para otros gastos. Pemex continúa
pagando dos impuestos: a la explotación y
a la extracción de acuerdo con las cifras de la SHCP.
Producción
de líquidos (incluye condensados)
Producción de líquidos (miles de barriles), varios años
|
Años |
Total (miles de
barriles) |
Metas del POFAT |
|
1996 |
2,858 |
|
|
2000 |
3,012 |
|
|
2006 |
2,256 |
|
|
2012 |
2,548 |
|
|
2018 |
1,833 |
|
|
2019 |
1,831 |
1,801 |
|
2020 |
1,721 |
1,686 |
|
2021 |
1,780 |
1,944 |
|
2022 |
1,842 |
1,974 |
|
2023 |
1,935 |
1,966 |
|
2024 |
1,759 |
1,862 |
|
2025 enero septiembre |
1,639 |
1,841 |
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 35% de la producción a septiembre) 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. Tampoco parece que suceda en
la nueva administración por los datos que se tienen a septiembre de 2025.
Además, esta disminución se
refleja también en la producción de petróleo crudo, que ha caído
significativamente desde 2023 hasta la fecha de los últimos datos proporcionados
por la empresa.
En relación con las cifras de
producción de líquidos y de crudo cabe destacar que las mismas siempre han
estado por debajo de las metas del Programa Operativo Financiero Anual de
Trabajo (POFAT).
Producción de petróleo crudo
Producción
de petróleo crudo
|
Año |
Miles
de barriles diarios |
Meta
POFAT |
|
2018 |
1,813 |
1,823 |
|
2019 |
1,640 |
1,707 |
|
2020 |
1,610 |
1,866 |
|
2021 |
1,609 |
1,882 |
|
2022 |
1,529 |
1,829 |
|
2023
|
1,551 |
1,966 |
|
2024
|
1,485 |
1,862 |
|
2025
enero-septiembre (promedio) |
1,368.0 |
1,552 |
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 como se ha vistos de acuerdo con los últimos datos
publicados por la empresa (enero-septiembre de 2025).
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 (566 mil barriles según los últimos datos). 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. Está por verse si la nueva administración
podrá lograr la meta de 1.8 millones de barriles diarios del programa
estratégico 2025-2035.
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. Sin embargo, la reducción de este gasto (-31.6%) en los primeros nueve
meses de 2025 con respecto al mismo periodo del año anterior va a impactar los
resultados operativos de la empresa.
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.
Actividad petrolera
Pozos
terminados (desarrollo y exploración) 2018-2024
|
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
enero septiembre |
|
Pozos |
162 |
225 |
185 |
160 |
201 |
222 |
139 |
52 |
Fuente: Pemex
Los pozos terminados tanto en
desarrollo como exploración aumentaron desde 2021, pero volvieron a caer en
2024, debido al declino de los campos maduros y a una baja en las estimaciones
de producción de los nuevos campos. Los
últimos datos a septiembre de 2025 muestran que la baja en la actividad se está
acentuando, lo cual es comprensible por la caída de la inversión.
Proceso de crudo
Proceso de crudo (miles
de barriles) varios años
|
Años |
Total (miles de
barriles) |
Meta (miles de
barriles) POFAT |
|
1996 |
1,282 |
|
|
2000 |
1,227 |
|
|
2006 |
1,354 |
|
|
2012 |
1,277 |
|
|
2018 |
612 |
|
|
2019 |
592 |
903 |
|
2020 |
591 |
788 |
|
2021 |
712 |
1,021 |
|
2022 |
816 |
1,100 |
|
2023 |
792 |
1,285 |
|
2024 |
906 |
1,655 |
|
2025 enero-
septiembre |
977 |
1,688 |
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. Los últimos
datos de septiembre de 2025 muestran que se ha elevado la producción, pero
todavía está por debajo de la estimada por el POFAT.
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 en 2025 se siguió 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 como se puede observar en las cifras que
se presentan más adelante.
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) |
|
2025
enero septiembre |
977 |
1,272
(295 mbd Deer Park) |
Fuente: Pemex: reportes de resultados
Producción de petrolíferos
Producción de petrolíferos
(miles de barriles diarios)
|
Años |
Petrolíferos |
Gasolina |
Diesel |
Turbosina |
Combustóleo |
Otros |
Meta
POFAT |
|
2018 |
620 |
207 |
117 |
35 |
185 |
76 |
|
|
2019 |
604 |
203 |
130 |
29 |
150 |
92 |
932 |
|
2020 |
586 |
185 |
114 |
18 |
176 |
93 |
826 |
|
2021 |
707 |
233 |
118 |
28 |
244 |
84 |
1,122 |
|
2022
|
813 |
271 |
146 |
33 |
258 |
105 |
940 |
|
2023 |
786 |
244 |
135 |
36 |
260 |
111 |
1,018 |
|
2024 |
901 |
277 |
180 |
34 |
271 |
139 |
1,383 |
|
2025
enero -septiembre |
969 |
328 |
205 |
42 |
212 |
182 |
1,490 |
Fuente: Pemex: reportes de resultados
La producción de petrolíferos
en el Sistema Nacional de Refinación (sin Deer Park) en el lapso señalado
(2018-2024), 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 lo adquieren
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.
Las cifras más recientes de
producción de petrolíferos a septiembre de 2025 muestran un aumento de la
producción incluyendo de gasolinas, diésel y turbosinas, aunque se siguen
importando los dos primeros por necesidades del consumo local.
Producción de gas natural
|
Años |
Total (mmpcd) |
Metas del POFAT |
|
1996 |
4,195 |
ND |
|
2000 |
4,679 |
ND |
|
2006 |
5,573 |
ND |
|
2012 |
6,527 |
ND |
|
2018 |
4,847 |
ND |
|
2019 |
4,894 |
ND |
|
2020 |
4,852 |
4,519 |
|
2021 |
4,746 |
ND |
|
2022 |
4,768 |
5,272 |
|
2023 |
4,967 |
5,780 |
|
2024 |
4,572 |
5,215 |
|
2025 enero-septiembre |
4,531 |
>5,000 |
*Incluye nitrógeno
Fuente: Pemex
|
Años |
Total (mmpcd) |
Metas del POFAT |
|
2006 |
5,356 |
ND |
|
2012 |
5,676 |
ND |
|
2018 |
3,841 |
ND |
|
2019 |
3,768 |
ND |
|
2020 |
3,639 |
3,556 |
|
2021 |
3,692 |
4,186 |
|
2022 |
3,941 |
4,051 |
|
2023 |
4,060 |
4,671 |
|
2024 |
3,732 |
4,292 |
|
2025 enero septiembre |
3,730 |
4,161 |
*Sin nitrógeno
La producción de gas natural al
cierre de 2024 (gas con nitrógeno y sin nitrógeno) 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 Veracruz que ha cambiado de inversionista
varias veces sin que el actual interesado haya completado la revisión del
proyecto por considerar que hay variables que deben ajustarse), por lo cual la
producción quedó muy por debajo de la meta.
La producción de 2024 alcanzó
4, 572 mmpcd (con nitrógeno) y sin
nitrógeno 3, 730 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 operativo
anual. Las cifras más recientes nos muestran que la producción ha estado
también disminuyendo durante el presente año.
La dependencia exterior del
gas se ha acentuado durante estos últimos años, aunque no ha habido ninguna
acción específica encaminada a evitar el crecimiento de esta dependencia. Sin
embargo, ahora se afirma que se procuraran inversiones mixtas para trabajar
algunos yacimientos que podrían tener reservas de gas importantes como es el
caso de Cuervito en Tamaulipas (presentado para aprobación en febrero de 2024)
que se propuso trabajar con un CSIEE que
proporcionaría beneficios vía impuestos
y derechos no así es el caso de Tamaulipas Constitución (presentado para
aprobación en septiembre de 2023) un campo de más de sesenta años, con una baja
reserva por recuperar de aceite y gas, con costos elevados y
beneficios muy modestos. Los otros campos citados no han tenido
presentaciones previas por lo que se desconoce su rentabilidad: Macavil o
Tupilco Terciario, entre otros.
La producción de gas ha estado
en los años que se presentan con resultados por debajo de las metas.
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 reduzcan
todavía más, lo que sin duda golpeará las finanzas de Pemex, ya que ahora deberá
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 |
2025 |
|
Exportaciones
de petróleo crudo |
1,184 |
1,103 |
1,119 |
1,018 |
953 |
1,033 |
806 |
604 septiembre |
|
Meta
del POFAT |
ND. |
993 |
1,088 |
851 |
1,067 |
1,047 |
677 |
892 |
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 para
abastecer la refinación impactará tanto las necesidades de liquidez de Pemex (cobertura
de deudas pendientes) como del Gobierno Federal (menores ingresos
presupuestales frente a un elevado déficit fiscal).
La SHCP proyecta exportaciones
por 892 mil barriles en 2025; en los primeros nueve meses de este año
alcanzaron los 604 mil barriles diarios.
Importaciones
Importaciones
de petrolíferos (mbd)
|
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
enero septiembre |
|
Importaciones
totales |
987 |
847 |
594 |
557 |
743 |
736 |
670 |
567 |
|
Importaciones
de gasolinas automotrices |
578 |
527 |
388 |
341 |
422 |
419 |
391 |
339 |
|
Importaciones
de diésel |
238 |
178 |
114 |
102 |
175 |
173 |
137 |
85 |
|
Otros
(gas LP, turbosina y otros) etcétera) |
171 |
142 |
92 |
114 |
146 |
204 |
142 |
143 |
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. Las últimas cifras que se tienen a septiembre de 2025
muestran una reducción de las importaciones.
En 2019, la importación de
gasolinas realizada por Pemex alcanzaba los 527 mil barriles por día 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 |
2025
enero septiembre |
|
Importaciones
de gasolinas automotrices (mbd) Pemex Otros |
601 23 |
606 79 |
502 114 |
505 164 |
556 137 |
478 119 |
515 115 |
472 339 133 |
|
Demanda
de gasolinas (mbd) |
787 |
800 |
686 |
739 |
789 |
795 |
800 |
800 |
Fuente:
Plan de negocios de Pemex y SENER
Las
importaciones totales de gasolina (Pemex y privados) representaron el 59% del
consumo total en los primeros nueve meses de 2025 (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. Esta situación parece
haberse acentuado en los primeros nueves meses de 2025.
|
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
enero-septiembre |
|
Importaciones
de gas seco (mmpcd) |
1,317 |
973 |
853 |
721 |
639 |
463 |
738 |
883 |
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 |
2025
enero septiembre |
|
Producción
de gas seco (mmpcd) |
2,494 |
2,358 |
2,203 |
2,521 |
2,390 |
3,310 |
1,742 |
|
Importaciones
de gas seco por Pemex y otros (mmpcd)* |
5,216 |
5,450 |
5,949 |
5,742 |
6,177 |
6,660 |
7,500 (a
mayo según fuentes de Estados Unidos) |
|
Consumo(mmpcd) |
7,710 |
7,808 |
8,153 |
8,263 |
8,567 |
8,600 |
9,242 |
Fuente: SENER *Pemex importó
883 mmpcd entre enero septiembre de 2025, el resto son importaciones de CFE y
privados.
Las importaciones de gas seco
con respecto al consumo alcanzaron en 2024 una participación de 74% (67% en
2019); esta participación de acuerdo con datos de mayo de 2025 puede estar por encima de la registrada el año pasado.
Los yacimientos de Pemex
podrían proporcionar el gas natural que se importa, pero la mayoría se quema
y/o se ventea, por falta de instalaciones apropiados para procesarlo. Sin
embargo, procesarlo implicaría la necesidad de importar la infraestructura que
se requiere para ello, lo cual ante la falta actual de recursos podría ser poco
viable y resulta más atractivo importarlo de Texas donde el gas es abundante,
barato y se cuenta con las instalaciones para hacerlo vía varios gasoductos (el
llamado a la soberanía podría ser mala consejera de una inversión propia en
este segmento de operación de la empresa pública)
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. Las
últimas cifras de septiembre de 2025 muestran alzas en las importaciones de gas
licuado por parte de Pemex y de los privados.
Volumen total de importaciones
de gas licuado (miles de barriles de petróleo crudo equivalente por día)
|
|
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
enero septiembre |
|
Gas
licuado |
185.08 |
186.19 |
197.39 |
189.97 |
190.07 |
197.20 |
|
|
Pemex |
53.8 |
53.08 |
66.91 |
77.18 |
76.22 |
82.17 |
85.0 |
|
Otras
empresas |
131.22 |
133.10 |
130.48 |
112.80 |
113.84 |
115.03 |
123
(julio) |
Fuente: SENER
Durante 2023 se comenzó a
escuchar el argumento de que habría que disminuir las ventas de petróleo crudo
al exterior para destinar la producción local a cubrir los requerimientos de
las refinerías y producir más petrolíferos localmente. Esto, se decía, reduciría
los egresos de Pemex por compra de petrolíferos en el exterior y mejoraría las
finanzas de la empresa (este argumento se tomó como una instrucción que provenía
de la presidencia por lo tanto había que elevarla a política de la empresa sin
mayor cuestionamiento).
Comercio
Exterior de Pemex (millones de pesos)
|
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
(enero-septiembre) |
|
Exportación
de crudo y condensados |
513,218 |
430,385 |
315,132 |
483,061 |
631,924 |
480,153 |
393,220 |
212,466 |
|
Importaciones
de petrolíferos* |
594,375 |
439,588 |
234,095 |
335,330 |
677,644 |
584,476 |
486,103 |
410,958 |
|
Saldo
comercial |
-81,157 |
-9,203 |
81,037 |
147,731 |
-45,720 |
-104,323 |
-92,883 |
-198,492 |
Fuente: Reportes de resultados
dictaminados y estadísticas de Pemex. * Petrolíferos: gasolina, diésel,
turbosina, combustóleo y otros.
Las cifras anteriores (2018-septiembre
de 2025) nos muestran que: en el comercio entre exportaciones de crudo e
importaciones de petrolíferos existe un saldo desfavorable con excepción de
2020 y 2021; las exportaciones de crudo y condensados cayeron entre 2018 y 2024
en -23.38% lo que significa menor ingreso de divisas para la petrolera; las
importaciones petrolíferas también cayeron en -18.22% en particular el ajuste
ha sido mayor entre 2022 y 2024, lo cual significa un menor gasto en la compra
de estos productos (esta caída es mayor que el crecimiento interno de la
producción de petrolíferos de sólo 14.45%, lo que puede indicar una menor
demanda del mercado por efecto del modesto crecimiento económico durante el
período) y en coincidencia con la limitada capacidad del SNR (54% en junio de
2025 contra el promedio de 85% de Deer Park) ha incidido en la generación de las
elevadas pérdidas registradas en el área
de refinación a pesar del suministro de crudo, aunque parece que los contratos
de precios no siempre han sido muy favorables a las refinerías (queja continúa
de la entonces subsidiaria PTRI).
En este sentido, limitar las
exportaciones para pasar crudo a las refinerías se ha visto como una manera de
agravar las dificultades financieras de la empresa (falta creciente de ingresos,
ya que según los datos de la SHCP los ingresos propios cayeron 2.1% entre 2024
y 2023 y en 28.2% entre enero agosto de 2024 y 2025), pero que no coincide con
la prioridad de mantener un negocio rentable por el lado de la refinación, sino
que agrava las necesidades de recursos. Esto reclama la pertinencia, lejos de
decisiones políticas, de mantener un equilibro flexible entre las exportaciones,
en particular en situaciones de precios atractivos en el mercado internacional
(se ha dado una ligera recuperación de precios durante este año), con un
suministro que no frene las operaciones normales de las refinerías.
Participación de mercado
De acuerdo con la información
de Pemex TRI (ahora procesos industriales) la participación del mercado ha
evolucionado como sigue:
Participación de mercado (%)
|
Producto |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
|
Gasolina |
95.2 |
86.7 |
80.5 |
82.3 |
81.9 |
86.8 |
84.2 sep |
|
Diésel |
83.8 |
76.8 |
68.7 |
73.7 |
70.6 |
76.2 |
79.4 sep |
|
Turbosina |
|
|
77.4 |
100.0 |
100.0 |
100.0 |
|
|
Gas natural |
50.2 |
41.6 |
|
|
|
|
35.0 mar |
|
Gas Lp |
56.8 |
55.3 |
49.7 |
56.2 |
61.2 |
62.1 |
59.6 mar |
La participación del mercado
de los combustibles automotrices con excepción de la turbosina ha descendido
como era normal esperarse de un mercado que se ha abierto gradualmente del 2015
al 2020 a las importaciones de los privados, que es impactado por los precios internacionales de referencia (más bajos que
los nacionales) y por la mayor capacidad de almacenamiento de que disponen
ahora los privados; en gas natural y gas LP la producción nacional se ha
reducido sensiblemente mientras que las importaciones se han elevado tanto de
Pemex como de la CFE (con la construcción del gasoducto submarino de Texas a Veracruz)
En cuanto al número de
franquicias que trabajan con la marca Pemex, se observa después de la caída
experimentada de 2018 hasta 2022 un crecimiento en su número en los últimos
años:
|
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023* |
2024 |
2025
septiembre |
|
Estaciones
de servicio |
9,674 |
8,251 |
7,263 |
6,813 |
6,807 |
7,201 |
7,266 |
7,358 |
|
Participación
de mercado (%) |
|
|
65% |
60.4 |
59.1 |
53.7 |
|
|
*Los datos de 2023 se
comparan con la información de ONEXPO que señala la existencia de alrededor de
13 mil 400 estaciones de servicios en dicho año.
La apertura de nuevas
estaciones con la marca Pemex responde a una nueva estrategia de
comercialización que ha buscado brindar un mayor apoyo a los tenedores de la
franquicia, pero también se debe transparentar que esto ha implicado costos
crecientes a la empresa según la información que se tiene conocimiento.
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 |
|
2025 septiembre |
517.1 |
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. Las cifras a septiembre de 2025
muestran un aumento de este saldo con respecto a lo que se tenía al cierre de
2024 (11 mil millones de pesos)
La empresa según el último
reporte a los inversionistas (octubre de 2025) ha cubierto 300 mil millones del
adeudo recurriendo al apoyo del gobierno federal y usando las líneas de crédito
acordadas con los bancos.
El monto del adeudo con
proveedores podría ser mayor dado que muchas facturas cuando menos de 2025 no
han sido registradas en los sistemas de Pemex.
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 |
|
2025 septiembre |
100,284 |
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 reporte a inverrsionistas presentado el 27 de octubre se consiga que el Gobierno Federal ha otorgado 380 mil millones de pesos de enero a septiembre de 2025 en apoyos patrimoniales sin especificar si únicamente se refiere a deuda u a otros conceptos). Sin embargo, a
septiembre de 2025 el saldo total de la deuda se ha incrementado, aunque está la promesa de la
empresa de reducirlo al cierre de este año.
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 |
|
2025 septiembre |
1,843.5 |
Fuente: Estados
Consolidados de Situación Financiera.
La deuda reportada en pesos
muestra un descenso importante desde 2021 incluso este por la apreciación del
tipo de cambio se observó también en 2025 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, volvió a caer en 2024 y registró un alza en 2025 por
las necesidades de liquidez de la empresa. 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 |
|
2025
septiembre |
24.0 |
76.0 |
1,843.5 |
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
3.3 mil millones de dólares en 2025 y se elevará a 18 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 por 1,085 millones de dólares). La
duda de dónde provendrán los recursos para cubrir estos compromisos ante la
situación de baja liquidez de la empresa, ya se resolvió dado que el Gobierno
Federal la cubrirá contratando crédito a su nombre.
El perfil de vencimiento de
2025 hasta finales de este gobierno (2030) es el que se presenta en el cuadro
siguiente:
Perfil
de vencimiento (miles de millones de dólares)
|
2025 |
2026 |
2027 |
2028 |
2029 |
2030 |
|
3.3 |
18.0 |
9.4 |
11.0 |
5.5 |
7.9 |
El Gobierno Federal se ha constituido
a partir de este año en el principal
garante de la deuda de Pemex a través de la contratación de recursos por 12 mil
millones de dólares en instrumentos denominados P Caps, valores
precapitalizables amortizables, respaldados por activos del gobierno Federal en
caso de que no sean pagados por Pemex (se paga su valor y una tasa determinada)
y la colocación de bonos en los mercados
internacionales por 13 mil millones de dólares que le han permitido a Pemex
realizar operaciones de reporto por 11.3 mil millones de dólares que le han
dado liquidez y recomprar bonos por 9.9
mil millones de dólares para ajustar vencimiento y bajar costo financiero.
A partir del pleno respaldo gubernamental
al pago de la deuda de Pemex vía la contratación directa de recursos las
calificadoras han mejorado el perfil crediticio de la empresa (a estas les
importa que la empresa vía el gobierno sea capaz de pagar a sus clientes), por
lo que en fechas recientes la calificación de Pemex se ha ajustado ya sea por Fitch
Rating como de Moody´s, aunque sin dejar de advertir los problemas sin resolver
que tiene 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 |
2025
enero-septiembre |
|
Balance
financiero |
-61,811 |
27,213 |
-110,875 |
64,982 |
38,328 |
56,152 |
81,139 |
250,923 |
|
Meta
Anual |
ND |
-55,100 |
-47,000 |
92,687 |
-62,750 |
0 |
145,000 |
248,727 |
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 de 249 mil millones de pesos. Los datos reportados a septiembre muestran
un balance positivo de 251 mil millones de pesos debido al amplio apoyo
recibido (aportaciones patrimoniales del Gobierno Federal por 380 mil millones
de pesos) durante el presente año.
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
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
|
|
Balance financiero |
-61,811 |
27,213 |
-110,875 |
64,981 |
38,253 |
56,152 |
81,139 |
|
Deuda consolidada |
2,082,287 |
1,983,000 |
2,258,727 |
2,249,696 |
2,091,000 |
1,794,470 |
1,978,772 |
|
Rendimiento (pérdida) de operación |
367,400 |
69,851 |
-63,063 |
228,928 |
445,459 |
122,951 |
-15,990 |
|
Rendimiento(pérdida) antes de impuestos |
281,159 |
13,664 |
-323,480 |
12,572 |
420,179 |
228,151 |
-490,307 |
|
Pérdida neta (utilidad) |
-180,420 |
-346,135 |
-509,052 |
-294,776 |
99,998 |
8,152 |
-780,588 |
|
EBITDA |
551,652 |
397,179 |
180,386 |
493,420 |
733,947 |
355,000 |
246,494 |
|
Total, activo |
2,075,197 |
1,891,156 |
1,928,488 |
2,052,097 |
2,245,558 |
2,303,475 |
2,208, 753 |
|
Total, pasivo |
3,534,603 |
3,886,560 |
4,333,215 |
4,222,098 |
4,014,380 |
3,956,454 |
4,192,528 |
|
Total, patrimonio |
-1,459,406 |
-1,995,405 |
-2,404,727 |
-2,170,001 |
-1,768,822 |
-1,652,979 |
-1,983,776 |
|
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025
septiembre |
|
64,981 |
38,253 |
56,152 |
81,139 |
250,923 |
|
2,249,696 |
2,091,000 |
1,794,470 |
1,978,772 |
1,843.5 |
|
228,928 |
445,459 |
122,951 |
-15,990 |
39,603 |
|
12,572 |
420,179 |
228,151 |
-490,307 |
-43,478 |
|
-294,776 |
99,998 |
8,152 |
-780,588 |
-45,055 |
|
493,420 |
733,947 |
355,000 |
246,494 |
258,702 |
|
2,052,097 |
2,245,558 |
2,303,475 |
2,208,
753 |
2,398,403 |
|
4,222,098 |
4,014,380 |
3,956,454 |
4,192,528 |
4,294,209 |
|
-2,170,001 |
-1,768,822 |
-1,652,979 |
-1,983,776 |
-1,895,798 |
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 y se cumplirá en 2025 debido al amplio apoyo recibido del Gobierno Federal.
La deuda consolidada muestra
una tendencia a disminuir; al cierre de 2024 es 5 % inferior a la registrada en
2018 y según los últimos datos esta reducción continúa en 2025 por la
apreciación del tipo de cambio.
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 monto de las pérdidas es ligeramente superior al
registrado durante el gobierno de Peña Nieto por 1 billón 800 millones de
pesos). En el periodo de enero a septiembre de 2025 las pérdidas ascendieron a 45
mil millones de pesos, una reducción importante a las registradas el año
pasado.
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. En
el periodo de enero a septiembre de 2025 el EBITDA se ha recuperado.
El activo se ha elevado desde
2020 y supera ya el registrado en 2018 en 323 mil millones de pesos.
El pasivo, gracias al ajuste a
la baja de la deuda, viene disminuyendo desde 2020, aunque con las últimas
contrataciones de deuda, a septiembre de 2025 es ya superior en 21.5% al
registrado en 2018.
La relación pasivos sobre
activos alcanzó 56% en septiembre de 2025 contra el 58% en 2018.
El patrimonio de la empresa
continúa siendo negativo, el patrimonio actual asciende a -1,895,798 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, British Petroleum 100, 500 personas y Aramco 75, 118
trabajadores.
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
Pasivo laboral
En el caso de Pemex existen
dos esquemas de beneficios laborales el llamado beneficio definido a través del
cual Pemex cubre la totalidad de los pagos y la contribución definida mediante
el cual Pemex cubre aportaciones a las cuentas individuales para los
trabajadores que se ingresaron a este esquema en 2016.
|
Años |
Pasivo
total |
Pasivo
laboral |
Participación
del pasivo laboral en el total del pasivo (%) |
|
2015 |
3,107,330 |
1,279,385 |
41.2 |
|
2016 |
3,562,894 |
1,220,409 |
34.3 |
|
2017 |
3,634,354 |
1,258,436 |
34.6 |
|
2018 |
3,534,603 |
1,080,542 |
30.6 |
|
2019 |
3,886,560 |
1,456,815 |
37.5 |
|
2020 |
4,333,215 |
1,535,168 |
35.4 |
|
2021 |
4,222,098 |
1,384,072 |
32.8 |
|
2022 |
4,014,380 |
1,306,887 |
32.6 |
|
2023 |
3,956,454 |
1,372,459 |
34.7 |
|
2024 |
4,192,528 |
1,232,590 |
29.4 |
|
2025
(junio) |
4,125,289 |
1,358,541 |
32.9 |
La participación del pasivo
laboral en el total del pasivo para el periodo de 2018-2025 (junio) se estima
en promedio en 33.2%, aunque disminuyó del 37.5% en 2019 a 29.4% en 2024 (sin
duda la operación de apoyo del Gobierno Federal en 2016 representó una mejora
considerable en cuanto a la reducción del pasivo laboral con respecto al nivel
alcanzado en 2015, ya que en 2018 se había reducido en 198,843 millones de
pesos).
En agosto de 2016 el gobierno
contribuyó para incentivar el paso de los trabajadores de Pemex al esquema de
contribución definida a cambio de aumentar la edad y la antigüedad de la
jubilación y ofreciendo un bono de cambio como aportación inicial a las cuentas
individuales. El Gobierno Federal apoyó a la empresa emitiendo bonos por el
monto de la reducción y fondeando parte de las pensiones con el llamado bono de
cambio que se entregó a cada trabajador.
El Fondo Laboral de Pemex (FOLAPE)
se constituyó el 1º de junio de 1998 en BBVA Bancomer con el propósito de ser
el instrumento a través del cual se fondearían las pensiones de los trabajadores
de Pemex, esta institución administra el fondo siguiendo las instrucciones que
emite el comité técnico, invierte los recursos, realiza las desinversiones y
hace la entrega de los recursos para liquidar pagos. En la actualidad este fondo cuenta con un
remanente muy reducido por lo que la empresa debe contribuir anualmente a
fondearlo con recursos propios (gastos de operación dentro del rubro de
programables), con los cuales se ha cubierto el pago de las pensiones
consignadas en el contrato colectivo de trabajo y del personal de confianza
bajo el régimen de beneficio definido.
De acuerdo con las cifras que
presenta la empresa desde 2018 hasta 2024 se han cubierto las necesidades de
recursos para pagar a los trabajadores, aunque los montos se han incrementado
de manera considerable (159%) como se puede observar de la tabla siguiente.
|
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
|
49,539 |
56,183 |
52,491 |
56,145 |
54,886 |
63,143 |
64,695 |
68,630 |
74,256 |
83,825 |
89,300* |
+Estimado: Enero-julio de 2025
47 mil millones de pesos.
Fuente: SHCP. Situación
financiera de Pemex, varios años.
El pasivo laboral y la deuda
son los dos pasivos más importantes de Pemex. Los riesgos de corto plazo del
primer pasivo es la presión que se tiene sobre el gasto programable y en el
mediano y largo plazo siempre estará presente el riesgo derivado de que la
empresa no cuenta con los medios para fondear los recursos de pago en
particular si la empresa sigue acumulando pérdidas crecientes.
En cuanto a la necesidad de
constituir un nuevo instrumento para fondear los pasivos laborales como algunos
han sugerido cabe señalar que en las circunstancias actuales, con la escasez de
recursos tanto de la empresa como del Gobierno Federal sería difícil pensar en
que se haga cuando menos en el corto plazo (la prioridad es ahora pagar las
amortizaciones de la deuda financiera, algo a los proveedores y reforzar el
programa de inversiones).
Poe último, los pasivos
laborales son ahora objeto de una mayor atención a partir de que la secretaria
Anticorrupción y la presidenta señalaron en su conferencia matutina del 29 d
agosto pasado que algunos trabajadores de Pemex perciben pensiones mensuales de
hasta 400 mil pesos (el promedio nacional es de 7,092 según la secretaria), lo
cual sólo se podría explicar por arreglos poco transparentes entre los
pensionados y las autoridades administrativas de la empresa (618 pensionados
reciben pensiones que superan el salario del director general y 1,096 pensiones
que exceden el tabulador vigente comentó la funcionaria). En este sentido, se
manifestó por parte de la presidenta la necesidad de hacer ajustes
constitucionales para que esto quede muy bien regulado, aunque los potenciales
afectados ya amenazaron con recurrir a instancias legales para defender sus
pensiones.
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 |
|
2025
septiembre |
ND |
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 |
|
2025
septiembre |
ND |
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 |
20,428 |
|
2025 septiembre |
20,246 |
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.
Cabe destacar que el volumen
de decomiso de gasolina y diésel registrado en el primer semestre de 2025 frente
a lo que se afirma en los medios periodísticos, nos indica que las cifras de
Pemex sobre el huachicol tradicional (robo en ductos) 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)
Índice
anual de emisiones
|
Años |
Observado |
|
2018 |
3.3(tCO2e/mmpc
producido |
|
2023 |
2.5 |
|
2024 |
3.6
Meta: 2.18 |
Comentarios:
Las emisiones principales de
GEI en su mayoría provienen del equipo
de combustión; el indicador está en aumento y lejos de la meta.
Complejos productores de gas
Índice
anual de emisiones
|
Años |
Observado |
|
2018 |
6.0
(tCO2e/mmpc producido |
|
2023 |
4.2 |
|
2024 |
4.0
Meta: 4.4 |
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
|
Años |
Observado |
|
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
|
Años |
Observado |
|
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
Profundo; 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 estaban
fuera de operación y en otras se llevaban 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.
En general los datos que se tienen incluso para 2025 (emisiones de GEI, oxido de azufre y reúso de aguas) no son muy positivos para la empresa.
-Índices en materia de
seguridad en los procesos y salud en el trabajo
|
Indicador |
Unidad de medida |
|
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024* |
2025 sept |
|
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 |
0.29 |
||
|
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 |
3.01 |
||
|
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 incluso considerando lo que va de 2025, 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.
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.
Las
aportaciones del Gobierno Federal medidas a través del incremento de los
certificados de aportación “A” (recursos presupuestales) fueron insuficientes
para cubrir las pérdidas de la empresa cuando menos entre 2013 y 2018: 307 mil
millones de pesos.
Las
cifras están también afectadas por las variaciones en el precio del petróleo y
en tipo de cambio.
Las
cifras antes señaladas se detallan en el cuadro siguiente:
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)* |
Certificados
de Aportación “A” (incremento
en el acumulado) |
Precio
de la MME (dólares por barril) |
Tipo de
cambio (pesos por dólar promedio) |
|
2012 |
60.5 |
376,775 |
231,000 |
-47,353 |
102.7 |
13.1695 |
|
2013 |
64.3 |
170,058 |
253,465 |
65,000 |
98.5 |
12.7720 |
|
2014 |
77.7 |
265,543 |
277,156 |
20,000 |
86.1 |
13.2925 |
|
2015 |
86.8 |
712,567 |
203,307 |
60,000 |
43.1 |
15.8483 |
|
2016 |
96.0 |
191,144 |
183,021 |
161,939 |
35.5 |
18.6641 |
|
2017 |
103.0 |
280, 851 |
113,025 |
0 |
46.4 |
18.9205 |
|
2018 |
105.8 |
180,420 |
96,762 |
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
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).
Un apoyo
importante del Gobierno Federal se otorgó en agosto de 2016, cuando se le
proporcionó a Pemex recursos para reducir el pasivo laboral a cambio de
aumentar la edad y la antigüedad de jubilación mediante la emisión de bonos y
emigrar del viejo esquema de pensiones (aportaciones definidas) al nuevo de las
Afores, dando como beneficio un llamado bono de cambio (aportación a cada
cuenta individual). El pasivo laboral se redujo en 184.2 mil millones de pesos.
La
empresa recibió las asignaciones de su interés técnico, financiero y de
ejecución en la ronda cero, con lo cual 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, lo cual llevará a que Pemex ofrezca mejores
condiciones algo que todavía no se ha resuelto de acuerdo con la información de
Carso; dos factores a consideración: el costo del proyecto y el bajo precio del
gas). No hay fecha de producción.
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). La producción sería hasta 2028.
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, se estima será hasta 2028.
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 haber dado acceso a las reservas petroleras
del país mediante un conjunto de pagos) 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
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, con la ASEA y con la Secretaría de Economía.
Finalmente,
en cuanto al Fondo Mexicano del Petróleo, creado para que dichos recursos se
emplearan con “la máxima transparencia y en el beneficio de las generaciones
futuras” sabemos que alcanzó su máximo saldo a finales del 2018, 2,100 millones
de dólares pero que en junio del presente año sólo llegaba a 972 millones de
dólares, es decir, lejos de ser recursos que se incrementarán vía la
recuperación y un mayor rendimiento como sucede en otros fondos petroleros se
ha usado de ellos de manera imprudente para cubrir necesidades urgentes
derivadas de gastos extraordinarios del gobierno federal.
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 contablemente si realemente 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 cambiar radicalmente la
evaluación actual de riesgos que hacen las agencias calificadoras por el monto
de pérdidas que trae la empresa.
En la presentación ante
inversionistas del 27 de octubre de 2025 ya se pudo observar en la información
por segmentos la manera arbitraria de proceder, fuera ya de las restricciones
que imponía la contabilidad por subsidiaria, ya que las cuantiosas pérdidas de
transformación industrial ahora procesos industriales (donde se conservó la
petroquímica secundaria, el abasto de petrolíferos y petroquímicos y
fertilizantes, entre otros, las principales fuentes de pérdidas) desapareció para dar paso a un superávit mientras
que se registran cuantiosas cifras negativos en Logística que conserva sus operaciones anteriores de tratamiento
y logística primaria, transporte, almacenamiento y medición y en el corporativo
(área que engloba el administrativo, finanzas y planeación) que parece que
asume ahora la mayor parte de la deuda de la empresa. Esta reasignación arbitraria de pérdidas
y utilidades será parte de la retórica de que Procesos industriales es ahora un
área que da resultados positivos a la empresa, aunque las pérdidas totales
sigan dándose periódicamente.
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 y estable, 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
en el texto anterior. En cuanto a responsabilidad se señala que sólo son
responsables en los términos de la presente ley, no están sujetos 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 se ha designado dos consejeros hasta el momento, ya que según
dicen el tercer candidato no reunía los requisitos, pero la misma situación se
dio en la CFE).
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 que en general
evitan cuestionar las decisiones que llegan directamente del Ejecutivo Federal.
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), por lo cual podrá el Ejecutivo Federal a través de la SENER tener un mayor control de todas
las decisiones relevantes que ser tomen (muchas de ellas están relegando a los propios directivos de la empresa que se limitan a seguir instrucciones)
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.
La eliminación de la Secretaría de Economía parece inconsistente con el propósito de tener un mejor seguimiento de la rentabilidad y eficiencia de la empresa.
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 materia 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.
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 cada vez está más apoyando su contratación y amortización en forma 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 siendo su aportación principal la
asignación que ya tiene del Gobierno Federal.
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 si corre a cuenta de Pemex o del privado.
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 entregue 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.
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.
La SENER avaló el
pasado 17 de septiembre las primeras 10 asignaciones en áreas terrestres y
someras que formarían parte de los contratos mixtos que se firmarían
próximamente (ahora se dice que será a finales de 2025), aunque la presidente
afirmó en su discurso del primero de septiembre que se habían ya firmado 11. Dos
de estas asignaciones se habían previamente aprobados para ser CSIEE:
Tamaulipas-Constituyentes (el 11 de septiembre de 2024) y Cuervito en Reynosa
(26 de septiembre de 2023) además están en tierra en el estado de Tabasco los
campos Caparroso, Macavil, Tupilco, Agua Fría (Puebla) y aguas someras Kayab
(Campeche Oriente frente a ciudad del Carmen), Tlatitok, y Macuili-Paki (una
está en aguas profundas Nobilis Maximino).
En la lista de
asignaciones cabe destacar que se trata con excepción de Kayab de reservas muy
modestas, lo cual augura una extracción limitada, además de que no se tiene
información cuando menos conforme a la lista de campos que se notifica
regularmente a los organismos reguladores del campo en aguas profundas llamado
Nobilis Maximino, quizás se trata de un campo con información muy preliminar.
El aval incluye contar
con un modelo de contrato donde Pemex deberá mantener una participación no
menor del 40%, mostrar evidencias de capacidad de la empresa interesada, una
selección mediante concurso del interesado, una recuperación de costos que no podrá
ser superior al 30% de los ingresos, un plan de desarrollo (180 días posteriores a la firma del
contrato), contar con el visto bueno de la SENER (120 días contando después de
tener la información completa), un programa de transición antes de la aprobación
final de la SENER, la opción de que Pemex ante el retiro del interesado
continúe con el proyecto y la comercialización de la producción directamente
por Pemex o a través de otra empresa.
Los requisitos no
parecen muy atractivos para cualquier empresa, por lo que es de esperarse que
salvo algunas que ya estén comprometidas con Pemex (además de que los adeudos
con ellas sean cuantiosos por lo que pudiera haber otros incentivos colaterales)
vayan a entrar a estos contratos mixtos, aunque la propaganda afirmaba que se
recibirían miles de millones de dólares a través de estos nuevos instrumentos.
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
pero mantiene el derecho de extracción y de exploración de hidrocarburos)
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 aprobado 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, por lo
cual no es esperarse que haya mayor cuestionamiento en el caso de instrucciones
provenientes directamente del ejecutivo.
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 expedición 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 la 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 los ubicados en 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 que son
vecinos a los de la Cuenca de Burgos)
-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
(similar al presentado en septiembre de 2025), 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%, aunque por desgracia se
han presentado problemas técnicos en el transcurso de 2025 que han bajado de
manera considerable la producción de esta refinería)
-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 donde el empresario inculpado por
fraude aceptó primero pagar 216 millones de dólares pero ahora después de pagar
104 millones de dólares se niega a cubrir el faltante) sólo operan a través de continuas
capitalizaciones para capital de trabajo,
pago de deudas y asesorías (un estimado de estas capitalización desde 2017 a 2024 sería de alrededor de 2, 158 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 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. En estas
circunstancias resulta por lo demás muy poco viable que los privados tengan
interés en invertir en estos negocios quebrados y con perspectivas financieras
muy malas si no se corrigen las causas de las pérdidas que arrastran estas
empresas (Pemex afirma de manera optimista que son áreas de oportunidad para
las inversiones mixtas)
-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 por supuestas
ventas a Cuba (petróleo crudo y derivados) que ya representaron 1000 millones
de dólares, 400 mdd en 2023 y 600 mdd en 2024 y según las últimas cifras de mayo a agosto de 2025 su monto ascendió a 3 mil millones de dólares bajo el lema de la solidaridad entre
pueblos hermanos (la retórica oficial la llama ahora humanismo además de que
algunas veces hacen referencia a contratos y otros a ayuda) y que será difícil recuperar por la bancarrota
del país a pesar de los precios subsidiados a que se les vende (además se corre
el peligro de que Estados Unidos considere estas ventas violatorias del embargo
que tiene sobre el régimen cubano como sucedió recientemente en el caso de las
compras de petróleo por la India a empresas rusas) y en el tercer caso la apertura de gasolineras
para comunidades indígenas cuyos gastos
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
en este tipo de empresas que registran a través de los años muy poco éxito).
-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 como
manifiesta la presidenta, 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 (British Petroleum o Petrobras).
La pasada administración según el Informe Anual basificó 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. Los servicios personales se incrementaron entre 2019 y 2024 en
122.37%
-Considerar seriamente
los proyectos desde una perspectiva técnica no política, la cual lleva a
decisiones precipitadas como han sido la cancelada compra (bajo un supuesto
ingreso adicional estimado por una posible alza del 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 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 que según afirmó pagó 52.7 millones de dólares en 2017 (997 millones
de pesos al tipo de cambio de ese año) por su adquisición (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 muchas veces bajo
consideraciones políticas (la jerarquía se sobrepone al órgano técnico).
-Cubrir los adeudos con
proveedores (a octubre de 2025 la empresa informó de haber cubierto 300 mil
millones de pesos pero a pesar de ello el monto total registrado en la misma
fecha ascendió a 517 mil millones de pesos) lo 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; hay quejas de
algunas empresas de que se está negando el registro de las facturas en los
sistemas de Pemex, COPADES (Comprobantes de Pagos de Adeudos) quizás con la
intención de no elevar más el monto del adeudo. 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 (la caída económica de Campeche y Tabasco es ya manifiesta
en el registro del PIB de estas entidades). 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; estos sufren
de vandalismo y otros daños que ha provocado que los equipos de protección
estén fuera de operación, pero la falta de recursos no ha permitido la
adquisición de equipos y obras materiales necesarias para su reparación. El
gasto en mantenimiento ha permanecido sin cambios significativos por varios
años. En vista de su reciente crecimiento el robo de combustible, que incluye
lo que se conoce popularmente como huachicol (probablemente subestimado en las cifras de
Pemex) y el contrabando de combustible (ahora le llaman huachicol fiscal) 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 (se han manejado diversas cifras para estos robos en
particular para el llamado contrabando de combustible pero su monto ya
significa una cifra considerable de acuerdo con la SHCP se registraron litigios en los últimos dos años por 16 mil millones de pesos)
-Durante 2023 se
comenzó a escuchar el argumento de que habría que disminuir las ventas de
petróleo crudo al exterior para destinar laproducción local a cubrir los
requerimientos de las refinerías y producir más petrolíferos localmente. Esto,
se decía, reduciría los egresos de Pemex por compra de petrolíferos en el
exterior y mejoraría las finanzas de la empresa (este argumento se tomó como
una instrucción que provenía de la presidencia por lo tanto había que elevarla
a política de la empresa sin mayor cuestionamiento).
El análisis de las
cifras de 2018 a 2024 nos muestra que: en el comercio entre exportaciones de
crudo e importaciones de petrolíferos existe un saldo desfavorable con
excepción de 2020 y 2021 (pesan más éstas últimas); las exportaciones de crudo
y condensados cayeron entre 2018 y 2024 en -23.38% lo que significa menor
ingreso de divisas para la petrolera; las importaciones petrolíferas también
cayeron en -18.22% en particular el ajuste ha sido mayor entre 2022 y 2024, lo
cual significa un menor gasto en la compra de estos productos (esta caída es
mayor que el crecimiento interno de la producción de petrolíferos de sólo
14.45%, lo que puede indicar una menor demanda del mercado por efecto del
modesto crecimiento económico durante el período) y en coincidencia la limitada
capacidad del SNR (54% en junio de 2025 contra 88% en Deer Park) ha incidido en
la generación de las elevadas pérdidas registradas en el área de
refinación a pesar del crudo recibido parece que no siempre en condiciones de
precios muy favorables.
En este sentido,
limitar las exportaciones para pasar crudo a las refinerías se ha visto como
una manera de agravar las dificultades financieras de la empresa (falta
creciente de ingresos, ya que de acuerdo con la SHCP los ingresos propios
cayeron en 2.1% entre 2024 y 2023 y en 28.2% entre enero agosto de 2025 y
2024), pero además que no coincide con las pérdidas resgitradas por el lado de
la refinación, sino que agrava todavía más las necesidades de recursos. Esto
reclama la pertinencia, lejos de decisiones políticas, de mantener un equilibro
flexible entre las exportaciones, en particular en situaciones de precios
atractivos en el mercado internacional, con un suministro adecuado que no frene
las operaciones normales de las refinerías.
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 donde la prioridad es la “utilidad 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 (bajo el calificativo de estrategia financiera) que
se instrumentó 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) consistente en que el Gobierno Federal asuma el rescate de la deuda
financiera de Pemex a través de varias operaciones. La primera fue la emisión
de un instrumento financiero denominado
P Caps, valores capitalizables amortizables en el mercado de Luxemburgo (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 para 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 vigente señala 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 más los complementos de recursos que se señalan más adelante) la relación deuda PIB del Gobierno Federal del
estimado 52.3% que se tiene al cierre de 2025 en más de un punto porcentual (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. En
fecha reciente Pemex anunció que con dichos recursos recompraría bonos por
9,900 millones de dólares que están en el mercado en varias monedas dándoles
algunos incentivos a los participantes.
-En complemento de esta
operación, en otro paquete de apoyo por parte del gobierno en lo que ya
se considera una amplia operación de rescate de Pemex, entre el 15 y el 16 de
septiembre de 2025 el gobierno Federal anunció el 17 de septiembre luego de la
venta de 5 mil millones de euros realizada el 15 de
septiembre la emisión de bonos por 8 mil millones de dólares (1.5 mil con
pagarés de vencimiento en 2031, 4 mil con vencimientos en 2033 y 2.5 mil con
vencimiento en 2035) , con lo que hace un total de 13, 800 millones de dólares
equivalentes bajo el argumento de estabilizar la deuda de la empresa,
fortalecer el perfil crediticio y la liquidez y reducir el costo del
financiamiento (Pemex anunció el 27 de octubre de 2025 en su informe a
inversionistas una operación de reporto con estos ingresos por 11.3 mil
millones de dólares).
Por desgracia, el
cuantioso rescate anunciado está destinado a amortizar deuda financiera, no a
una mayor inversión que viene cayendo de manera significativa por lo cual no se
reflejará en los ingresos de la empresa cuya producción sigue a la baja, aunque
aliviará sus necesidades de recursos para cubrir la deuda incluyendo el costo
financiero. Sin embargo, queda pendiente que se hará con la deuda a
proveedores, que según los afectados sigue sin ser liquidada a pesar de los
compromisos de pago que se habían hecho por parte del Gobierno Federal (el 27
de octubre se afirmó que se habían liquidado 300 mil millones de pesos, pero el
monto total actual se elevó a 517 mil millones de pesos)
Las reformas de
carácter legal, a pesar de su detallada elaboración (los abogados de la SENER
sufren de profunda regulitis con evidentes sesgos discriminatorios y
anticompetitivos), 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 con una
regulación en cuanto da la necesaria certidumbre (ante decisiones
discrecionales) 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 según la SHCP cayó
en 32% en el periodo de enero a agosto de 2025, lo cual augura malas noticias
para el propósito de ampliar sus actividades productivas.
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