El 30 de enero de 2019 la calificadora Fitch bajó la calificación de la deuda de PEMEX de BBB+ a BBB-, apenas quedando en “grado de inversión”. Las medidas que el Gobierno Federal anunció respecto a la reducción de la carga fiscal de PEMEX el 29 de enero, ni el plan de capitalización de PEMEX anunciado el 15 de febrero fueron suficientes para convencer a los mercados. Es importante revisar datos duros para hacer una valoración objetiva del significado de la baja de calificación y la expectativa para PEMEX.
¿Por qué la baja?
Fitch menciona que la baja crediticia se debe a temas específicos:
- La transferencia de recursos al país, en forma de impuestos y derechos.
- Deterioro de la calidad de su crédito, con cambios de estrategias que podrían disminuir sus flujos de efectivo e incrementar su apalancamiento.
- Débiles métricas de deuda que han empeorado en los últimos años.
- Reducción en las inversiones de capital para producción, notando sub-inversión en el negocio de upstream (exploración y explotación de hidrocarburos).
- Débil gobierno corporativo.
- La disminución a la carga fiscal de PEMEX es marginal.
En otras palabras, Fitch estima que PEMEX tiene muchas deudas y obligaciones fiscales y genera muy poco dinero. Lo que queda después de pagar sus deudas lo transfiere al Estado Mexicano. Tiene pérdidas desde hace muchos años. Se invierte menos en upstream de lo que sería necesario para mejorar sus ingresos. La reducción a su carga fiscal es marginal y no arregla el problema del flujo de efectivo. Además, la perspectiva de Fitch es que PEMEX continuará teniendo pérdidas y flujos de efectivo negativos (Fitch Ratings, 2019).
El estado de resultados de PEMEX
De los segmentos de operación de PEMEX, Exploración y Producción (PEP) es el que tiene la utilidad de operación más alta. PEP genera sus ingresos de forma intersegmento, exportando a través del segmento Comercializadoras (PC) y vendiendo la mitad de la producción al segmento Transformación Industrial (PTI). El costo de ventas de PTI es superior a sus ingresos por lo que tiene una pérdida bruta, mientras que la ganancia bruta de PC es apenas 1.5% de sus ventas (PEMEX, 2018).
De forma consolidada, PEMEX tuvo ingresos por $1,385,899 millones MXN, margen bruto de 27.5%, margen de operación de 7.5%[1], costo financiero de $117,644 millones MXN y carga fiscal por $332,980 millones MXN, por lo que la pérdida neta en 2017 fue de $280,850 millones MXN (PEMEX, 2018).
Producción, el Plan Nacional de Hidrocarburos y el Plan Nacional de Refinación
En los últimos años la producción de hidrocarburos de PEMEX se ha reducido drásticamente. La producción de petróleo crudo pasó desde 2,506 Mbd en enero de 2014 a 1,717 Mbd en noviembre de 2018 (Gobierno de México, 2018). De forma similar, el volumen de ventas de petrolíferos, domésticas y de exportación, ha disminuido mientras que la importación de petrolíferos ha incrementado, pasando de 546 Mbd en mayo de 2014 a 1,018 Mbd en noviembre de 2018 (Gobierno de México, 2018).
Sobre el plan nacional de hidrocarburos sabemos poco, pero podemos hacer algunos cálculos rápidos. Se planea incrementar la producción de crudo a 2,400 Mdb. Significaría un aumento en los ingresos de PEP de $223,143 millones MXN anuales aproximadamente[2]con costo de ventas de 51% y gastos de administración de 7%, reflejando una utilidad operativa de $93,720 millones MXN[3]. Sin embargo, si este incremento en producción es sujeto a los impuestos y derechos especiales, PEMEX transferiría aproximadamente 45% de los ingresos por ventas, $122,729 millones MXN al Gobierno Federal[4].
También podemos hacer cálculos rápidos sobre refinación. De forma general sabemos que se rehabilitarán las 6 refinerías del país y se construirá una nueva y que el sistema de refinación del país opera al 40%. Si se duplicara la producción nacional se reflejaría en un incremento en los ingresos de $309,192 millones MXN[5]. El cálculo sobre el impacto en su utilidad bruta es más complejo. Este incremento en ingresos tendría un costo de ventas asociado. Actualmente ese costo de ventas es más del 100% de las ventas, sin embargo, podemos suponer que la reducción de importaciones de refinados y el incremento en producción de petróleo reducirá el índice del costo de ventas. De forma optimista asumiendo que el costo de ventas se reduzca al 70%, el plan de refinación mejoraría la utilidad bruta de PEMEX en $92,757 millones MXN[6].
Cabe notar que estos cálculos no juzgan si los niveles de inversión permitirán incrementar la producción de crudo y productos refinados
PEMEX podrá seguir colocando deuda, pero más cara.
Incluso en los ejemplos más claros de riesgo, la industria de hidrocarburos sigue atrayendo grandes inversiones. Durante los 90s, Shell continuó expandiendo sus inversiones en Nigeria a pesar de la inestabilidad política demostrando la resiliencia de la industria (Frynas, 1998). Aquí la idea no es comparar a México con Nigeria, sino poner en perspectiva los comentarios referentes a la imposibilidad de PEMEX de colocar nueva deuda
Ahora, la deuda corporativa de PEMEX efectivamente va a ser más cara. Esto como función de que los inversionistas exigen mayor retorno por el riesgo. Si PEMEX quisiera colocar nueva deuda el día de mañana, la primera referencia para calcular el porcentaje del cupón es el retorno requerido por inversionistas por los bonos que ya circulan en los mercados financieros; 67 puntos base por encima del costo de las últimas colocaciones (yield al cierre 31/01/2019 = 7.18).
El combate al robo del combustible y su impacto en el flujo de efectivo de PEMEX
Al final de 2018 el nuevo director de PEMEX mencionó que el robo de gasolina en 2018 fue alrededor de 58,200 barriles diarios, 600 pipas de alrededor de 15,000 litros diarios, con valor de mercado de alrededor de $200 millones MXN diarios. Alrededor de $66,300 millones de MXN en 2018 (Forbes, 2019). Sin embargo, ese es el valor de mercado que incluye IEPS, IVA y el margen de las gasolineras.
Desagregado, el valor de los combustibles que PEMEX recibe es menor. Por ejemplo: en diciembre 2018 PEMEX vendió 745Mbd de gasolinas automotrices (Gobierno de México, 2018)por lo que ganó $36,587 millones MXN (Gobierno de México, 2018), así que por cada litro recibió $10.30 MXN[7]. No conocemos de forma desagregada el valor del robo de combustible ya que no sabemos cuántos litros se roban de cada producto, si eran productos de importación o producción nacional, tampoco conocemos su costo, pero si podemos inferir que PEMEX dejó de recibir alrededor de $93 millones MXN diarios[8], a diferencia de los $200 millones MXN previamente mencionados.
El vínculo entre la calificación de PEMEX y la calificación de México
A pesar de que PEMEX es una “Empresa Productiva del Estado” y que la Ley de Petróleos Mexicanos menciona explícitamente que “Las obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos y sus empresas productivas subsidiarias no constituyen obligaciones garantizadas por el Estado Mexicano…” (Gobierno de México, 2014), queda claro que los mercados ven un lazo inquebrantable entre PEMEX y el Estado Mexicano. Fitch ve tan fuerte unión que el comunicado del pasado 30 de enero menciona que “Fitch continúa esperando que el Gobierno asegure que PEMEX mantenga una posición líquida robusta para el servicio de deuda” (Fitch Ratings, 2019).
Habría que revisar la correlación entre el riesgo crediticio soberano y el riesgo crediticio de las empresas productivas del gobierno para conocer la valoración que el mercado hace de ese vínculo. Mientras tanto, sabemos que las agencias calificadoras e inversionistas consideran que las obligaciones financieras de PEMEX están respaldadas por el Estado Mexicano.
Conclusiones
Parece ser que todos los jugadores reconocen la problemática que enfrenta PEMEX pero que difieren en el planteamiento de estrategias.
Gran inversión en upstream, una gran reducción de la carga fiscal y menor intervención son las noticias que el mercado esperaba escuchar para mejorar el flujo de efectivo de PEMEX. En cambio, el Gobierno Federal ofrece inversión en transformación, reducción moderada de la carga fiscal y combate al robo de combustible.
Será interesante ver si el Gobierno Federal cambia su estrategia respecto a PEMEX, o si PEMEX logra demostrar mejorías en el flujo de efectivo con la estrategia actual y cambiar la perspectiva de analistas e inversionistas.
Referencias
[1]Informe anual PEMEX 2017:
Rendimiento de operación $104,725 millones MXN / Total de ventas $1,397,029 millones MXN = 7.5%
[2]Cálculo:
Diferencia entre producción actual y producción estimada en 2024 = 570 Mbd
Cobertura en 2019 del precio del petróleo = $55USD/barril
Tipo de cambio = $19.50MXN = 570 Mbd * $55USD * 365 días * 19.50MXN = $223,134 millones MXN
[3]Cálculo:
Costo de venta = 51% de ventas aprox. basado en informe anual 2017 -> $113,802 millones
Gastos operativos = 20% de utilidad bruta aprox. Basado en informe anual 2017 -> $223,143 – $113,802 = $109,340 -> $21,868
-> 223,143 – ($113,802 + $21,868) = $87,472 millones
[4]Fitch informó que PEMEX ha transferido 45% de las ganancias por ventas al Gobierno Federal en promedio en los últimos 5 años.
[5]Cálculo:
Importación promedio en 2018 (accesible en datos.gob) = 976.3Mbd
Ventas internas promedio en 2018 (accesible en datos.gob) = 1,479.5Mbd
-> Producción nacional estimada = 1,479.5Mbd – 976.3Mbd = 503.1Mbd
Valor ventas internas en 2018 (accesible en datos.gob) = $909,144 millones
Volumen ventas internas en 2018 (accesible en datos.gob.mx) = 1,479.5Mbd * 365 días = 540,019Mb
-> Valor del barril de petrolíferos estimado en 2018 =
540,019Mb / $909,144 millones = $1,683
Valor estimado de la producción nacional = (503.1Mbd * 365 días) * $1,683MXN = $309,192 millones
[6]Cálculo:
$309,192 millones * margen bruto 30% = $92,757 millones
[7]Cálculo:
745.03Mbd * 30días = 22,350.9 M barriles * 159 litros = 3,553,794.2 M litros
$36,587 millones * 1000 = $36,587,000 miles
-> 3,553,794.2Mlitros / $36,587,000 miles = $10.30/litro
[8]Cálculo:
600 pipas diarias * 15,000 litros = 9,000,000 litros diarios
-> $10.30/litro * 9,000,000 litros diarios = $93,000,000 diarios
-> $93 millones diarios * 365 días = 33,945 millones anuales
Bibliografía
El Economista, 2018. Refinerías de PEMEX operan a 40% de su capacidad. [En línea]
Available at: https://www.eleconomista.com.mx/empresas/Refinerias-de-Pemex-operan-a-40-de-su-capacidad-20180706-0026.html
[Último acceso: 31 01 2019].
El Financiero Bloomberg, 2019. AMLO califica a fitch de muy hipocrita. [En línea]
Available at: https://www.elfinanciero.com.mx/economia/amlo-califica-a-fitch-de-muy-hipocrita-por-baja-de-calificacion-a-los-bonos-de-pemex
[Último acceso: 31 01 2019].
El Financiero, 2019. Ejecutivos de Pemex generan inquietudes en su visita a inversionistas en Nueva York. [En línea]
Available at: https://www.elfinanciero.com.mx/economia/pemex-fracasa-en-su-visita-a-inversionistas-en-nueva-york
[Último acceso: 31 01 2019].
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Forbes, 2019. Pemex reconoce más pérdidas por huachicoleo en 2018, Ciudad de México: s.n.
Frynas, G., 1998. Political Instability and business: focus on Shell in Nigeria. Third World Quarterly, 19(3), pp. 457-478.
Gobierno de México, 2014. Ley de Petróleos Mexicanos.Diario Oficial de la Federación , 11 08, pp. Capítulo VIII, Artículo 106, V..
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Available at: datos.gob.mx
[Último acceso: 31 01 2019].
Gobierno de México, 2018. datos.gob – Valor de ventas de petrolíferos de PEMEX. [En línea]
Available at: datos.gob
[Último acceso: 31 01 2019].
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Available at: https://datos.gob.mx/
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Iyer, K. & Purkayastha, D., 2017. Credit Risk Assesment in Infrastructure Project Finance: Relevance of Credit Ratings. The Journal of Structured Finance, pp. 17-25.
PEMEX, 2018. Con Plan Nacional de Refinación, México alcanzará soberanía energética: Romero Oropeza. [En línea]
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[Último acceso: 31 01 2019].
PEMEX, 2018. Informe Anual 2017, s.l.: s.n.
PEMEX, 2019. Pemex realiza gira conjunta de trabajo con la SHCP en Nueva York para dialogar con inversionistas, analistas y agencias calificadoras. s.l., s.n.
Rezaee, A., 2016. Project Finance in International Trade Law: Risk’s Perspective. The Journal of Structured Finance , pp. 21-30.
Yeeles, A. & Akporiaye, A., 2016. Risk and resilience in the Nigerian oil sector: The economic effects of pipeline sabotage and theft. Energy Policy, Volumen 88, pp. 187-196.
* El autor es Licenciado en Negocios Internacionales por la UDLAP y Maestro en Finanzas con especialización en Mercados Energéticos por la Universidad de Edimburgo, Reino Unido, con experiencia en financiamiento de proyectos sustentables, en banca de desarrollo en sectores de agua, energía y medio ambiente, y en inversión responsable.
