Asimetría Fiscal entre Pemex y los Contratistas

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Por Fluvio Ruíz Alarcón

 

Uno de los aspectos que se modificaron con la reforma energética fue el régimen fiscal de Pemex. En la que fuera la última reforma importante de este régimen, hecha en 2005, se estableció, a partir de 2006, un límite de 6.50 dólares por barril producido, a las deducciones que podía hacer nuestra petrolera.

Conforme evolucionó este régimen, se fueron definiendo algunas zonas de extracción que por su complejidad, pudieron contar con límites de deducción más elevados. Sin embargo, la inmensa mayoría de la producción se mantuvo sujeta al límite de 6.50 dólares, llegando a provocarle a Pemex costos fiscales por más de 100,000 millones de pesos en los años previos a 2014, puesto que los costos de producción fueron aumentando en toda la industria.

Ahora bien, con la nueva Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, aprobada en 2014, la asimetría entre Pemex y sus competidores es muy fuerte y el origen muy obvio: las condiciones del mercado internacional de petróleo cambiaron radicalmente justo después de la aprobación de la reforma energética.

No está de más recordar que la legislación secundaria se analizó y aprobó en un lapso en el que el precio de la mezcla mexicana de exportación oscilaba entre los 95 y 98 dólares por barril. Aparentemente, esta circunstancia de precios altos, llevó a que se aprobara un régimen fiscal para Pemex en el que el límite de deducción pasó de ser un número fijo, establecido a partir de la complejidad geológica (6.50 para campos terrestres y aguas someras; 16.50 para aguas profundas; 32.50 en Chicontepec); a representar un porcentaje del valor de la producción.

Así, conforme a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, el límite de las deducciones que puede hacer Pemex por barril producido, a partir de 2019, es del 12.5% del precio del crudo. Con los actuales niveles de precio (alrededor 60 dólares por barril), Pemex puede deducir de su base gravable unos 7.50 dólares por barril producido.

Este es un valor inferior, en términos reales, a los 6.50 dólares por barril que podía deducir desde 2006 y hasta antes de la reforma de su régimen fiscal de 2010 (cuando se hizo la diferenciación para aguas profundas y Chicontepec). Esto provoca una profunda asimetría fiscal con los contratistas ganadores de licitaciones, quienes en ciertos casos, podrían recuperar costos hasta por el 60% del valor de la producción: unos 36 dólares por barril producido.

Intentando paliar esta situación, en abril de 2016, la Secretaría de Hacienda, emitió un decreto en el que le daba la posibilidad a Pemex de optar entre la deducción con base porcentual o con un límite fijo de 6.10 dólares por barril producido en aguas someras y de 8.30 en campos terrestres. Estos valores, de suyo insuficientes y aún muy por debajo de la recuperación de costos de los operadores privados, fueron incluidos en el Paquete Económico 2017, como iniciativa de reforma a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), misma que fue aprobada.

Pero la asimetría fiscal también se pone de manifiesto en otras disposiciones. Por ejemplo, mientras el artículo 39 de la LISH, señala que Pemex debe pagar por los hidrocarburos extraídos “incluyendo el consumo que de estos productos efectúe”, así como por “las mermas por derramas o quema de dichos productos”; la cláusula 14.1 del contrato de licencia señala que el “Contratista podrá utilizar Hidrocarburos Producidos para las Actividades Petroleras (incluyendo su uso como parte de cualquier proyecto de Recuperación Avanzada), como combustible o para inyección o levantamiento neumático, sin costo alguno, hasta por los niveles autorizados por la CNH en el Plan de Desarrollo aprobado.

Por otro lado, en los contratos de producción compartida de exploración (Convocatorias 1 y 2, de la Ronda Uno), se establece el siguiente beneficio que no tiene Pemex:

 

 

Ajuste por riesgo exploratorio:

  • Recuperación de costos del Programa Mínimo Exploratorio: 125%
  • Disminución de costos del Programa Mínimo Exploratorio en ROC: 3x

 

Así, en el Anexo 3 se estipula que:

 

El cálculo del Resultado Operativo del Contratista se hará de acuerdo a la siguiente fórmula: 𝑅𝑂𝐶𝑡= 𝑈𝑂𝑡× 𝑆𝐶𝐴𝑡+ 𝐶𝑅𝑡𝐶𝑡− 3 ×  , Donde: 𝑅𝑂𝐶𝑡= Resultado Operativo del Contratista en el Período 𝑡. 𝑈𝑂𝑡= Utilidad Operativa en el Período 𝑡. 𝑆𝐶𝐴𝑡= Participación del Contratista en el Período 𝑡determinada con base en el Mecanismo de Ajuste. 𝐶𝑅𝑡= Costos Reconocidos Recuperados en el Período 𝑡. 𝐶𝑡= Costos Elegibles registrados en el mismo Período conforme al Anexo 4, distintos de aquellos contemplados en el Programa Mínimo de Trabajo y en el Incremento del Programa Mínimo. 𝑃𝑀𝑡= Costos Elegibles registrados en el mismo Período conforme al Anexo 4, y que son contemplados en el Programa Mínimo de Trabajo y en el Incremento del Programa Mínimo.

 

Todo un subsidio que, por supuesto no es ni aplicable y ni siquiera pensable para Petróleos Mexicanos.

Existen otros puntos de trato asimétrico, tanto fiscal como regulatorio, entre Pemex y los operadores privados; pero los aquí mostrados dan cuenta de que, sin duda, “el piso no está parejo” para la competencia que enfrenta Pemex. Las razones de este trato tan contrastante, se encuentran en una concepción muy ideologizada e idealizada sobre las bondades del mercado frente a las imperfecciones del Estado como actor económico.

En esta lógica, incluso un instrumento, como la posibilidad de Pemex de establecer alianzas para compartir el riesgo geológico, terminó desnaturalizándose. No es lo mismo aliarse como parte de una estrategia integral para compartir riesgos, tener acceso a nuevas tecnologías, formar cuadros técnicos, mejorar la capacidad de gestión o aprender a operar en condiciones geológicas distintas a las de nuestro país; que hacerlo solo como resultado de una visión financiera de corto plazo y de las restricciones derivadas de una pesada carga fiscal y la ausencia de una verdadera autonomía presupuestal. En lugar de un instrumento de apoyo, las alianzas se volvieron un mecanismo de cesión en el mediano y largo plazos, de una porción creciente de la renta petrolera.

Esta asimetría fiscal y regulatoria, podría convertirse en una limitante de orden político para la continuidad de la Reforma en esta materia, en la medida en que las consecuencias económicas, fiscales, presupuestales, industriales e incluso sociales o ambientales; vayan siendo claramente percibidas por la opinión pública.