Riesgos para la renta petrolera

La iniciativa de una nueva ley de ingresos sobre hidrocarburos (LIH) del pasado 8 de septiembre es un elemento central de la reforma petrolera formulada por el poder ejecutivo, que incluye cambios constitucionales que eliminan restricciones a la participación privada y propician la competencia en esta importante industria. Ha sido sometida a la consideración de la Cámara de Diputados y ofrece a Pemex dos regímenes fiscales alternativos: el actual y uno nuevo para contratos de utilidad compartida que entraría en vigor en 2015, así como un proceso de migración del esquema actual de asignaciones al de contratos. Por ahora, dado que la iniciativa que reforma los artículos 27 y 28 constitucionales aún no ha sido aprobada, esta segunda opción sólo se plantea para Pemex. Sin embargo, en su exposición de motivos se afirma que el modelo fiscal propuesto es consistente tanto con el marco constitucional vigente como con el proyecto de reforma. El alcance de la LIH es amplio: incorpora propuestas que reforman, adicionan y derogan disposiciones de las leyes Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, General de Deuda Pública y de Petróleos Mexicanos.

El planteamiento fiscal revela, y esconde a la vez, aspectos centrales del nuevo régimen petrolero propuesto. Su publicación envía una señal oblicua a empresas petroleras privadas. Deja ver y permite inferir lo que podría ser también un esquema fiscal para ellas, así como algunos elementos estructurales del modelo de contrato que se pretende adoptar. ¹ Sería difícil que Pemex y los organismos subsidiarios que se creen con el propósito de ser titulares de uno o varios contratos de utilidad compartida recibieran un trato muy diferente al de las empresas particulares, sobre todo si se le va a permitir a Pemex asociarse con ellas.

No es posible evaluar adecuadamente el diseño fiscal propuesto sin conocer con mayor detalle y de manera explícita la nueva ley reglamentaria del artículo 27 constitucional, así como los términos y condiciones básicos de los contratos de utilidad compartida. En el caso de Pemex, poco se sabe sobre el ritmo y patrón esperado de transición al régimen de contratos. El gobierno debió contar con toda esta información al formular la iniciativa de ley de ingresos petroleros, pero ha decidido mantenerla in pectore. De ésta última es posible inferir algunos aspectos básicos de la estructura y operación de dichos contratos. Se trata de una inferencia parcial que no permite evaluar la ley de ingresos petroleros, pues se carece de información contextual crítica para poder ofrecer una apreciación informada de ella y, en términos más generales, de la reforma petrolera que el gobierno se propone. En estas condiciones, una evaluación de carácter cuantitativo sería imprudente, pues se tendrían que hacer supuestos y conjeturas respecto a parámetros críticos. En esta nota sólo se ofrecen comentarios de carácter general a planteamientos también generales, haciendo inferencias plausibles de la información pública disponible y de contratos similares en otras partes del mundo. La opinión pública, y de manera particular, los legisladores necesitan mayor información para cumplir cabalmente con sus respectivas misiones.

En todo el mundo, las actividades extractivas de la industria petrolera están sujetas a un régimen fiscal especial debido a la magnitud de la renta económica que generan. Si bien la renta económica del petróleo es un concepto sencillo, su estimación no lo es. Los mecanismos fiscales sólo buscan calcular y obtener un monto aproximado. La renta es el valor excedente a la suma del costo total de la exploración y la producción, y una rentabilidad razonable sobre la inversión en un proyecto determinado. ² El principal problema para su determinación radica en los costos. Si por algún motivo fueron excesivos por la ineficiencia del operador, resulta difícil establecer el nivel de la merma en relación a lo que hubiera incurrido un operador eficiente en el mismo campo. Por las mismas razones, afecta también el volumen de la producción obtenida. Si bien son las características del campo las que tienden a determinar su magnitud y su perfil, lo es también el monto y la naturaleza de la inversión realizada. Una diferencia fundamental respecto a los costos es que tanto el operador como el fisco están interesados en una mayor producción.

La dificultad para estimar y proyectar la renta de un proyecto obedece a las múltiples fuentes de incertidumbre a la que están sujetas tanto las empresas privadas como las estatales. Destacan entre éstas las de carácter geológico, del volumen y perfil de la inversión y de la producción, así como de precios, costos y las inducidas por el cambio tecnológico. La incertidumbre respecto al cálculo de la renta económica del petróleo, al monto capturado por el Estado y a la rentabilidad del contratista se va disipando conforme se avanza en las diversas etapas de desarrollo del proyecto en cuestión. No obstante, aún al término de la vida de un campo la estimación de la renta es sólo eso: una estimación aproximada.

Con una importante excepción —los campos estadounidenses en tierra firme—, en todo el mundo la propiedad de los recursos del subsuelo es de la Nación, la Corona o el Estado, por lo que la renta económica del petróleo también les corresponde. El Estado no sólo debe de maximizar a largo plazo dicha renta, sino también capturarla por cuenta de sus legítimos dueños, sin compartirla o disiparla. Esto lo logra a través de un sistema fiscal eficiente que equilibra diversos objetivos y restricciones del Estado y de las empresas contratistas. Para ello utiliza y articula una amplia gama de instrumentos legales, regulatorios y fiscales. Tiene además que tomar en cuenta la rentabilidad de las grandes inversiones que caracterizan a esta industria, así como el monto, el perfil y la certeza de los recursos que recibe el Estado. El sistema fiscal del petróleo sólo puede analizarse en su totalidad y en el contexto del régimen petrolero al que está sujeto.

La LIH le propone a Pemex dos regímenes fiscales muy diferentes: uno se aplicaría a las asignaciones petroleras vigentes y otro totalmente nuevo para el manejo de los contratos de utilidad compartida. El segundo tiene la intención de reducir la recaudación a la que Pemex hoy se somete, lo que constituye un poderoso incentivo para migrar lo antes posible de un arreglo institucional al otro. Al inicio se aplicaría a nuevos proyectos y gradualmente a los ya existentes. Las autoridades fiscales tendrán que modular el ritmo de esta transición en función de la recaudación adicional que logre obtener de otras fuentes y que le permitirán suplir la merma de ingresos petroleros. El régimen fiscal aplicable a las asignaciones continuará siendo el actual.

Nuevo régimen fiscal

En el diagrama simplificado que aquí se presenta puede observarse la estructura del régimen fiscal de los contratos propuestos. Del valor bruto de la producción lo primero que se deduce es la renta por disponer del área ocupada para la realización de las actividades de exploración, desarrollo y producción. Inmediatamente después se deducen las regalías que se fijan como porcentaje del valor de la producción obtenida. El tercer elemento son los costos y gastos de inversión y operación incurridos por la empresa contratista, en este caso Pemex. El reconocimiento pleno de esta contraprestación es un aspecto central de éste esquema contractual y su sello de identidad. La suma de estas deducciones aplicada al valor de la producción arroja la utilidad operativa que se va a compartir entre el Estado y el contratista.

Su distribución entre las partes se determinará contrato por contrato. Conviene subrayar que lo que se distribuye es la utilidad, no la renta económica del petróleo. La utilidad operativa cubre costos y una rentabilidad razonable. Se trata de un concepto muy diferente al de renta económica. A la utilidad bruta del contratista se le aplica el impuesto sobre la renta como a cualquier otra empresa, lo que le deja su utilidad neta, que se aplica a la reinversión de Pemex después de pagar un dividendo al Estado, quien ejerce los derechos de propiedad de esta empresa y de sus subsidiarias. Desde la perspectiva estatal se identifican cinco fuentes de ingresos: la renta de ocupación, las regalías, las utilidades que le corresponden, el impuesto sobre la renta y el dividendo estatal.

En el marco de esta estructura relativamente sencilla se aplican tasas —en algunos casos progresivas—, límites a flujos de efectivo y mecanismos de ajuste que permiten determinar su monto respectivo a través del tiempo. Destacan entre ellos:

1. Una renta mensual fija que se paga por disponer del área donde se realizan las actividades contratadas. Busca incentivar el desarrollo de los bloques y a su abandono voluntario cuando no interesa desarrollarlos. Los montos son básicamente simbólicos. Si los bloques fueran similares en tamaño a los bloques estadounidenses se pagarían 57 mil dólares al año en los primeros 5 años que no haya producción y a partir sexto el monto aumentaría a 92 mil dólares anuales. Para lograr su objetivo la renta fija debería ser sustancialmente mayor o ser complementada con regulaciones específicas.

2. Una regalía que equivale a un cierto porcentaje sobre el valor bruto de los hidrocarburos producidos. Las regalías propuestas son comparativamente bajas respecto a las que prevalecen en muchos otros países. Por ejemplo, sus tasas son menores a las que prevalecen en Estados Unidos y Brasil. En el caso del petróleo crudo y de los condensados son 5% cuando su precio es inferior a 60 dólares por barril. Este porcentaje aumenta linealmente hasta 10% cuando el precio alcanza los 100 dólares por barril. En el caso del gas asociado la regalía es de 1% y la del gas no-asociado es de 0 a 1% cuando el precio varía de menos de 5 dólares por mmbtu a más de 5.50 dólares. La renta fija y la regalía son los únicos rubros que con certeza recibe el Estado a partir del inicio de la producción, dado que la regalía depende del valor de la producción y no de la utilidad operativa, la que puede ser nula por un largo tiempo.

3. Las utilidades atribuidas al Estado son determinados por un porcentaje mínimo inicial y un factor de ajuste que se aplicaría a la distribución de las utilidades entre el contratista y el Estado en función de la rentabilidad del proyecto contractual. Este factor progresivo da una mayor utilidad a este último en la medida que se superen ciertos umbrales de rentabilidad. Dichos porcentajes se determinarán, contrato por contrato, con base en el factor de ajuste cuyos parámetros fijaría la Secretaría de Hacienda. Es de suponerse que, en el caso de los particulares, el porcentaje inicial sería objeto de una licitación. En el caso de Pemex se desconoce la mecánica de su determinación.

4. El contratista estará sujeto al impuesto sobre la renta como cualquier otra empresa. Sólo unas deducciones difieren respecto a las generalmente concedidas por el ISR.

5. Un dividendo estatal es propuesto anualmente por la Secretaría de Hacienda con base en la situación financiera de Pemex y sus planes de negocios a cinco años. Dicha propuesta se incluye en el proyecto de ley de ingresos. El monto mínimo sería 30% de los ingresos después del pago de impuestos a partir de 2016. Se reduciría linealmente a 15% en 2021 y a 0% en 2026. A partir de 2027 desaparece el monto mínimo.

A todo esto se agregarán directivas específicas que expedirá la Secretaría de Hacienda en materia de fórmulas de determinación de precios, contabilidad y modalidad de las adquisiciones de bienes y servicios. Pemex y sus organismos subsidiarios estarán exentos del derecho a la participación de los trabajadores en las utilidades (PTU).

Es difícil evadir, eludir y optimizar gravámenes a los ingresos brutos como las regalías. Su aplicación es sencilla y se da en la primera etapa de la línea de cobranza, no al final de la misma. En cambio, el impuesto sobre la renta sólo se paga en la medida en que haya utilidades, independientemente del volumen de hidrocarburos extraídos. Las autoridades hacendarias y las empresas petroleras argumentan que las regalías restan progresividad al régimen fiscal y no son de carácter neutral en términos de las decisiones de inversión, al inducir distorsiones en el ordenamiento de los proyectos y en su selección. Aluden a la neutralidad que en este sentido priva en la distribución de utilidades y en relación al impuesto sobre las mismas. Existen diversos instrumentos para corregir estas distorsiones potenciales. Un mejor equilibrio entre gravámenes sobre el ingreso bruto y sobre las ganancias resuelve algunos de los problemas planteados y garantiza a la vez una compensación cierta sobre el volumen de hidrocarburos producidos. Esto significaría un incremento sustancial en la tasa de la regalía.

El contratista recuperará la totalidad de los gastos, costos e inversiones registradas que haya incurrido a partir del inicio de la producción. Sin embargo, se impondrá un límite a esta contraprestación que se expresa como un porcentaje de los ingresos brutos generados durante el periodo en cuestión. Este será de cuando menos el 30%, pero queda aún indeterminado el porcentaje que efectivamente regiría. Este límite sirve para modular la velocidad con la que recuperan las inversiones, lo que cobra mayor importancia en las fases iniciales de la vida de un proyecto. El cálculo de los costos de inversión y de operación registrados es el talón de Aquiles de los contratos de producción y de utilidad compartida. Su recuperación es la característica distintiva de estos contratos, así como la compleja interacción que se establece entre las partes, dada la reticencia a rendir y justificar cuentas, así como las dificultades para pedirlas. Las cuentas del Gran Capitán ³ son una anécdota relevante para la justificación de los costos incurridos por el contratista y fuente de innumerables conflictos que afectan la relación entre el Estado y sus agentes. Es bien sabido en la industria que un buen equipo de contadores y abogados especialistas pueden optimizar la recuperación de costos.

La experiencia internacional con los contratos de producción y utilidad compartida no ha sido positiva en términos de lograr, simultáneamente, los objetivos de una mayor producción y una mayor recaudación fiscal por barril producido. Los incrementos en el monto total de la recaudación han tendido a darse gracias a factores exógenos, como por ejemplo un aumento de precios internacionales de los hidrocarburos. Conviene recordar que entre 1993 y 2005, los contratos venezolanos de la llamada apertura nunca pagaron impuestos sobre la renta y que en Rusia la recaudación del contrato de producción compartida Sajalín II ha sido exigua hasta ahora, a pesar de que la producción se inició en junio de 1999.

Cuestiones por precisar

Hay un gran número de cuestiones estratégicas que tendrán que definirse en la ley reglamentaria, en regulaciones, en directivas y en los contratos mismos. Convendría, sin embargo hacer breve referencia a algunas de las que más inciden, directa e indirectamente, en la LIH. El diseño de la estrategia y las bases de la licitación de contratos y licencias es fundamental. Es necesario definir quiénes pueden participar y qué requisitos deben cumplir; cuál es el objeto de la licitación; cómo se determina el ganador y qué condiciones se le imponen; cuál es el tamaño y número de los bloques que se licitarán, así como la frecuencia de las rondas de licitación y las reglas para el abandono voluntario de los campos.

La definición de las regiones geográficas que se abrirán al esquema de contratos y del área que abarcaría cada contrato, estructurada en bloques de tamaño estandarizado, son de particular importancia. En el mundo el tamaño de los bloques varía notablemente. Por ejemplo, cada bloque en Angola cubre una área de 5 000 km2, los de Noruega son la décima parte de los angoleños, los de Gran Bretaña son la veinteava parte y los del sector estadunidense del Golfo son de sólo 23 km2, esto es 215 veces más pequeños. En cambio, los bloques cubanos en el Golfo de México son de 2 000 km2 ¿Cuál será el tamaño de los bloques mexicanos en zonas marinas? ¿En las terrestres? Esto es relevante pues su tamaño, las reglas de adjudicación de los bloques y las de abandono de los mismos incide sobre la estructura competitiva de la industria y, desde luego, la rentabilidad del contratista o licenciatario, sobre todo en las fases de exploración. El calendario de las rondas de licitación es también una decisión relevante, pues determina el perfil y la oferta acumulada de bloques.

Igualmente importante es la naturaleza de los yacimientos que serán contratados o licenciados. La narrativa gubernamental ha privilegiado los que se ubican en aguas profundas y ultraprofundas, así como yacimientos de hidrocarburos no convencionales, en los que se tendrá que construir nueva infraestructura. Se dice que es en estos en los que se requiere compartir riesgos, adquirir tecnología y movilizar inversión privada. En principio parecería que a empresas subsidiarias de Pemex se le asignarían yacimientos y activos heredados. En un cierto sentido esto las protegería de la competencia de empresas privadas, segregando para ellas áreas en las que Pemex no está presente. Al asignar a particulares los yacimientos más complejos, caros y riesgosos, el Estado establecería términos y condiciones más generosos que más tarde podrían constituir referencias obligadas en la licitación de yacimientos de menor dificultad, como ha sucedido en otros países. Además, el riesgo de fracaso es mucho mayor en los que plantean un mayor grado de dificultad. Convendría pensar en una estrategia alternativa. El gobierno necesita mostrar algunos éxitos tempranos en la ruta de cambios que desea instrumentar.

Estructura contractual

Los contratos de utilidad compartida son una variante de la familia de los de producción compartida, que son los más utilizados por la industria petrolera internacional. Su principal diferencia es que en el caso de los primeros, que son los propuestos por el gobierno, el título de propiedad de los hidrocarburos nunca pasa a manos del contratista. Es el propio Estado el que vende los hidrocarburos a terceros como puede verse en el segundo diagrama. Para este fin necesita crear un fideicomiso de administración y pago que reciba los ingresos por la venta del petróleo y el gas natural, pague las contraprestaciones al contratista, así como las cuotas, regalías, utilidades, impuestos y dividendos que corresponden al Estado. Los ingresos son entregados al fideicomiso por una empresa comercializadora del Estado, que lo vende por cuenta y orden de éste. Estas dos instancias intermedias son usualmente internalizadas por el contratista en los contratos de producción compartida, quien es el que maneja y distribuye los ingresos derivados de la producción que ha extraído. Esto facilita el registro de las reservas y pudiera incidir sobre el monto reconocido por la Securities and Exchange Commission.

Existen diversas razones por las que el contratista prefiere el contrato convencional de producción compartida. Este recibe el título de propiedad en la boca del pozo o en las instalaciones de producción, es el responsable de su medición, de la segregación del crudo y el gas que provienen de diversos yacimientos y campos, de la construcción de infraestructura de separación y manejo de hidrocarburos, de su recolección y transporte, así como su venta de primera mano. Asume además la contabilización del proceso. En cada una de estas fases de la cadena productiva se genera valor. Cuando el Estado asume todas estas funciones hay riesgos de pérdida de valor que el contratista preferiría no incurrir. Aún si estas fueran de sólo unos centavos por barril, el monto rápidamente se acumula dado el flujo continuo de la producción. Además, el paso adicional que supone el fideicomiso puede retrasar el pago de la contraprestación. En cualquier caso el fideicomiso difícilmente tendrá la capacidad efectiva para auditar los flujos de ingreso y de egreso. Los riesgos y los costos adicionales previsibles se reflejarían en una reducción del valor de las ofertas de los contratistas.

Hay claramente un problema de secuencia y de calendario. El poder ejecutivo difícilmente puede hacer pública su iniciativa de ley reglamentaria antes de que se aprueben los cambios constitucionales que ha propuesto. Por otro lado, desea que se apruebe una ley de ingresos petroleros que incorpora contratos de utilidad compartida sin revelar previamente en qué consisten estos. Las deliberaciones de los legisladores y su voto no pueden descansar en conjeturas. Incluso, la discusión respecto a la pertinencia de sólo eliminar la prohibición constitucional a los contratos —de producción y de utilidad compartidos— y de no hacerlo en el caso de las licencias o concesiones es motivo de profundas diferencias entre diferentes grupos parlamentarios. La secuencia lógica es primero explicar el alcance y contenido de la reforma, así como las razones que la justifican, luego abordar las cuestiones constitucionales, después proceder al análisis de las leyes secundarias y, en su caso, los términos y condiciones de los contratos o las licencias, para concluir con la ley de ingresos que se sustenta en todo lo anterior. Paradójicamente, la Secretaría de Hacienda plantea que la ley de ingresos sobre hidrocarburos, en lo que toca a contratos de utilidad compartida, no entrará en vigor sino hasta 2015. En estas condiciones sería comprensible que replanteara su discusión en el Congreso para septiembre de 2014.

Ingresos petroleros

La Secretaría de Hacienda estima que la reforma fiscal propuesta incrementará la recaudación de 2014 en un monto equivalente al 1.4% del PIB y que para 2018 el incremento habrá sido de 2.9%. Estima también que cerca de las dos terceras partes de la recaudación adicional será aportada por la industria petrolera, producto en parte de la reforma anunciada de este sector. Así, lejos de que las finanzas públicas se despetrolicen, dicho fenómeno continuaría avanzando. Los supuestos en los que descansa el incremento previsto de los ingresos petroleros parecen poco realistas. Los precios del petróleo crudo mexicano, calculado con base en una formula arbitraria incorporada en la ley de presupuesto y responsabilidad hacendaria, disminuyen en 2013 y 2014, para luego permanecer constantes a un nivel cerca de 30% inferior al que se registró en los primeros 8 meses de 2013. En cambio, el más reciente pronóstico publicado por la EIA del gobierno estadounidense prevé que el precio del crudo Brent se mantendrá por arriba de los 100 dólares en 2013 y 2014.

Sin embargo, el supuesto crítico que subyace al incremento de los ingresos petroleros es la trayectoria de la producción de petróleo crudo proyectada por la Sener y Pemex, la que aumentará en 471 mbd a partir de 2013, para alcanzar los 3 mmbd en 2018. Se revertiría así la ligera tendencia a la baja que continuaría el próximo año. El primer escalón ascendente —de unos 100 mbd— se daría en 2015. Éste difícilmente podría atribuirse a la reforma petrolera. En cambio, sería más plausible hacerlo en relación a los dos últimos años del presente periodo gubernamental, en los que se registra la mitad del incremento total postulado. Con base en estos supuestos, así como en otros que no se hacen explícitos, los ingresos petroleros aumentarían en este gobierno de 7.6 a 8.8% del PIB.

El cambio del régimen fiscal de los hidrocarburos impide establecer la probable trayectoria a corto y mediano plazos de los ingresos petroleros del Estado. Diversos factores tienden a moverse en direcciones encontradas y múltiples parámetros están aún indeterminados. Por un lado, dados ciertos niveles de precios y de volumen de producción, los ingresos recibidos de Pemex tenderán a bajar al migrar ésta empresa del sistema de asignaciones al de contratos. A su vez, el perfil temporal de regalías, impuestos y utilidades pagadas por los contratistas privados al Estado tampoco puede determinarse, pero tenderá a rezagarse y la recaudación será inferior, por un buen número de años, al que se obtendría bajo el actual régimen de derechos. Por último, la estructura y las características del régimen fiscal que se propone tienden a diferir los ingresos que el Estado deriva de los contratos a partir de la primera producción. Estas posibles tendencias se dan en el contexto de ingresos tributarios menores a los originalmente previstos y mayores gastos sociales asociados a la reforma fiscal. Estos supuestos y pronósticos aparecen en el cuadro adjunto.

Las expectativas respecto a la trayectoria de la producción de petróleo y de gas natural, así como de los futuros ingresos petroleros que captaría el Estado necesitan sustentarse sobre bases más firmes. La formación de expectativas y aspiraciones exageradas son fuente de decisiones equivocadas, distorsiones y frustración cuando eventualmente se imponga la realidad. Es natural que los promotores de una reforma hagan hincapié en sus bondades. Sin embargo, es importante que sus ofertas de política pública se basen en evidencia, conocimientos y una cierta cautela. Ante cabilderos que sobrevenden y argumentan de manera simplista los beneficios de los cambios estructurales, ⁴ las propias empresas petroleras internacionales interesadas en trabajar en México, con base en su propia experiencia en provincias petroleras análogas, plantean perspectivas más prudentes.

Una vez que se cuente con el nuevo régimen petrolero, definan las leyes reglamentarias y otras leyes secundarias, apruebe un régimen fiscal acorde, defina el régimen regulatorio de las actividades extractivas y se conformen estrategias de desarrollo petrolero, las empresas privadas evaluarán posibles programas de exploración. Si estos son en aguas profundas y ultraprofundas, tardará el momento en que decidan realizar una primera perforación exploratoria. Usualmente se perforará un cierto número de pozos en torno al que resulte exitoso hasta establecer que los yacimientos en cuestión tienen valor comercial. A partir de esa certificación puede iniciarse la fase de desarrollo de los campos descubiertos, fase que absorbe la mayor parte de los recursos de inversión de un proyecto. Sigue el umbral de la primera producción y los primeros ingresos derivados de la venta de los hidrocarburos producidos. Los contratos de producción y utilidad compartida en los que la tasa de regalías es baja ofrecerán al Estado pocos ingresos iniciales, comenzando a generar y distribuir utilidades operativas, así como impuestos, con un rezago sustancial. Los plazos, así como los montos de inversión requerida variarán entre los yacimientos de aguas profundas y los de lutitas, por ejemplo. En cualquier caso, los flujos de efectivo y los impuestos que el Estado recibirá dilatarán. En aguas profundas pueden tardar más de 10 años, dependiendo también de los términos y condiciones del contrato en cuestión.

En la discusión pública en México se utiliza un concepto de renta del petróleo inusual. Ésta equivale al flujo de efectivo que Pemex Exploración y Producción paga al fisco, independiente del nivel de eficiencia que caracteriza la extracción de los hidrocarburos. El objetivo de la política gubernamental ha sido hasta ahora maximizar su recaudación para después decidir el monto de la inversión autorizada. De esta forma ejerce su control sobre la empresa. En cambio, en el sector privado la recaudación se hace con base en reglas generales y la decisión de inversión corresponde a los accionistas a través de su consejo de administración. La reforma energética propuesta por el gobierno aspira a que estos procesos en Pemex se asemejen más a los del sector privado. Sin embargo, ha escogido una forma contractual que no ofrece los incentivos adecuados para minimizar los costos. Estos tienden a ser elevados por fallas de eficiencia, gastos excesivos no justificados y, en no pocas ocasiones, por manipulación contable. El poder ejecutivo ha diseñado también un esquema fiscal para Pemex en el que se reserva, en la práctica, la decisión respecto al monto de la reinversión y de los dividendos. A partir de una propuesta inicial del consejo de administración de Pemex, la Secretaría de Hacienda compararía el retorno de esas reinversiones con el retorno de otras actividades como servicios de educación y de salud o inversión en infraestructura, determinando un monto para el dividendo que se propondría en la ley de ingresos cada año.⁵ Cabe preguntarse en qué difiere el nuevo régimen fiscal de Pemex del anterior. Lo importante sería que de manera efectiva modificara los incentivos y mecanismos de control que condicionan la conducta del equipo gerencial de la empresa.

Conclusiones

Resulta prematuro e innecesario aprobar ahora una ley de ingresos sobre hidrocarburos que no entrará en vigor sino hasta 2015. Los legisladores no cuentan con información suficiente para evaluar cabalmente este proyecto. Tendrían que esperar a que se apruebe la reforma de los artículos 27 y 28, constitucionales, así como la ley reglamentaria del artículo 27. Necesitan conocer previamente los términos y condiciones básicos de los contratos que se suscribirán con Pemex. Esta empresa puede comenzar de inmediato a preparase para migrar al régimen de contratos o licencias que finalmente se apruebe. Requiere trabajar en la infraestructura contable e informática, así como la estructuración de nuevas empresas subsidiarias.

El poder ejecutivo tendría que revisar las tasas de regalías que ha propuesto y que resultan comparativamente bajas. Lo tendrá que hacer también con otros parámetros y mecanismos de ajuste que determinan la distribución a través del tiempo de los resultados de operación entre el Estado y Pemex. Necesita acotar mejor la forma como determinará los dividendos que Pemex tendría que pagar a la hacienda pública. Igualmente importante es simplificar al máximo razonable los mecanismos distributivos, restar discrecionalidad a los servidores públicos que los administran y dar la transparencia necesaria para evaluar externamente su desempeño.

Si bien la LIH sólo aplica por ahora a Pemex, envía señales a potenciales inversionistas privados respecto a los contratos y al régimen fiscal que eventualmente normará su participación en el sector de hidrocarburos, como consorcios independientes y como posibles socios de Pemex. Estas señales generan expectativas, orientan estrategias de negociación y podrán convertirse en fuentes de presión. Convendría modularlas mejor y contar, lo antes posible, con posiciones más robustas y mejor definidas.

El gobierno está obligado también a ofrecer una explicación cuidadosa de cuestiones estratégicas que determinan la rentabilidad de los proyectos en los que participará Pemex y, eventualmente, el capital privado. La Secretaría de Hacienda necesita formular pronósticos más finos y realistas de la trayectoria probable de los ingresos petroleros. Por tratarse de cambios en el régimen petrolero y fiscal se requieren ejercicios que vayan más allá de los presentados anualmente en los Criterios generales de política económica, que dan prioridad a la discusión sobre el corto plazo. Los legisladores necesitan este tipo de pronóstico para normar su criterio. Finalmente, el poder ejecutivo aún adeuda al Congreso una explicación económica de la lógica que lo llevó a elegir los contratos de utilidad compartida en lugar de contratos de producción compartida o de un régimen de licencias. La deliberación en torno a todos estos asuntos es fundamental pues lo que está en juego son montos masivos de renta económica de los hidrocarburos que son propiedad de la Nación.

Adrián Lajous. Presidente de la Junta de Gobierno del Oxford Institute for Energy Studies. Fue director general de Pemex entre 1994 y 1999.