El sostenido deterioro operativo de Pemex, que desembocó en la crisis de 2017, se refleja con nitidez en el comercio exterior de petróleo y gas natural. Los principales factores determinantes del estado actual de la balanza comercial de hidrocarburos son la caída de la producción de petróleo y gas natural, y la consiguiente baja de la exportación de crudo; el desplome del volumen procesado en las refinerías mexicanas y el menor rendimiento de gasolina y de diesel; el crecimiento de la demanda interna de gas natural y de productos petrolíferos; y la amplia brecha entre el precio del petróleo crudo exportado y el correspondiente a productos importados. Los datos duros de los últimos cinco años pintan un panorama sombrío y es difícil imaginar los cambios de tendencia que permitirían reducir, a corto y mediano plazos, el déficit petrolero.

Es probable que la producción de petróleo y de gas natural de Pemex continúe a la baja a mediano plazo. Revertir esta tendencia supone descubrimientos importantes de hidrocarburos y un elevado monto de inversiones. Por ahora la discusión se centra en el ritmo al que declinarán la producción y las exportaciones. Las importaciones de productos petrolíferos y de gas natural tienden a aumentar para garantizar el abasto interno, dado el desempeño insatisfactorio del sistema de refinación y de su infraestructura logística, y la caída de la producción de gas natural. La alta dependencia de las importaciones plantea, a su vez, dilemas complejos de seguridad energética.

La principal falla de la reforma petrolera ha sido el abandono de Pemex. Esta empresa estatal atraviesa por una crisis profunda que no parece tener salida en el marco de la política económica actual y en el de su propia estructura institucional. Todos los principales indicadores operativos y financieros señalan un deterioro que se ha agudizado en los últimos años y que abarca a todas las áreas de la empresa. El colapso de precios internacionales del petróleo de 2014 y la forma como se le hizo frente detonaron la crisis de Pemex, pero no fueron su causa.

El gobierno federal dio prioridad al cumplimiento de sus objetivos de balance macroeconómico para lo que contó con los efectos positivos de la reforma fiscal, el manejo exitoso del programa de coberturas sobre sus ingresos petroleros y un ajuste draconiano de las finanzas de Pemex. En cambio, esta empresa dispuso de menos instrumentos para afrontar la reducción de sus ingresos. La única salida que se le dio fue una fuerte reducción de sus actividades. Si bien la reforma petrolera reconocía que su éxito suponía el saneamiento y fortalecimiento de esta empresa estatal, la coyuntura y la política pública no favorecieron estos objetivos, que eran centrales en el periodo de transición hasta que los beneficios de la reforma se dejaran sentir.

Al cumplir Pemex 80 años de vida, el 7 de junio de 2018, la industria petrolera mexicana enfrenta una doble realidad. Una dominada por las promesas de una reforma energética ambiciosa y la otra por la vida cotidiana de una empresa estatal en la que algunas de sus líneas de negocios se encuentran al borde del colapso. Se sobreponen simultáneamente dos mundos, uno con aspiraciones de modernidad y una visión expansiva basada en supuestos flujos de inversión privada de gran magnitud, principalmente extranjera, donde privará la competencia y la eficiencia. Otro en el que caen las reservas, la producción y el procesamiento de hidrocarburos; se acumulan recortes presupuestales;  y donde prevalecen fuertes pérdidas, una terca ineficiencia y la impunidad frente a la corrupción. La pérdida de dinamismo de una reforma incompleta pone en riesgo la transformación prometida y provoca incertidumbre en el proceso de transición. Además, el cierre del actual gobierno, su eventual cambio y el arranque de la próxima administración conforman una coyuntura de difícil manejo.

Este artículo recorre el desempeño de las principales ramas de actividad de Pemex. Se aborda el déficit petrolero del país, la caída de las reservas y la producción de petróleo y gas natural, el desastroso desempeño de la refinación, así como el explosivo aumento de las importaciones de gas natural y la contracción de la actividad petroquímica de Pemex. En un artículo posterior ofreceré algunas perspectivas sobre su posible recuperación.

Déficit petrolero

Hasta hace poco tiempo la posibilidad de que la balanza de hidrocarburos de México fuera deficitaria era impensable. Ocurrió por primera vez en el segundo semestre de 2015 y a partir de entonces el déficit ha crecido hasta alcanzar en 2017 más de 18 mil de millones dólares, ritmo que no ha disminuido en los primeros cuatro meses de 2018. Pocos lo previeron oportunamente. Mientras tanto se seguían haciendo cuentas alegres. Cuando la realidad se impuso los ilusos pensaron que era una situación pasajera y otros, más radicales, argumentaron que el déficit era irrelevante. Hoy continúan creyendo que la reforma energética pronto revertirá dicho déficit, sin precisar el cambio fundamental de condiciones que lo haría posible.         

La exportación neta de hidrocarburos líquidos —crudo y productos petrolíferos— descendió a menos de 400 mil barriles diarios en 2017, nivel que contrasta con los 1.8 millones de barriles diarios registrado en 2004. Las importaciones de gas natural alcanzaron 4.6 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2017, lo que equivale aproximadamente a 767 mil barriles diarios de petróleo crudo equivalente. Así, el déficit neto de hidrocarburos fue del orden de 367 mil barriles diarios. Conviene subrayar que las exportaciones totales de crudo sólo lograron cubrir el 84 por ciento del valor de las importaciones de productos petrolíferos. Destaca el déficit de petróleo y gas natural con Estados Unidos, tanto en términos de volumen como de valor. Éste ascendió el año pasado a 14.7 miles de millones de dólares.

La dependencia de las importaciones de gas natural es motivo de particular preocupación. En 2017 su volumen ascendió a cerca de cinco mil millones de pies cúbicos diarios y el 94 por ciento provino de Estados Unidos, casi todo por gasoducto. Las importaciones de gas natural del país han crecido en años recientes y todo indica que lo seguirán haciendo a mediano plazo. La expansión prevista de la red de gasoductos y la puesta en marcha de nuevas centrales eléctricas que consumen gas natural ampliarán la demanda. En 2017, el 62 por ciento del gas consumido en el país fue importado. Más revelador aún es que, al eliminar el consumo propio de Pemex, el 84 por ciento de las ventas a terceros —el que efectivamente llegó al mercado— fue de origen importado, lo que subraya el dominio de la importación.

El caso de los combustibles automotrices también es paradigmático de la dependencia de las importaciones de México. En 2017 el 71 por ciento de la demanda interna de gasolina fue satisfecha con importaciones y el 66 por ciento de la correspondiente a diesel. El desequilibrio del comercio petrolero con Estados Unidos refleja, principalmente, el crecimiento de las exportaciones de combustibles automotrices de refinerías del la costa estadounidense del Golfo a México. Sus ventas a nuestro país han resultado particularmente atractivas pues permiten sostener elevados niveles de utilización de su capacidad instalada. En 2017 el 56 por ciento de las exportaciones estadounidenses de gasolinas y sus componentes  fluyeron a México y, desde la perspectiva de este país, en el primer trimestre de 2018 el 95 por ciento de las importaciones gasolina y del  diesel provinieron de Estados Unidos.

La elevada dependencia de las importaciones de productos petrolíferos y de gas natural son la consecuencia directa de la degradación de las refinerías mexicanas y de la rápida caída de la producción de gas natural. Pocos países en el mundo, con un mercado interno de combustibles del tamaño del de México, son tan dependientes de las importaciones y, en particular, de las que provienen de un solo país.

Los riesgos de una interrupción del suministro de hidrocarburos estadounidenses a México que resulte de factores fortuitos, climatológicos, estacionales y regulatorios se ven ampliados por la bajísima capacidad actual de almacenamiento de productos petrolíferos en México y la nula capacidad para almacenar gas natural. La caída de la oferta interna y crecientes rigideces logísticas pueden afectar el balance operativo diario en algunas regiones. Esto expone al país a una mayor volatilidad de precios y a que estos se disparen ocasionalmente.

La creciente dependencia de hidrocarburos importados debe evaluarse en el contexto del franco deterioro de la relación bilateral de México con el gobierno de Donald Trump, y la posibilidad de que estas importaciones sean utilizadas como un instrumento de la política exterior estadounidense. Asimismo, si la negociación del TLCAN llegara a fracasar, México perdería la protección normativa del tratado en relación al comercio bilateral y no prosperaría su eventual ampliación al área energética.

Producción y reservas

En los últimos cinco años —de 2013 a 2017— perdimos cerca de la mitad de las reservas probadas del país. Las reservas de petróleo (crudo, condensados y líquidos del gas) disminuyeron 44 por ciento. Este proceso se aceleró en los últimos tres años debido a importantes revisiones a la baja. En cuanto al gas seco la caída fue de 48 por ciento y ésta también se precipitó debido a fuertes revisiones. En todos y cada uno de estos años se registró una reducción significativa de las reservas probadas. En ambos  periodos y en ambos fluidos las reservas adicionales fueron insuficientes para compensar la producción, registrándose tasas medias de restitución de reservas probadas negativas. La vida media de las reservas probadas disminuyó de 10.7 a 8.0 años en el caso del petróleo y de 8.0 a 6.6 años en el del gas seco. Estas bajas se dieron a pesar de un caída importante de la producción en este periodo. Dichas cifras tomaron en cuenta en 2017 la transferencia de reservas a terceros que aparecían  en las cifras de reservas de 2016. En ambos casos su monto fue poco significativo.

Más preocupante es la fuerte caída de las reservas probadas desarrolladas, dado que estas inciden sobre las posibilidades de producción a corto plazo. La declinación de las reservas probadas y probables (2P)  y de las probadas, probables y posibles (3P) en el periodo 2013-2016 fue mayor que el de las reservas probadas (1P), y en el caso del gas natural la diferencia fue aún más grande. A mediano y más largo plazos, las reservas 2P señalan mejor la dimensión de las oportunidades de desarrollo. En 2017 las reservas 2P de hidrocarburos de México, incluyendo las correspondientes a operadores privados, disminuyeron 3.6 por ciento.

El acervo de reservas probadas de México es particularmente maduro y su envejecimiento continúa avanzando. Al 31 de diciembre de 2017, el 86 por ciento de las reservas probadas originales ya se habían extraído. En 2016 más del 90 por ciento de los campos productores del país podían clasificarse como maduros –en los que más del 50 por ciento de las reservas probadas y probables (2P) originales ya habían sido producidas. Al considerar los campos mar adentro, de donde proviene la mayor parte de la producción del país, 44 de ellos son maduros y contribuyeron  al fin de dicho año con el 69 por ciento de las reservas marinas 2P. Esto significa que la posibilidad de detener la declinación y revertirla sólo puede lograrse mediante nuevos descubrimientos  y mayores factores de recuperación de reservas, objetivos de mediano y más largo plazos.

La producción total de petróleo crudo en México ha declinado en los últimos 13 años y su nivel en 2017 fue 42 por ciento más bajo que el máximo alcanzado en 2004. Las cuatro regiones petroleras en las que se divide el país declinaron en este periodo. Asimismo, de los 12 activos en que se agrupan los campos productores de México, uno —el Litoral de Tabasco— inició su propia declinación recientemente, es posible que el complejo Ku-Maloob-Zaap (KMZ) haya alcanzado su nivel máximo de producción, en la cuenca de Chicontepec sólo se ha extraído una baja proporción de sus reservas, la cuenca de Veracruz produce pequeños volúmenes de crudo, y 8 activos más se encuentran en una fase avanzada de declinación y agotamiento. Las esperanzas de obtener producción de nuevos campos se localizan principalmente en aguas profundas y ultra-profundas del Golfo, yacimientos no- convencionales del norte del país y en Chicontepec. Gran parte de esa producción provendrá de campos que aún no han sido descubiertos. Ésta servirá para compensar la declinación adicional de campos productores y, eventualmente, para revertir la tendencia a la baja.

El colapso de la actividad de perforación de desarrollo —una actividad esencial para el mantenimiento a corto plazo de la producción— explica en gran medida el ritmo al que ésta declina. En 2012, el ultimo año de la anterior administración gubernamental, se terminaron 1 201 pozos de desarrollo. En 2017 la cifra correspondiente fue 55, una caída de 95 por ciento. El impacto que esta contracción ha tenido en las regiones petroleras del país ha sido desolador en términos de empleo y de la demanda de materiales, equipos y servicios petroleros. Un par de ejemplos ilustrativos bastan: en 2017 sólo se perforaron tres pozos de desarrollo en la Región Sur, que abarca los estados de Tabasco y Chiapas, una reducción de 99 por ciento y en la Cuenca de Burgos no se perforó un solo pozo en ese año.

Esta declinación de largo plazo refleja las características de los yacimientos, la madurez del acervo de reservas petroleras, una administración deficiente de yacimientos, prácticas ineficientes de producción, la subinversión secular en actividades de exploración y desarrollo, y una asignación poco eficiente de la inversión. En fechas recientes, particularmente a partir del colapso de precios del petróleo, Pemex redujo sustancialmente sus inversiones en exploración y producción. En 2014 invirtió 277 mil millones de pesos y el gasto de inversión realizado en 2017 fue de 113 mil millones, una reducción del 59 por ciento. En 2018 el presupuesto de inversión se mantiene constante en términos monetarios respecto al ejercicio del año anterior, lo que no es un buen augurio para Pemex.1 El efecto compuesto de tendencias estructurales de largo plazo y de factores propios del ciclo industrial de corto plazo fue devastador.

Dada la debilidad financiera de Pemex, una profunda crisis de casi cuatro años de duración hizo que la perforación de pozos cayera vertiginosamente y se difirieran múltiples proyectos de inversión. En este periodo el impacto sobre las actividades de desarrollo y de producción ha sido severo y todo indica que la producción de petróleo y gas natural continuará a la baja en los próximos tres a cinco años. Los resultados de la inversión privada en la industria petrolera mexicana difícilmente lograrán compensar la contracción previsible en el ámbito de Pemex, cuya producción en abril de 2018 descendió a 1.89 millones de barriles diarias, su nivel más bajo desde 1980.

La discusión hoy se centra en torno al ritmo al que ello ocurrirá. En estas condiciones Pemex necesita fortalecer urgentemente sus mecanismos de programación y planeación de las exportaciones con objeto de mejorar su capacidad para prever la disponibilidad de excedentes exportables de crudo y sus requerimientos de importación. Esto supone que Pemex necesita re-optimizar la segregación económica y técnica de corrientes de producción de petróleo crudo, garantizar un mejor control de calidad y robustecer los mecanismos de optimización conjunta y de coordinación operativa del sistema de refinación de Pemex y de su comercio exterior.

Refinación

2017 fue el annus horribilis de la industria de la refinación de México. La utilización de su capacidad instalada se derrumbó al 48 por ciento, una cifra sin precedente. La producción de gasolina y diesel disminuyó 24 por ciento respecto a la registrada en 2016 y 45 por ciento en relación a la observada en 2013. La inversión en materia de refinación disminuyó abruptamente en 2017 en cerca de 48 por ciento y el presupuesto de 2018 prevé una baja adicional de 10 por ciento.2 Conviene subrayar que a partir de 2016 la participación de esta inversión en el monto total invertido por Pemex siguió disminuyendo. Estos recortes del gasto han obligado a diferir y suspender temporalmente importantes proyectos y alentar la búsqueda de socios estratégicos que aporten recursos frescos para terminarlos y ponerlos en operación.

El robo masivo y creciente de combustibles automotrices provoca fuertes pérdidas económicas a Pemex y al fisco,  y obstaculiza el desarrollo de la infraestructura logística del sistema de refinación. No sólo se trata de la intervención ilegal de poliductos por el crimen organizado, sino también el robo dentro de terminales de Pemex, creando un amplio mercado secundario al margen de la ley. Estas condiciones disuaden a Pemex de gastar en poliductos y a empresas privadas de invertir en infraestructura logística.

Esta empresa, que venía haciendo un uso excesivo del transporte terrestre por auto-tanque, se ha visto obligada a disminuir el volumen de combustibles enviado por ductos, y hacer una utilización aún mayor del trasporte por auto-tanques y, más recientemente, por ferrocarril. Estos medios encarecen la estructura de transporte y distribución en todo el país y, por lo tanto, el costo de suministro de la gasolina y del diesel. La pérdida de control de estos flujos cuenta hoy con la complicidad de grupos sociales por donde pasan los poliductos  y de empleados de Pemex que también se benefician de estas actividades ilícitas.

Los resultados operativos de la refinación de Pemex del año pasado son una señal inequívoca que obliga a reconocer la gravedad de la situación actual.  Ésta es producto de intereses creados, complacencia, incuria e incompetencia. La refinación es, quizás, la línea de negocios más mal manejada de Pemex. Su arreglo requiere una deliberación rigurosa y profunda sobre los complejos problemas que enfrenta. La ilusa promesa de soluciones sencillas e inmediatas sólo sirve para fortalecer la inercia prevaleciente y alentar un desorden aún mayor. Incrementar gastos de operación y de inversión no sólo es insuficiente, puede también ser contraproducente. Convendría condicionar estos gastos a avances concretos de las reformas requeridas.

Las pérdidas anuales netas incurridas por las actividades de refinación son cuantiosas y lo han sido de manera sistemática en los últimos 25 años. Desafortunadamente la constitución de Pemex Transformación Industrial en el ultimo trimestre de 2015 restó transparencia a los resultados financieros del sector de refinación, por lo que hoy no se cuenta con una buena estimación de dichas pérdidas que sea del dominio público. La reestructuración de Pemex agregó a las cuentas de refinación las de gas natural y las de petroquímica y le restó las que correspondían a actividades de logística y de carácter comercial.

Sólo en el caso de 2015 es posible comparar los resultados de Pemex Refinación y los de Pemex Transformación Industrial. En ese año, la primera registró una pérdida neta de 7,100 millones de dólares y la segunda de 5,500, una diferencia de 23 por ciento. Las cifras de Pemex Refinación dejaron de reportarse a la  Comisión Nacional Bancaria y de Valores y a la Securities and Exchange Commission. Dicha discontinuidad estadística impide dar seguimiento a los resultados de la refinación en Pemex. Esta fue una de las consecuencias, posiblemente deseada, de la reestructuración.

No contar con resultados de cada una de las principales líneas de negocios de Pemex contribuye a la pérdida de disciplina empresarial, particularmente en el área de refinación, y a desperdiciar un instrumento primordial de su gestión. Hay quienes piensan que revelar la magnitud de las pérdidas de refinación apoya su eventual privatización, sin darse cuenta que la falta de transparencia repercute negativamente a nivel de cada centro de trabajo. La transparencia de resultados operativos, comerciales y financieros de Pemex es indispensable para controlar el desempeño de esta empresa estatal. Una mayor transparencia es también esencial para la construcción de mercados competidos.

Gas natural y petroquímica

En los últimos cinco años la rápida expansión de la demanda de gas natural y la reducción de la oferta interna han provocado un cambio estructural que ha privilegiado su importación. El crecimiento de la demanda se explica por la sustitución de combustóleo por gas natural en la generación de electricidad y por el tendido y ampliación de redes de transporte y distribución, que han permitido atender mercados en los que la oferta había estado restringida, así como mercados abiertos por nuevos gasoductos. La abundancia de gas natural en Estados Unidos ha mantenido bajos los precios del gas importado por México, alentando también su consumo.

En cambio, en este periodo la producción de gas seco en México cayó en 2017 a 3,058 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), una baja de 34 por ciento desde 2013 que se concentró en los últimos tres años. El dominio de las importaciones se fue ampliando y hoy son sustancialmente superiores a la producción interna. Este cambio estructural también explica la baja utilización de la capacidad de las plantas de procesamiento de gas natural de Pemex.

Esta empresa ha logrado reducir sustancialmente la quema de gas mar adentro. El volumen total del gas quemado y venteado disminuyó tardíamente de 591 millones de pies cúbicos diarios en 2010 a 189 millones en 2017, gracias a la instalación de capacidad de compresión. Esta cifra se ha reducido en 2018. Sin embargo, Pemex inyecta actualmente volúmenes crecientes de una mezcla de gas natural, líquidos del gas y nitrógeno a sus yacimientos. Esto representa un desperdicio importante. Podría recuperar los líquidos del gas, incluyendo etano, así como el gas natural mediante la instalación de una planta que segregue nitrógeno, el que podría ser reinyectado a yacimientos para mantener la presión de los mismos. Empresas privadas han ofrecido construir las instalaciones necesarias y vender este servicio a Pemex, como es el caso de la planta de nitrógeno de Atasta. Pemex no ha sido capaz de tomar la decisión respectiva por razones desconocidas. No hacerlo le cuesta decenas de millones de pesos al día. Este es un ejemplo más de oportunidades perdidas.

La actividad petroquímica de Pemex ha sido severamente afectada por la escasez de materias primas, la baja utilización de la capacidad  instalada de plantas petroquímicas, la difícil integración de empresas de fertilizantes adquiridas recientemente, así como por el accidente catastrófico que sufrió su coinversión con Mexichem en la planta de mono cloruro de vinilo. La producción de aromáticos y sus derivados cayó 34 por ciento en 2017 debido a problemas operativos en la regeneración continua de catalizadores y en la producción de estireno. La producción de etano se mantuvo relativamente estable en los últimos 5 años, si bien con una ligera tendencia a la baja.

Pemex suscribió un contrato de 66 mbd de etano con la empresa Etileno XXI bajo la modalidad “compra obligatoria-entrega obligatoria” de las partes. En caso de incumplimiento por parte de Pemex esta empresa está obligada al pago de fuertes penas convencionales. Por este motivo Pemex ha dado prioridad al cumplimiento de este contrato respecto al abasto de etano a sus propias plantas de etileno. La capacidad de producción del segmento de etileno en 2017 fue de 3 599 toneladas. La producción cayó de 2,970 toneladas anuales en 2015 a 1,884 toneladas el año pasado, cuando disminuyó la utilización de la capacidad al 52 por ciento. En  2017 la producción de etileno y sus derivados cayó 26 por ciento debido a una baja de 28 por ciento del suministro de materias primas, principalmente etano, y al cierre de la planta de acrilonitrilo.

Los problemas que Pemex enfrenta vienen de muy atrás y desde luego anteceden a la reforma petrolera. No obstante, la primera parte de la actual administración gubernamental contribuyó a su profundización. Ante la crisis de precios del petróleo pospuso todo lo posible el ajuste requerido y se resistió activamente al cambio que la reforma exigía. El manejo de la empresa fue en esos años -siendo generoso- frívolo e inepto. En la segunda parte prevalecieron objetivos relacionados a las finanzas públicas y no los propios de una empresa petrolera. En todos estos años poco se avanzó en alinear las relaciones del sindicato de trabajadores petroleros con los objetivos de la reforma y fueron las actividades de refinación la que más sufrieron las prácticas restrictivas de éste. La alta rotación del cuerpo directivo de Pemex tendió a debilitarlo: en los últimos 18 años la permanencia media del director general fue de sólo dos años, cuatro meses. Ello revela la baja prioridad que el gobierno efectivamente ha dado a esta empresa.

Consideraciones generales

Los problemas que enfrenta Pemex son múltiples y se refieren, entre otros, al mal gobierno de la industria petrolera y de las empresas subsidiarias de Pemex; la incidencia de políticas públicas equívocas que han supuesto la transferencia masiva de renta al gobierno, a otras empresas y a consumidores que no le fueron compensadas; el estrangulamiento ocasionado por recortes de los presupuestos de operación y de inversión, que en ocasiones han sido abruptos y particularmente profundos; el deterioro del capital humano de la empresa inducidos por la falta de un liderazgo claro, la alta rotación del personal  y la desconfianza mutua de funcionarios de carrera y los mandos que proviene de fuera de la empresa; una  corrupción que incide en todos sus ámbitos y niveles jerárquicos; y la irrupción del crimen organizado en las actividades logísticas de Pemex. Sin embargo, no se le ha dado la debida importancia a la falta de compromiso de altos ejecutivos y cuadros medios con los resultados de sus actividades y a rígidas prácticas industriales disfuncionales propiciadas por el liderazgo sindical para mantener el control de sus agremiados y su propia participación política a nivel regional y nacional.

Directivos de Pemex han afirmado categóricamente que sus decisiones operativas y de inversión están guiadas por la rentabilidad a corto plazo de sus actividades y no por objetivos volumétricos de producción. Argumentan que este criterio les permite ordenar las inversiones en función de su rentabilidad. Con este supuesto criterio económico han dejado, por ejemplo, de perforar campos de gas no-asociado debido a que el gas obtenido no resulta competitivo con el importado o han reducido el proceso de crudo en las refinerías con objeto de maximizar sus rendimientos. Las refinerías de Pemex se encuentran así atrapadas por un mecanismo perverso: entre menos producen menos pierden y entre más importan productos petrolíferos más ganan. Sólo es posible resolver esta paradoja mejorando de manera sustancial su eficiencia operativa.

Los argumentos de estos directivos parecen más bien una racionalización ex post de la falta de recursos ocasionados por los recortes presupuestales a los que la empresa ha estado sujeta o la aceptación fatal de que es imposible tomar acciones que efectivamente reduzcan costos o la incapacidad para mejorar la eficiencia de las operaciones. Las estrategias adoptadas se determinan tanto por sus objetivos como por las restricciones que se les impone y los instrumentos que se les asignan. En esta crisis hubo fallas fundamentales en estos tres elementos.

Es pueril sugerir que la producción optima del sistema de refinación en 2017 fue de 767 mil barriles diarios, dados la baja disponibilidad de plantas de proceso, los extendidos periodos de reparación de las refinerías, los accidentes y percances naturales, y que nada más podía hacerse para mejorar los rendimientos de las mismas. ¿Porqué no 500 mil o 1 millón de barriles diarios? ¿Si hubieran tenido mayores recursos disponibles, podrían haber repuesto catalizadores gastados, por ejemplo, o  modificado la mezcla de crudos procesada incidiendo sobre la producción de gasolina o la mezcla de productos elaborada? Así mismo, ¿en que intervalo de la curva de costos de producción del gas natural decidieron suspender la perforación de pozos en Burgos? ¿Ninguno era rentable o todos eran menos rentables que inversiones que sí se realizaron en otros rubros? Seguramente consideraciones de más largo plazo hubieran seleccionado un conjunto de prioridades muy diferente.

La magnitud de la reducción de gastos de operación e inversión a la que se ha sujetado a Pemex hubiera sido particularmente difícil acomodar a cualquier empresa petrolera. En el caso de Pemex su debilidad estructural y las rigideces que lo caracterizan ha hecho más complejo ejecutar los recortes y reasignar recursos escasos. Su fragilidad ante un shock sin precedentes como este tendría que haber sido prevista. Las consecuencias fueron mayúsculas y la crisis que provocó no va a ser fácil superar. El presupuesto de 2018 no ofrece alivio alguno: prolongará y profundizará esta crisis.

La cuenta regresiva del cierre de la actual administración ya se inició. Como es tradicional, cada día se complica más tomar decisiones en los últimos 6 meses del periodo gubernamental. En una organización del tamaño de Pemex, el proceso de cierre y entrega es complejo y tiende a concentrar la atención y el tiempo de los que han ejercido cuantiosos recursos públicos. La incertidumbre política complica más las cosas. Esto dificultará el periodo de transición al nuevo gobierno, así como su arranque, que de entrada tendrá que asumir la crisis de inmediato sin contar con los elementos necesarios para hacerle frente.

Infortunadamente no hay soluciones sencillas y de rápido impacto. Por razones estructurales los aumentos recientes de los precios del petróleo no ofrecen una salida a corto plazo. Los precios de los productos petrolíferos importados aumentarán al igual que los del crudo exportado. Aún si se transfiriera rápidamente la responsabilidad de las importaciones de productos a particulares no mejorarían los ingresos netos de Pemex. En cualquier caso esto tardará algún tiempo pues el sector privado aun no cuenta con la infraestructura necesaria para transportar, almacenar y distribuir estos productos. Conforme se vaya dando este proceso Pemex perderá inevitablemente participación de mercado. En el límite solo vendería lo que produce, que es en lo que actualmente pierde más dinero.

No hay mucho espacio para un mayor endeudamiento externo de Pemex. El rápido crecimiento que ha tenido y los niveles alcanzados, así como posibles alzas de las tasas de interés, limitan esta opción. Tampoco podrá el gobierno federal reducir los impuestos de Pemex en un monto suficiente para resolver los problemas que enfrenta esta empresa. Además, de mantenerse elevado el precio internacional de los combustibles automotrices, el fisco tendrá que reducir la tasa efectiva del IEPS más allá del periodo electoral. Esto se traducirá en una baja importante de ingresos fiscales. El gobierno enfrentará también la tentación de compensar, aunque sólo sea parcialmente, ajustes de precios asociados a posibles depreciaciones del tipo de cambio.

Identificar, reconocer y asumir la complejidad, la profundidad y el alcance de los principales problemas que Pemex enfrenta es necesariamente el primer paso. La crisis es tal que ya pasó el momento en que puede seguirse eludiendo la realidad. Es igualmente indispensable actuar con decisión, persistencia y pragmatismo para resolverlos. Pemex requiere urgentemente cuantiosos recursos para salir adelante, pero estos deben ser rigurosamente condicionados a un mejor desempeño. No hacerlo así sólo serviría a un status quo a todas luces indeseable.

 1 Excluye gastos no capitalizables de mantenimiento.

2 Excluye gastos no capitalizables de mantenimiento.