Versión estenográfica de la reunión de trabajo de la Tercera Comisión de Hacienda y Crédito Público, Agricultura y Fomento, Comunicaciones y Obras Públicas, de la Comisión Permanente, con directivos de Petróleos Mexicanos.
(Primera Parte)
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Como ustedes saben, el orden del día de esta sesión es únicamente la reunión de trabajo. A todos ustedes se distribuyó el acuerdo que va a normar esta reunión de trabajo, a todos ustedes integrantes de la Tercera Comisión, lo tienen en sus correos.
Y procedería, como primer punto del orden del día, pedirle al senador Cavazos Lerma, que me va a asistir como secretario de esta sesión, si existe quórum para iniciar.
SENADOR MANUEL CAVAZOS LERMA: Informo a la Presidencia que hay una presencia de 15 legisladores. Hay quórum, señor presidente.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Gracias, señor senador.
Procederíamos, ahora sí, a votar el acuerdo que fue enviado a ustedes con oportunidad y que tienen en su correo electrónico, y le solicitaría al senador Cavazos Lerma, me auxiliara tomando el sentir de esta Comisión.
SENADOR MANUEL CAVAZOS LERMA: Por instrucciones de la Presidencia, pregunto a los legisladores si están de acuerdo en el formato que fue presentado a ustedes para normar esta sesión de la Tercera Comisión.
Los que estén a favor de dicho acuerdo, favor de manifestarlo levantando la mano.
Aprobado, señor presidente.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Listo, señor senador.
Muy bien, a efecto de darle cierto orden, me voy a permitir repasar el acuerdo que acabamos de votar.
Habrá una intervención inicial por parte de Petróleos Mexicanos hasta por 10 minutos. Después habrá una ronda de preguntas por grupo parlamentario, representado en esta Tercera Comisión, hasta por tres minutos. A cada pregunta, el servidor público cuestionado dará respuesta inmediata hasta por dos minutos y el legislador podrá hacer uso de su derecho de réplica, hasta por un minuto.
Concluida la ronda de preguntas, se consultará a los integrantes de la Comisión si está suficientemente discutido. En caso contrario, se abrirá otra ronda de preguntas.
Finalmente, se dejará un espacio a los funcionarios de Petróleos Mexicanos hasta por cinco minutos, para dejar un mensaje final y habrá un mensaje final por parte de esta Presidencia.
Ese es el formato. Agradezco al director corporativo de Finanzas, al ingeniero Mario Alberto Beauregard Álvarez, su presencia el día de hoy aquí.
Al director operativo, al ingeniero Gustavo Hernández García, su presencia el día de hoy.
Al director jurídico Marco Antonio de la Peña Sánchez.
Y al coordinador de asesores de la Dirección General, Carlos Roa Rodríguez, su presencia.
Así como al enlace de Petróleos Mexicanos en el Congreso, a nuestra amiga Rosario Brindis.
Muy bien, si no hubiera nada más que platicar, empezamos con esta reunión de trabajo.
Empezaríamos en el formato habitual, donde empezarían los grupos parlamentarios que tienen el menor número de integrantes en esta Comisión Permanente, y de manera ascendente hasta el grupo parlamentario que tiene el mayor número de representados en la Comisión Permanente.
De ser así, iniciaremos con el señor representante de Movimiento Ciudadano… Ah, perdón, tiene usted toda la razón, ya me les estaba yo adelantando.
Adelante, por favor.
INGENIERO MARIO ALBERTO BEAUREGARD ÁLVAREZ: Muchas gracias, señor presidente.
Buenos días, distinguidos integrantes de la Tercera Comisión de Hacienda y Crédito Público; Agricultura y Fomento; Comunicaciones y Obras Públicas de la Comisión Permanente del H. Congreso de la Unión.
Acudimos con mucho gusto, junto con mis compañeros de equipo de Dirección de Petróleos Mexicanos, a esta reunión de trabajo para dialogar con las y los legisladores sobre la evolución de la industria petrolera en los últimos meses; y sobre las acciones que Pemex ha puesto en marcha para enfrentar las nuevas circunstancias que estamos enfrentando.
Comenzaré esta intervención analizando el cambio en el entorno en el cual debemos de operar; en particular me referiré a cuatro variables principales determinadas en mercados, sobre las cuales Pemex no tiene el control, pero que establecen el marco financiero en el que operamos.
Se trata de los precios de los principales productos que determinan nuestros ingresos: el petróleo crudo, el gas natural y la gasolina. Y por otro lado, del tipo de cambio que incide en estos precios y en la posición financiera de la empresa.
En la segunda parte de la intervención, examinaré los resultados antes de impuestos y derechos, y los resultados netos, así como la evolución del pasivo y el patrimonio de la empresa.
Al final de la presentación, quisiera compartir con ustedes algunas reflexiones sobre las reglas de control presupuestal establecidas por el Honorable Congreso de la Unión a que está sujeto Petróleos Mexicanos.
Comienzo, entonces, con el análisis del entorno en el que operamos en los últimos meses.
Voy a presentar algunas láminas de apoyo para ir mostrando la evolución de estas variables.
En la gráfica superior izquierda se presenta el comportamiento de los precios del crudo del 1º de enero de 2014 en adelante.
Durante el Primer Trimestre de 2015, la mezcla mexicana de exportación promedió 44.84 dólares por barril, en comparación con 92.41 dólares por barril durante el Primer Trimestre de 2014. Esto representó una caída de 52 por ciento o 47.57 dólares por barril.
En enero de 2015, la mezcla mexicana llegó a cotizar 37.36 dólares por barril, nivel que no alcanzaba desde febrero de 2009, luego de la crisis financiera internacional.
Desde mediados del año pasado la industria ha atravesado cambios estructurales que han cambiado profundamente la dinámica de los precios del crudo y petrolíferos a nivel global.
A pesar de que en Estados Unidos se ha reducido la demanda y utilización de equipos de perforación, así como el ritmo de acumulación de inventarios de petróleo crudo, actualmente los inventarios se encuentran en niveles máximos históricos.
Adicionalmente, la producción acumulada de la Organización de Países Exportadores de Petróleo, la OPEP, continúa en cuotas máximas, por lo que en términos generales continuamos observando un mercado global sobreofertado, en tanto que la demanda continúa relativamente débil.
Y añadiría esta información que hoy por la mañana se anunció, que al parecer los acuerdos o las pláticas entre Irán y los Estados Unidos y las principales potencias sobre temas nucleares han llegado a buen término, por lo que sería previsible que este país pudiera entrar en el corto plazo a incrementar la oferta de petróleo en el mundo, lo cual supondría una debilidad aún mayor en los precios del petróleo en los próximos meses y años.
Aunque existen expectativas de que, bajo el entorno actual de precios, habrá ajustes en la demanda y oferta de hidrocarburos, creemos que estos cambios serán graduales, por lo que los rangos actuales de los precios podrían prevalecer en los siguientes seis a 18 meses.
Pasemos ahora a la gráfica superior derecha, que presentan los precios del gas natural, con base a la Referencia Henry Hoff.
En el Primer Trimestre de 2015, el precio promedio registró una caída de 40 por ciento, debido a que la acumulación de inventarios fue mayor a la del mismo periodo de 2014, y a que las temperaturas durante los primeros tres meses de 2015 fueron menos extremas que las observadas en los mismos meses de 2014.
Por lo que hace a la gasolina, en la gráfica inferior izquierda presentamos los precios de la gasolina regular en la Costa Norte del Golfo de México.
Y aquí es conveniente recordar que son éstos y no los precios que paga el consumidor en las estaciones de servicio los que determinan los ingresos de PEMEX.
Durante el Primer Trimestre de 2015, el precio promedio registró una caída de 42 por ciento, debido a la mayor oferta de petróleo crudo y a la consecuente disminución en sus precios.
Por último, como se aprecia en la gráfica inferior derecha, el tipo de cambio del peso frente al dólar aumentó en casi 13 por ciento entre el Primer Trimestre del 2014 y el mismo periodo del 2015.
Esta tendencia se ha profundizado durante los últimos meses, con el tipo de cambio alcanzando 15.7 pesos por dólar en los últimos días. Esto es poco más de 18 por ciento que el promedio de 2014.
Tenemos entonces una caída de entre 40 y más de 50 por ciento en el precio de los principales productos que vende la empresa y un cambio en la paridad que aumenta significativamente el valor de la deuda de PEMEX y en consecuencia su servicio medido en pesos.
Como ustedes saben, el presupuesto y en particular el compromiso de balance financiero establecido para PEMEX, se elaboró a mediados del año pasado, cuando los precios del crudo rondaban los 90 dólares por barril.
Es por ello que a principios de año, de cara al nuevo entorno de precios bajos, PEMEX, al igual que otras petroleras, hubo de poner en práctica ajustes importantes frente a lo aprobado apenas unos meses antes.
Con el objetivo de cumplir con la meta de balance financiero autorizado por este Congreso para el 2015, el Consejo de Administración de PEMEX aprobó un plan de ajuste presupuestal que contempla una reducción de gasto autorizado por 62 mil millones de pesos equivalente al 11.5 por ciento del gasto total.
En concordancia con el mandato constitucional de maximizar el valor generado por Petróleos Mexicanos se definieron las premisas a utilizar para llevar a cabo el ajuste, entre las que destacan, primero, minimizar el efecto en la producción de crudo y gas.
Segundo, minimizar el impacto en la restitución de reservas y, tercero, minimizar el impacto en la seguridad y confiabilidad de las instalaciones con apego a las normas ambientales.
Asimismo, el Consejo instruyó a la administración a iniciar un proceso de renegociación de tarifas, a lo largo de la cadena de suministros, tal como es la práctica en la industria y como lo están haciendo otras compañías en el mundo.
Adicionalmente se ha puesto en marcha un programa de austeridad y uso racional de recursos, con la finalidad de capturar mayores ahorros.
Paso ahora a presentar los resultados financieros del primer trimestre de este año, en el nuevo contexto de precios y con el presupuesto ajustado.
Los ingresos por ventas totales, netas de IEPS se ubicaron en 280 mil millones de pesos. Esto supone una reducción de 34 por ciento con respecto al primer trimestre del 2014. Las ventas en México netas de IEPS disminuyeron en 21 por ciento, debido principalmente a la reducción en los precios de referencia.
Es importante recordar que aproximadamente el 90 por ciento de los productos que PEMEX vende en México están referenciados a precios en la costa norte del Golfo de México.
Por lo tanto, cuando se registra una disminución en estas referencias, también disminuyen nuestros ingresos. Lo mismo sucede con la venta de petroquímicos y gas natural.
Las exportaciones, por su parte, se redujeron en 68 mil millones de pesos o 39 por ciento. Aquí cabe resaltar que si bien las exportaciones de crudo disminuyeron por la caída en el precio promedio de la mezcla, esto se dio parcialmente compensado por el aumento en el volumen exportado, que pasó de un millón 190 mil barriles diarios en el primer trimestre de 2014, a un millón 263 mil barriles diarios en el primer trimestre de 2015.
Frente a la caída descrita en las ventas totales, de 34 por ciento, el costo de venta se redujo en sólo 16 mil millones de pesos, esto es únicamente un 8 por ciento.
Esto se debe, por un lado, a menores precios en las compras de productos para reventa, en su mayoría gasolinas y diésel, compensados, por otra parte, por la depreciación del peso que encarece nuestros insumos cuyos precios están fijados en dólares.
De esta manera, el rendimiento bruto se ubicó en 86 mil millones de pesos, 60 por ciento inferior al rendimiento bruto del primer trimestre de 2014, que fue de 213 mil millones de pesos.
Por su parte, los gastos generales netos de IEPS que incluyen los gastos de transporte, distribución, venta y administración, aumentaron en 6 mil millones, en relación con el primer trimestre de 2014.
Como consecuencia, el rendimiento de operación fue de 48 mil millones de pesos, 133 mil millones de pesos menos que en el primer trimestre del 2014, es decir, una reducción del 73 por ciento.
Si a este rendimiento de operación le restamos los costos financieros netos, que aumentaron de 7 a 46 mil millones de pesos por efecto del cambio en la paridad del peso frente al dólar, así como del dólar frente a otras divisas, tenemos un rendimiento, antes de impuestos y derechos, de 2 mil 300 millones de pesos.
Esto quiere decir que el rendimiento antes de impuestos del primer trimestre de 2014, poco más de 174 mil millones, se redujo prácticamente a cero.
Veamos ahora el rendimiento después de impuestos: si bien a partir del 1° de enero de 2015 a PEMEX se le aplica un nuevo régimen fiscal más alineado con el resto de la industria, PEMEX, a diferencia de otras empresas, aún no puede deducir la totalidad de sus costos y gastos de operación en el cálculo costos y de derechos, el famoso COST CAP.
En particular, al fijarse el COST CAP, o el costo máximo a deducir como un porcentaje del precio cuando éste baja, se reduce el monto de costos que es deducible.
Los costos de producción reales, sin embargo, no bajan en la misma proporción que los precios del crudo, lo que da lugar a una compresión de los márgenes de operación de Petróleos Mexicanos.
Como consecuencia, durante el primer trimestre de 2015 el pago de impuestos y derechos representó 212 por ciento del rendimiento de operación al llegar a 103 mil millones de pesos, siendo el caso que en el periodo comparable de 2014, el pago de impuestos y derechos representó el 116 por ciento del rendimiento de operación.
En resumen, entre el primer trimestre de 2014 y el mismo periodo de 2015, tuvimos una reducción de 34 por ciento en nuestras ventas y una reducción de sólo 4 por ciento en el costo de lo vendido y los gastos generales de PEMEX.
Esto se tradujo en una reducción de 73 por ciento en el resultado de operación, como además el costo financiero, producto de la variación del tipo de cambio se multiplicó por más de 6 veces, el rendimiento antes de impuestos y derechos se redujo en 98 por ciento.
Esta evolución –perdón-; dado que el pago de impuestos y derechos sólo se redujo en un 51 por ciento, el rendimiento neto, esto es, la pérdida neta en el trimestre ascendió a 101 mil millones de pesos.
Esta evolución del pago de impuestos y derechos en un periodo de caída de precios hace pensar en que hacia adelante es deseable que el régimen fiscal que se le aplica a PEMEX sea más comparable con el de otras empresas del sector.
El que todos los participantes de la industria de petróleo y gas en México cuenten con las mismas reglas del juego, es un elemento indispensable para que la Reforma Energética rinda todos los beneficios esperados.
A continuación me permito presentarles la evolución del pasivo y del patrimonio: como se aprecia en la gráfica superior, la deuda financiera aumentó 136 mil millones de pesos; la reserva para beneficios a empleados se incrementó en 20 mil millones y otros pasivos aumentaron en 10 mil millones de pesos.
Lo anterior fue parcialmente compensado por una disminución en el pasivo a proveedores, de 64 mil millones de pesos. Como resultado, el pasivo al 31 de marzo de 2015, ascendió a 3 billones de pesos, del cual el 50 por ciento corresponde al pasivo laboral.
Es importante dimensionar que por mandato de ley, toda la deuda contratada en mercados financieros y que es constitutiva de deuda pública, se destina exclusivamente a financiar proyectos productivos de la empresa.
En la gráfica inferior se detalla el incremento de la deuda. Durante el primer trimestre de 2015, Petróleos Mexicanos y PMI realizaron actividades de financiamiento por un total de 175 mil millones de pesos; en tanto que las amortizaciones en el periodo fueron de 56 mil millones y el impacto en el crecimiento de la deuda por variación cambiada, fue de 19 mil millones.
Por último, el patrimonio se redujo en 86 mil millones de pesos durante el primero trimestre de 2015, debido fundamentalmente al resultado del ejercicio de menos 101 mil millones.
Este hecho me da pie a presentar las reflexiones que mencioné al principio de mi intervención:
El resultado del primer trimestre equivale a prácticamente dos terceras partes del balance financiero autorizado en la Ley de Ingresos de la Federación, que es de 155 mil millones de pesos.
Resulta evidente que a menos que se produzca un improbable vuelco en el contexto del mercado petrolero, en el muy corto plazo, cumplir con esa meta de balance implicará recortar en un monto aún por definirse, pero seguramente importante, la inversión de Petróleos Mexicanos en lo que resta del año.
Esto a su vez, tendría necesariamente efectos negativos en el perfil temporal de nuestra producción y de reposición de reservas para los próximos años; dado que los efectos de la inversión petrolera, tanto cuando se expande como cuando se retrae, por la propia naturaleza de la actividad, se sienten a lo largo de varios años.
Pensamos entonces que debemos reflexionar sobre la pertinencia de establecer metas anuales inflexibles, para el balance financiero de Pemex, como es la práctica actual.
Los eventos de los últimos meses, muestran cómo esa inflexibilidad puede conducir a resultados indeseados para la empresa, para las finanzas públicas y para la industria proveedora de Pemex, como sin duda han sido las del periodo que hoy analizamos.
Sin menoscabo de la necesaria rendición de cuentas a que debemos estar sujetos quienes manejamos esta importante fuente de recursos de todos los mexicanos, creo que se podría explorar mecanismos para que el Honorable Congreso de la Unión se pudiera pronunciar sobre las causas extraordinarias cuando las hubiere, que justificaran una revisión de la meta del balance financiero.
Lo que se buscaría es contar con un mecanismo que entrara en operación antes de que el cumplimiento automático de la meta de balance financiero, pudiera traducirse en un daño de mayor alcance a la capacidad de Pemex para contribuir a las finanzas públicas y al desarrollo nacional.
Agradezco a ustedes la atención a todos ustedes legisladores, y estoy a su disposición para continuar con este diálogo.
Muchas gracias, señor presidente.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Muchas gracias, señor director.
Procederíamos, si así lo consideramos, a la ronda de preguntas y respuestas.
Iniciaremos con el Partido de la Revolución Democrática, con la senadora Dolores Padierna, quien hará una pregunta utilizando sus tres minutos.
SENADORA DOLORES PADIERNA LUNA: Voy a hacer dos preguntas al señor Beauregard, Mario Alberto Beauregard, dándole también la bienvenida a esta mesa de trabajo.
Acaba usted de mencionar que Pemex pagó impuestos y derechos por 212 por ciento del rendimiento neto, contra el 114 por ciento que pagó en 2014; por lo tanto, la pérdida neta se incrementó.
Yo me voy a referir a las cifras que ustedes nos entregaron al Congreso de la Unión y que hemos revisado con mucha puntualidad.
Una de las premisas con las que se elaboró la Reforma Energética, era que se disminuiría la carga fiscal para la empresa, para dejarle recursos suficientes y pudiera desarrollar sus inversiones al parejo o en condiciones similares a los privados.
Sin embargo, se engañó a toda la sociedad, la Reforma Energética estipula lo contrario y el derecho más importante que cobra Pemex ahora, que es el de utilidad compartida, se le cambió el nombre, pero es el mismo que el antiguo derecho sobre hidrocarburos.
Adicionalmente –como usted lo acaba de decir– las deducciones permitidas, que es un alivio para toda empresa, para PEMEX en 2015 solamente son del 10.5 por ciento; a partir del 2016 serán de 12.5. En cambio, para las privadas serán del 60 por ciento este alivio en deducciones.
Así también a PEMEX se le impone una tasa de 65 por ciento que para 2015 es mayor, es de 70 por ciento a la diferencia entre el valor de la producción y las deducciones permitidas. En cambio, a los privados la tasa será variable –ya lo veremos ahora que se está licitando la Ronda Uno– que el ganador de las licitaciones pagarán muchísimo menos que lo que paga PEMEX.
Si todo esto no fuera suficiente, con el objeto de ahogar más a la empresa a partir del 2016 se aplicará otra carga fiscal adicional que es el dividendo estatal por 30 por ciento.
Y el propio PEMEX, ustedes reconocen el trato fiscal discriminatorio en los reportes que enviaron a la Comisión Nacional de Hidrocarburos y a la SEC de Estados Unidos, donde están diciendo que no pueden deducir la totalidad de sus costos, gastos e inversiones; que el pago de impuestos es mayor a sus rendimientos; que el régimen fiscal de PEMEX debe ser igual al de las empresas privadas. Y ustedes dicen, en acuerdo con nosotros, que deben aplicarse las mismas reglas que a los privados.
PEMEX puso el dedo en la llaga porque no se puede competir con empresas privadas porque el trato fiscal es discriminatorio hacia PEMEX. Además el gobierno federal le sigue imponiendo condicionamientos que no le impone a los privados, le retira recursos líquidos, le impone recortes presupuestales, le reduce su capacidad de financiamiento.
Yo le quiero preguntar ¿dónde quedó la autonomía financiera presupuestal que estipula la ley, si ustedes dejan que tanto el Secretario de Hacienda como el Secretario de Energía hagan lo que quieran con la empresa?
Ustedes pareciera que están de adorno o que no sirven de gran cosa, porque quienes deciden todo lo financiero en esta empresa son otros.
¿Por qué usted acepta esta injerencia de la Secretaría de Hacienda, de la SENER, en vez de defender la autonomía y los intereses de inversión de PEMEX?
La Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda siguen distorsionando el proceso de inversión de PEMEX. ¿Cuál es la estrategia financiera –le pregunto– cuál es la estrategia financiera que ha sido decidida por el Consejo de Administración? ¿Cuándo se aprobó y cómo fue votada?
¿Cuál es el plan de inversiones para los próximos cinco o 10 años y cuántos recursos tiene para tales inversiones?
¿Cuál es su estrategia para conseguir más recursos?
Y la segunda pregunta que le quiero hacer a usted, de finanzas, es en relación a los campos que no le fueron asignados y que PEMEX tiene sendas inversiones.
PEMEX ha invertido una gran cantidad de recursos en la exploración de áreas que no le fueron asignadas y también en el desarrollo de campos que tampoco le fueron otorgados.
De los 759 campos en donde existían reservas al 1º de enero del 2014, a PEMEX le asignaron sólo 78 en forma definitiva, y 95 las dejaron prestadas, se le asignaron en forma temporal por dos años, que seguirá invirtiendo PEMEX durante todos estos dos años o hasta que se liciten de acuerdo al plan quinquenal, pero no le fueron asignados en 386 campos.
En los campos asignados de forma definitiva existe 61.9 por ciento de las reservas, de tal manera que el 38.1 por ciento se entregará a los privados, pero PEMEX ya invirtió una gran cantidad de recursos para la constitución de estas reservas.
Estos recursos son inversiones de PEMEX que le deberían de ser pagados; de lo contrario, sufriría un quebranto que lo pondría en mayor desventaja todavía más que a los privados. Y a los privados se les estaría además regalando un presupuesto público, una inversión hecha con recursos públicos.
Adicionalmente se le asignaron a PEMEX 108 áreas para la exploración que, según el plan quinquenal, se pretenden licitar 670 áreas a los privados. Es decir, todo el futuro energético de nuestro país se le está dando a los privados en áreas que PEMEX ya realizó el reconocimiento y la exploración superficial que cuesta al menos 17.5 dólares por barril.
La pregunta es ¿tiene usted debidamente contabilizadas estas inversiones? ¿Qué está haciendo usted para recuperar tales inversiones? O de plano ya las da por pérdidas o sería un subsidio para las petroleras privadas, que un regalo de recursos públicos a las mismas que sería inaceptable, dadas las condiciones económicas de nuestro país.
No sé si vamos a preguntar uno por uno.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Ya lleva seis minutos, eran tres minutos.
SENADORA DOLORES PADIERNA LUNA: A don Gustavo Hernández García le quisiera preguntar, ¿es una por una?
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Son tres minutos.
SENADORA DOLORES PADIERNA LUNA: A la luz de la implementación de la reforma energética que es la Ronda Uno, la forma en que se desenvuelve la Ronda Cero y la transformación regresiva de PEMEX, en especial PEMEX-Exploración y Producción, ha enfrentado retos que ameritan una revisión profunda.
Es necesario evaluar a los altos directivos de PEMEX, por eso están aquí, si están conduciendo bien esta empresa, porque lo que estamos viendo, de acuerdo a los propios informes que ustedes nos dan, es que se está extinguiendo la actividad petrolera de PEMEX como petrolera del Estado.
La producción de hidrocarburos sigue en picada. Durante los primeros meses de 2015 la producción de crido cayó 6.7 por ciento, que en relación a la producción de 2014, que fue de 4.7, o sea, viene cayendo la producción petrolera.
El gas natural también cayó en 1.2 por ciento, en estos meses. La perforación exploratoria disminuyó 36.8 por ciento; la terminación de pozos cayó 34.9 por ciento; las reservas totales cayeron 11.3 por ciento entre el primero de enero del 14 y el primero de enero de 2015.
Entre 2010 y 2013 hubo siempre una relación positiva entre las inversiones y la tasa de restitución de reservas. Preocupa sobremanera que en 2014 se revirtió inexplicablemente esta correlación, ya que a pesar de que las inversiones aumentaron en 4.5, la tasa de restitución de reservas cayó en 36.5 por ciento.
Para 2015 hay una reducción de presupuesto y para el 2016 otro recorte más, yo le quiero preguntar cuál es el panorama que PEMEX prevé ante este escenario y cómo piensa enfrentarlo, dónde quedó la autonomía, porque todo lo está decidiendo la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Prácticamente el director operativo de PEMEX-Exploración y Producción no está respondiendo a las expectativas.
Y en contraste con la caída de la producción, las exportaciones de crudo aumentaron 3.9, lo que se tradujo en una menor entrega de crudo al Sistema Nacional de Refinación y, en consecuencia, una menor producción de petrolíferos y un incremento en las importaciones de petrolíferos.
Es decir, se da preferencia a la exportación de crudo como materia prima, sobre la producción nacional de combustibles. Esta es la causa real del desabasto de gasolina, no lo otro que han argumentado.
Dada la escasez de recursos para inversión, no sería, le pregunto, ¿no sería más adecuado dar prioridad a la producción de gas y de petrolíferos y producir sólo el crudo que requiere nuestro Sistema Nacional de Refinación, para que este Sistema Nacional de Refinación produzca al cien por ciento de su capacidad para dejar de importar gasolinas?
¿No le parece que están ustedes malbaratando el petróleo mexicano y dilapidando un recurso no renovable? ¿Le parece a usted que la exportación de crudo sea más productiva que su inversión en valor agregado?
Estas son mis preguntas y dejo a ver si hay una cuarta.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Muchas gracias senadora.
Tienen la palabra los señores funcionarios de PEMEX.
INGENIERO MARIO ALBERTO BEAUREGARD: Muchas gracias senadora. Gusto en saludarla nuevamente después de muchos años.
Yo como veo el régimen fiscal, es que obviamente su fin último no es estrangular las finanzas de la empresa.
Yo creo que tenemos que reconocer que el Gobierno Federal, México, depende 33 por ciento de los ingresos públicos; se explican por los ingresos que otorga PEMEX.
Hacer un cambio de régimen fiscal drástico que obviamente le beneficiaría a PEMEX, implicaría dejar a las arcas de la Nación pues sin muchos recursos que hoy en día se utilizan para programas muy importantes de seguridad social, de seguridad, etcétera, etcétera.
Obviamente a nosotros nos gustaría una transición mucho más rápida.
Estamos hoy en día en un régimen de transición. Como usted lo dijo, la tasa de impuestos aplicables este año ya bajó un punto porcentual y así sucesivamente sucederá durante los próximos 5 años.
El tema del COST CAP es un tema que para nosotros sí es muy importante. Nadie esperaba una caída en los precios del petróleo como la que estamos observando y al cambiar la definición del COST CAP de un valor nominal que era de 6-50 dólares por barril el año pasado a un porcentaje que, como usted bien lo menciona es del 10.2 por ciento para este año pero que a un precio 50 o 60 por ciento menor pues obviamente sí está afectando los resultados después de impuestos de la empresa.
Y por eso es que queríamos hacer esta referencia en los resultados antes y después de impuestos, porque antes de impuestos la empresa sigue siendo, a pesar de esta caída tan drástica en los precios de los principales productos que vende, sigue siendo una empresa con números positivos.
¿Hay cuestiones perfeccionables en el régimen fiscal? Sí, sí las hay, que debemos de ver hacia adelante.
Mencionaba yo en mi intervención, también, la regla del balance financiero, que esa es una regla bien importante que nos está orillando a recortar nuestros rubros de inversiones, que son los que nos van a dar sustentabilidad en los próximos años para cumplir con una meta cuando los proyectos de PEMEX, son proyectos multianuales.
En PEMEX los proyectos inician hoy; los ingresos que recibe la empresa pues se empezarán a dar 2 o 3 años después.
Sin embargo, tenemos una regla presupuestal, la del balance financiero, que entendemos que es importante para las finanzas públicas que debemos de cumplir cada año.
Y yo creo que ahí es donde tenemos que sentarnos a pensar en qué tipo de ajuste podemos hacer a esta regla para darle la flexibilidad a la empresa y poder seguir ejecutando sus inversiones.
Yo creo que no podemos calificar el mismo peso de gasto corriente con el mismo peso de gasto de inversión.
Un gasto de inversión es un gasto que en el futuro nos va a proveer de ingresos; un gasto corriente no.
Sin embargo, en esta regla estamos calificando a ese peso exactamente igual.
Y yo creo que si nos sentáramos a pensar en cómo poder ajustar esta regla pudiéramos llegar a una fórmula que creo que nos convendría absolutamente a todos.
En cuando a qué estrategias vamos a seguir hacia adelante para conseguir recursos:
Obviamente la Reforma nos abre un sinnúmero de avenidas que estamos ya hoy en día explorando. Y éstas son principalmente asociaciones.
Es asociarnos con otras empresas del sector que ahora ya pueden participar en la industria en México y que obviamente tienen capital y también tienen tecnologías, y tienen experiencia, que pueden complementar muchas de nuestras actividades.
Enfocarnos en ese tipo de asociaciones hacia adelante, es algo en donde PEMEX va a centrar sus esfuerzos en los próximos años.
No tenemos ni un año de que se firmaron las leyes secundarias que dieron vida a la Reforma Energética, y sin embargo ya hemos anunciado algunas operaciones y estamos trabajando en algunas asociaciones que iremos anunciando en cuanto se vayan materializando.
En cuanto a los campos no asignados o aquellas áreas que nos dieron en resguardo, como usted bien dice, no estamos de brazos cruzados. La ley es muy clara en el sentido de que esta ley lo que establece es que a Pemex se le deberá de indemnizar a precio de mercado.
Entonces sí, tenemos documentadas absolutamente todas las inversiones que se hicieron en estos campos que no le fueron asignados a Pemex y también estamos documentando las inversiones que estamos haciendo en los campos que nos dieron en resguardo; precisamente para hacer esta solicitud al Gobierno Federal para que Pemex sea compensado debidamente.
No sé si se me escapó alguna pregunta, pero mientras le paso el micrófono a Gustavo Hernández.
INGENIERO GUSTAVO HERNÁNDEZ GARCÍA: Gracias. Buenos días, señores legisladores, señoras y señores legisladores.
Yo me referiré a los comentarios que hizo la senadora Padierna en relación, primero que nada a los bloques que le fueron otorgados en Ronda Cero a Petróleos Mexicanos.
Como saben, la Ronda Cero es el derecho preferente que tiene el operador nacional para seleccionar aquellos campos en explotación y bloques en exploración que esté en capacidad de operar. Y bajo esa característica Petróleos Mexicanos hizo la solicitud y creo yo que la hizo de una manera estratégica, eficiente, que le permitió obtener en el caso de los campos de producción, el 99.98 por ciento de los campos solicitados, que corresponden al 83 por ciento de la reserva 2-P.
En el caso de las áreas de exploración, del 67 por ciento el inventario de recursos prospectivos que estaban estimados en el país, totalizando 112 mil 500 millones de barriles de crudo equivalente, solicitamos dos terceras partes de ello y nos fueron asignados el 21 por ciento, que son casi 31 mil millones de barriles de recursos prospectivos, no son reservas, son recursos prospectivos que están todavía pendientes de explorar y convertirlos a reservas.
Una vez que sean descubiertos, que sean delimitados, esas reservas pasarían a ser explotadas a través de proyectos de desarrollo y producción. Entonces, consideramos que la Ronda Cero, desde el punto de vista de Petróleos Mexicanos, fue exitoso porque fueron otorgados la totalidad de los campos de producción, que son los que tienen la reserva; la materialidad, que puede traducirse en ingresos para el país en producción.
Y en la parte de recursos prospectivos, pudimos obtener el 21 por ciento del total de ellos, 31 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recurso prospectivo; con lo cual estamos desarrollando nuestro programa de exploración para poder continuar descubriendo reservas que están estimadas como recurso prospectivo.
En lo que se refiere a la Ronda Uno, como saben, esta Ronda Uno que está siendo conducida por el Estado a través de manera directa de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con la selección de las áreas y campos determinada por la Secretaría de Energía, esta Ronda Uno consiste de cinco convocatorias, cinco licitaciones:
La primera de ellas, que se anunció el pasado mes de diciembre, comprende áreas de exploración, 14 bloques de exploración en aguas someras, que por cierto mañana será el día de la asignación de los contratos en esta licitación. Esperaremos hasta mañana para ver cuál es el comportamiento de la industria para mostrar su apetito por estos 14 bloques exploratorios.
Posteriormente la licitación segunda, que fue ofertada el 27 de febrero, corresponde a nueve campos descubiertos en esa misma área de aguas someras, que van a ser ofrecidos en cinco contratos. La fecha para asignar estos contratos ha sido establecida el 30 de septiembre y hay un número importante de compañías que les interesa venir a operar en estos campos recién descubiertos, muy cercanos a las áreas exploratorias que van a ser subastadas el día de mañana.
La tercera convocatoria, la tercera licitación de esta Ronda Uno fue publicada en mayo a 25 campos terrestres maduros ubicados en la porción continental de la República, en los estados de Chiapas, Tabasco, Veracruz; el norte del país: Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila. Y esa está orientada a empresas pequeñas, medianas, que tengan interés en participar en esta ronda, y que por su estructura de costos puedan ser desarrollados estos 25 campos.
La fecha para presentar las ofertas por estos 25 campos, está establecida hacia el mes de diciembre, 15 de diciembre.
La cuarta convocatoria de esta primera ronda está integrada por bloques y campos de aguas profundas y bloques y campos de crudo extrapesado en aguas someras.
Estos, de acuerdo con la información que ha manifestado la Secretaría de Energía, se realizarán muy probablemente durante el mes de agosto y ahí veremos –como ha mencionado el señor Secretario de Energía– esta cuarta convocatoria, es lo que él ha llamado “La joya de la corona” por la cantidad de recursos prospectivos que están involucrados y por las áreas ya descubiertas de Petróleos Mexicanos de crudo en aguas profundas en las que necesariamente se tiene que compartir el riesgo y se tiene que compartir la inversión para poder ser más eficientes y minimizar los riesgos, y en las que seguramente Petróleos Mexicanos va a participar.
De igual forma también lo hará Petróleos Mexicanos en lo que corresponde a las áreas y campos relacionados con crudo extrapesado, ubicados en aguas someras, de tirantes entre 100 y 200 metros de agua, ubicados al noroeste de Ku-Maloob-Zaap, muy cercanos a Ku-Maloob-Zaap, entre cinco y diez kilómetros al noroeste de Ku-Maloob-Zaap, un área de aguas someras donde se produce la mayor producción, más de una tercera parte de la producción nacional; 859 mil barriles provienen de Ku-Maloob-Zaap.
Hay gran apetito por esas áreas, incluyendo para Petróleos Mexicanos. Áreas que tenemos en crudo extrapesado y áreas que tenemos en aguas profundas que queremos participar.
Con relación a la transformación, la senadora Padierna menciona transformación regresiva de Exploración y Producción, yo lo que puedo comentar es que después de 22 años de haber funcionado con cuatro organismos subsidiarios, uno de ellos Exploración y Producción, ante la complejidad de la industria, el enfoque de las operadoras de Exploración y Producción en cuencas más complejas, se hace necesaria su clasificación o su división en tres áreas que atiendan la razón de ser y su naturaleza.
De esta forma fue aprobado en el Consejo de Administración el 18 de noviembre pasado la creación de tres direcciones en Exploración y Producción. Una de ellas enfocada exclusiva y específicamente a actividades de exploración; otra más enfocada específicamente a actividades de desarrollo y producción; y una más, una coordinación operativa que tiene que ver con el vínculo entre estas dos, como transitar de áreas y campos descubiertos delimitados a Exploración y Producción para que puedan ser desarrollados y producidos.
Vemos que esta decisión de Petróleos Mexicanos y de su consejo para aprobar esta reestructura organizacional, le permite a Petróleos Mexicanos enfocarse en las áreas en exploración y en las áreas de desarrollo y en las áreas de producción, y tener un árbitro interno que permita definir cuándo y cómo vamos a transferir los recursos descubiertos en exploración a la dirección de desarrollo y producción para ponerlos en producción y generar ingresos a la empresa y al Estado.
Además, debo decir que esta situación no es una ocurrencia de Petróleos Mexicanos, es una visión de empresa, de estrategia, alineada con la práctica internacional de empresas petroleras que están organizándose en segmentos, los que buscan explorar en cuencas cada vez más complejas, tienen sus direcciones de exploración y tienen sus direcciones de desarrollo y producción.
De tal suerte que es una decisión atinada del Consejo de Administración, aprobar la propuesta de reorganización de Petróleos Mexicanos en esta parte.
Con relación a la baja en la producción, que mencionó la senadora Padierna, del orden de 3.6 por ciento, yo lo que puedo mencionar es que en los últimos años se ha disminuido la producción de crudo, la cual se contrajo a una tasa anual de 1.36 por ciento entre los años 2009 al 2014.
Y esta tendencia, como todo mundo sabe, se debe esencialmente a la disminución de producción en el proyecto Cantarell, la cual se ha compensado parcialmente con el incremento de producción de otros proyectos como Tsimin-Xux, como Ku-Maloob-Zaap, como Yatzé, Xianab, Chuk o Barrio Magallanes y de una manera muy marginal el aceite terciario del Golfo.
Lo anterior la verdad observa un fenómeno significativo: mientras que la producción de Cantarell disminuyó desde mediados del 2005, del orden de los dos millones de barriles a valores de los 300 mil barriles diarios de crudo actualmente, la producción de nuestro país ha podido estabilizarse arriba de los dos millones, alrededor de los dos millones 300.
Es decir, la producción incremental por nuevos proyectos de exploración y producción ha logrado compensar esa importante disminución y estabilizar la producción en la línea de los dos millones 300.
El esfuerzo para lograr esta producción nueva por más de un millón de barriles, ha sido la respuesta de PEMEX. Es un esfuerzo de los petroleros y el compromiso de la empresa y además quisiera aquí acotar que este, en el contexto internacional hay muy pocos ejemplos de un logro como este en el mismo periodo de tiempo.
Es decir, de un yacimiento que decline 2 millones de barriles, o uno 800, sea compensado por producción de proyectos que restituyen parte de esa disminución de uno 800 o de dos millones y que permitan mantener, después de algunos años, aún la producción de 2 millones 300 mil barriles.
Al mismo también es de mérito reconocer que durante el 2013 las diferencias de medición expresadas como la diferencia entre la producción reportada en campo y la distribuida, es decir, la que se entrega a Refinación y la que se entrega a Exportación, tenía un comportamiento creciente que no se explicaba suficientemente con la variación de inventarios, con las mermas por temperatura, con las mermas por evaporación y transporte, con la precisión de los dispositivos de medición y tampoco se explicaba por el incremento de las sustracción ilícita que por cierto, esa es difícil de medir, no tenemos gente que sustraiga y mida cuánto se está sustrayendo.
Por lo que se acordó realizar de manera conjunta entre la SENER, la Comisión Nacional de Hidrocarburos y Petróleos Mexicanos un estudio de medición realizado por una tercería seleccionada por la propia Comisión Nacional de Hidrocarburos en julio del 20134.
Hacia finales de diciembre se logró identificar el origen de dichas diferencias, este estudio, como menciono, finalizó en diciembre del 2013 y concluyó que era necesario revisar la calibración de medidores de crudo de las instalaciones marinas.
Esa actividad, Petróleos Mexicanos se avocó a realizarla entre febrero y mayo del 2014.
Ya en junio, se pudieron tener lecturas en estos medidores ya calibrados en campo, confiables estas mediciones y que ya no contabilizaban el volumen total sino únicamente el volumen de crudo.
En el mes de julio, Petróleos Mexicanos reportó que haría un ajuste a la baja a sus valores de producción para reportar sólo el crudo medido por estos medidores ya calibrados.
Hasta antes de este ajuste el volumen reportado era el que daban los medidores y actualmente se sigue haciendo de esa manera, por lo que la forma de medir no ha variado, sólo la precisión de los medidores que ya fueron calibrados es lo que se incorporó.
El estado de resultados también los ingresos del organismo disminuyeron por las razones que ya mencionó mi compañero, el licenciado Beauregard.
En lo que se refiere a la pregunta también de la licenciada Padierna en temas de exploración, las estimaciones de reservas totales alcanzan 37 mil millones; 37 mil 405 millones de barriles de crudo equivalente.
De éstos, 13 mil 17 millones barriles de crudo equivalente corresponden a reserva probada; 9 mil 966 a reserva probable y 14 mil 421 a reserva posible.
Aquí la imposibilidad de alcanzar la meta del 100 por ciento de la tasa de restitución que habíamos venido obteniendo en años previos, como atinadamente lo mencionó la senadora Padierna, se debe principalmente a que algunos de los pozos programados en el 2014 no pudieron concluir su perforación y en algunos casos tampoco pudieron iniciarla debido a los constantes bloqueos de comunidades, que han hecho del reclamo una de sus principales actividades.
PEMEX está trabajando en una estrategia institucional integrada con los Tres Niveles de Gobierno para dar solución a esta problemática y continuar con su programa de perforación exploratoria terrestre, a la vez que estamos continuando con la actividad exploratoria en aguas profundas, en aguas someras, en crudo extra pesado en las diferentes cuencas que tenemos en el país.
Creo que con esto; perdón, me falta una parte que tiene que ver con el tema de transformación industrial:
Como saben, Petróleos Mexicanos cuenta con seis refinerías para procesar crudo y para atender los requerimientos de productos petrolíferos del mercado nacional, la empresa busca alcanzar una mayor eficiencia operativa de su infraestructura de producción, distribución y abasto, por lo que orienta un alto porcentaje de sus inversiones en transformación industrial, a la mejora de sus productos, buscando alcanzar estándares internacionales de calidad.
En 2014, PEMEX Refinación produjo un millón 206 mil barriles diarios de productos refinados, incluyendo gas seco, subproducto del proceso de refinación.
Esta disminución, con relación al año previo de 2013 de un millón 276, se debió principalmente a un menor proceso de crudo.
La disminución del proceso se debió principalmente a una reducción de 5 por ciento en el volumen de crudo suministrado por los campos, derivado de la baja que tuvimos del 3.7 por ciento en producción, como también lo mencionó la senadora.
El combustóleo, las gasolinas y el diésel, contribuyeron con la mayor parte de la producción de PEMEX Refinación.
Los mayores consumidores de combustible en México son la Comisión Federal de Electricidad y los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos.
La CFE consumió aproximadamente el 91 por ciento de las ventas totales de combustóleo durante el 2014.
Y en 2014, el valor de las ventas de refinados aumentó 1.4 por ciento, a 10 mil 587 millones de pesos con relación al 2013.
En los últimos años, PEMEX Refinación ha destinado su programa de inversiones a mejorar la calidad de las gasolinas y el diésel para cumplir con las nuevas normas ambientales.
A mediano plazo, Petróleos Mexicanos continuará importando gasolina sin plomo, a fin de satisfacer la demanda nacional y estar acorde con los requerimientos de la industria.
Durante el 2014 importó también aproximadamente 370 mil barriles diarios de gasolina, lo que representó el 47 por ciento de la demanda nacional total de gasolina de ese año.
A mí me gustaría comentar en adición a lo que ya mencioné de la Ronda Cero y la Ronda Uno, la forma en cómo Petróleos Mexicanos está viendo este tema; muy importante para Petróleos Mexicanos el tema de las asociaciones.
Las asociaciones las estamos viendo en tres enfoques: El primero de ellos, la migración de contratos existentes de obra pública financiada y contratos integrales de exploración y producción, que fueron firmados bajo la Ley de Obras Públicas, los contratos de obra pública financiada y bajo la Ley de Pemex de la primera Reforma Energética del 2008, los contratos integrales de exploración y producción.
Estamos trabajando en la migración de estos 22 contratos, 21 de ellos son vigentes hoy en día, corresponden a 14 contratistas que se harán socios de Pemex en caso de migrar estos contratos a exploración y extracción; y hay posibilidades de que ingresen nuevos socios, lo cual constituye una práctica común en la industria, atendiendo el interés y a la configuración de la cartera de proyectos de las nuevas asociaciones derivadas de estas migraciones.
En lo que se refiere a las asignaciones de Ronda Cero, de los 278 campos que nos fueron asignados en la Ronda Cero, Petróleos Mexicanos mencionó desde el día 13 de agosto, cuando fueron publicados estos resultados, que algunos de ellos los presentaría bajo la modalidad de farm out, es decir, buscar un socio; para lo cual la Comisión Nacional de Hidrocarburos ha establecido un procedimiento establecido en ley, en el que la selección del socio se hace a través de un procedimiento de licitación pública internacional conducido de manera transparente, por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Petróleos Mexicanos ha entregado la solicitud de migración, buscando un socio, migración a través de farm out, de 11 de los 16 campos anunciados; y en las siguientes semanas estaremos entregando los otros cinco, que corresponden a aguas profundas y a crudo extrapesado; de tal suerte que empatemos estas solicitudes con las convocatorias de aguas profundas y crudo extrapesado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Estamos pensando que estas primeras asociaciones, derivadas del proceso de farm out, buscando asociaciones con empresas que tengan capacidad técnica, que tengan tecnología o incluso ante la estrechez y la astringencia de recursos financieros, que tengan también capacidad financiera para participar en estos campos, puedan trabajar y colaborar con Petróleos Mexicanos para maximizar la renta y maximizar valor.
Recordemos que derivado de la Reforma Energética, Petróleos Mexicanos tiene por mandato constitucional establecido en el 27, la generación de valor. Entonces, estamos buscando que estas asociaciones le permitan a Petróleos Mexicanos ser más efectivo, maximizar el factor de recuperación, maximizar la reserva y generarle valor a la empresa y al Estado.
Con esto creo que he atendido los cuestionamientos que nos hizo la senadora Padierna.
SENADOR ERNESTO CORDERO ARROYO: Muchas gracias, ingeniero.
Tiene el uso de la palabra, hasta por un minuto, la senadora Dolores Padierna.
SENADORA DOLORES PADIERNA LUNA: Con el director de Finanzas de Pemex, más bien pareciera todo esto que es una competencia arreglada, encaminada a desmantelar a Pemex.
Ustedes están dando las cifras de cómo va aceleradamente disminuyendo su participación en el presupuesto público.
Dice usted que le entrega 33 por ciento de recursos públicos y que si no se le diera ese dinero al presupuesto, entonces nos quedaríamos sin educación, sin salud y se tira al piso.
Bueno, el Secretario de Hacienda no habla de 33 por ciento, habla de 16 por ciento ya; eso se llama que en medio año es un desmantelamiento acelerado de la empresa petrolera mexicano, muy preocupante, porque este hoyo presupuestal que se está dando por esta privatización del petróleo, se está pagando con recortes al presupuesto público y no sabemos si aumento de impuestos. Pero en realidad se trata de desmantelar a Pemex.
Usted dice que se cayeron los precios del petróleo. Estos precios del petróleo, con un breve estudio de geopolítica, se podría ver que desde junio del 2013 se viene presentando esta situación antes de la Reforma Energética y después de la Reforma Energética aquí están las consecuencias, se paga doble los errores de falta de planeación.
Y usted habla de que van a buscar nuevos recursos asociándose con privados, pero asociarse es privatizar la parte que le tocó a PEMEX; o sea, la parte pública siendo poca todavía se va a asociar con los privados. ¿Qué sería? Pues privatizar la otra parte, porque, de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos que aprobaron aquí los compañeros, se pierde el control de la administración. PEMEX queda en minoría accionaria.
Y luego habla usted que los campos no asignados se le debe de indemnizar a PEMEX a precio de mercado. Yo voy a pedir que se graven estas palabras para pedirlo, que se refleje este pedido –que me parece muy adecuado– se refleje en el presupuesto.
A don Gustavo Hernández, habla más de lo que le toca a los privados que lo que le toca a PEMEX. Le recuerdo que usted está como alto directivo de PEMEX, Petróleos Mexicanos; todo lo otro le toca a la Comisión Nacional de Hidrocarburos, a la Secretaría de Energía, usted ni siquiera debería de andarse ufanando de cómo se está despojando a nuestra Nación de nuestros campos petroleros; pero hace afirmaciones que verdaderamente saltan.
Quiero subrayar, para no calificar. Usted dice que PEMEX tuvo el derecho preferente en Ronda Cero y que tan sólo le están dando 83 por ciento de reservas 2P; pero al mismo tiempo dice que con la Ronda Uno –que es la que le toca a los privados– se van a compartir riesgos.
¿Cuáles riesgos se van a compartir, si lo que le están dando mañana a 14 bloques que se licitan, son reservas probadas en aguas someras que tienen los precios más bajos y que además son contratos de producción compartida?
¿Cuáles riesgos son los que están compartiendo si todo está muy contabilizado por PEMEX y PEMEX además tiene mucha experiencia en este tipo de reservas?
Yo creo que su visión privatizadora le impide ver algunos datos, pero por ejemplo, los 25 campos que usted acaba de mencionar en la tercera licitación como propiedad de PEMEX, como asignados a Ronda Cero, no es cierto. Si usted lee su Plan Quinquenal de Inversiones 2015-2019 verá que esto no es así; esos 25 campos de la tercera licitación son parte de los 95 campos que entregaron a PEMEX de manera temporal, que no son propiedad de PEMEX sino fueron despojados de PEMEX para entregarse a los privados.
Ustedes están invirtiendo en estos campos siendo que no son los que les fueron asignados. En cambio, a los que sí les fueron asignados no aplican recursos; están esperando a que se muera por inanición y prefieren invertir en los campos prestados. No es una dirección correcta.
Pero también dice usted que la exploración de reservas totales –y da los números– no ha permitido una restitución de reservas. Mire, la restitución de reservas por varios años era de 100 por ciento.
El primer programa estratégico que nos trajo el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, establecía 100 por ciento de restitución de reservas y lo presumió en el Pleno del Senado.
¿Por qué ahora está cayendo esta restitución de reservas?
Y dice usted que por culpa de las comunidades, que por culpa de los campesinos que les impidieron trabajar.
¿De cuándo acá les hacen caso a las comunidades?
Y menos ustedes, que no parece que conozcan a un campesino por ahí.
Yo creo que es mejor hablar con la verdad y no echarle la culpa a otros factores. Están privatizándolos y ustedes están dispuestos a entregar los recursos petroleros a los privados, cueste lo que cueste.
Estamos en el peor escenario posible. Disminuyó la producción, cayeron los precios del petróleo, pero ustedes aumentaron las exportaciones con cargo a la refinación de México.
O sea, prefieren ser república bananera, seguir exportando el crudo en lugar de refinarlo en nuestra infraestructura y en todo caso surtir al mercado nacional para dejar de importar.
¿Qué no dijeron que con la reforma energética íbamos a dejar de importar gasolina? ¿Por qué ahora estamos importando cada vez más gasolina? Y ustedes están, porque lo leí ayer, en un informe de ustedes mismos, que están monetizando las refinerías.
Bueno, ¿con base en qué ley ustedes están monetizando las refinerías? Pero termino diciendo que todas estas prácticas están poniendo en enorme riesgo la viabilidad del país y a las finanzas públicas.
Gracias.
(SIGUE SEGUNDA PARTE)
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