Cuaderno 4           EVALUACIÓN DEL        SECTOR ENERGÉTICO      
      
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  ContenidoIntroducción……………………………………………………………………………………………………………                      ...
SECTOR ENÉRGETICO                        4          
Evaluación de la Cuenta Pública 2009Cuaderno 4                                                                            ...
SECTOR ENERGÉTICO                   consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, las reservas probadas solo      ...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  desocupación o subutilización de su planta productiva. Con la liquidación de LFC,aum...
SECTOR ENERGÉTICO                   seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la  ...
SECCIÓN PRIMERA                                                   EL SUBSECTOR PETROLEROLa industria petrolera mexicana en...
SECTOR ENERGÉTICO                     Modelo integrado. Este modelo se basa en asegurar el abastecimiento nacional y la   ...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar elpetró...
SECTOR ENERGÉTICO                     Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su   ...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por lase...
SECTOR ENERGÉTICO                                   Pemex, con un régimen fiscal equivalente al del promedio de las empres...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009         4.2.2 Dinámica de los ingresos y precios del petróleo En 2009, las ventas tot...
SECTOR ENERGÉTICO                 El modelo de estimación del precio de referencia de la mezcla de exportación,     nuevam...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Debeseñalarse,...
SECTOR ENERGÉTICO                     Pemex. Sobre todo a partir de 2004, el elevado crecimiento de los ingresos propicia ...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009                                                                          Figura 4.8  ...
SECTOR ENERGÉTICO                     Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página     ...
EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  cumplir con sus programas operativos.Entre las empresas petroleras más importantes a...
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Evaluacion Camara de Diputados
Próxima SlideShare
Cargando en…5
×

Evaluacion Camara de Diputados

2.494 visualizaciones

Publicado el

0 comentarios
1 recomendación
Estadísticas
Notas
  • Sé el primero en comentar

Sin descargas
Visualizaciones
Visualizaciones totales
2.494
En SlideShare
0
De insertados
0
Número de insertados
393
Acciones
Compartido
0
Descargas
24
Comentarios
0
Recomendaciones
1
Insertados 0
No insertados

No hay notas en la diapositiva.

Evaluacion Camara de Diputados

  1. 1.   Cuaderno 4 EVALUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO   
  2. 2.    
  3. 3. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  ContenidoIntroducción…………………………………………………………………………………………………………… 5 Sección Primera: EL SUBSECTOR PETROLERO…………………………………………………………..... 9 4.1. Evaluación del modelo general de negocios………………………………………………………………... 9 4. 1.1. Tendencias internacionales en la gestión de la industria petrolera…………………………….... 9 4.1. 2. Evaluación general del modelo actual de gestión de Pemex……………………………………... 11 4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex………………………………………………………… 12 4.2.1. El entorno internacional de los ingresos petroleros……………………………………………….. 12 4.2.2. Dinámica de los ingresos y precios de petróleo………………………………………………….... 15 4.2.3. Costos operativos y de administración……………………………………………………………… 17 4.2.4. Rentabilidad operativa antes de impuestos y derechos…………………………………………… 20 4.2.5. Costo fiscal: Impacto de impuestos y derechos……………………………………………………. 21 4.2.6. Utilidades netas: antes y después del costo fiscal………………………………………………... 23 4.2.7. Desempeño del pasivo y del capital contable……………………………………………………... 25 4.3. Problemas estructurales de Pemex y riesgos fiscales…………………………………………………….. 26 4.3.1. Dependencia de los ingresos petroleros……………………………………………………………. 26 4.3.2. Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA…………………………………………… 29 4.3.3. Pasivos laborales…………………………………………………………………………………….... 33 4.3.4. El activo petrolero de Chicontepec………………………………………………………………….. 34 4.3.5. Declinación de la producción y las reservas………………………………………………………... 36 4.3.6. Importación y quema de gas…………………………………………………………………………. 39 4.3.7. Refinación de petróleo………………………………………………………………………………… 41 4.3.8. Evolución de la producción de petroquímicos……………………………………………………… 45 4.3.9. Contrato de servicios incentivados……………………………………...…………………………… 46 4.3.10. Importación de gasolinas y política de precios…………………………….……………………… 47 4.4. Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex…………………………………………………….. 50 4.4.1. Vehículos financieros………………………………………………………………………………….. 50 4.4.2. Régimen fiscal sobre hidrocarburos…………………………………………………………………. 51 4. 5. Evaluación de la inversión de Pemex……………………………………………………………………….. 54Sección Segunda: EL SUBSECTOR ELÉCTRICO………………………………………………………...…. 57 4.6. El consumo de energía eléctrica en México………………………………………………………………… 57 4.7. Generación nacional de energía eléctrica………………………………………………………………….. 58 4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica……………………………………………. 60 4.9. Programas de inversión en infraestructura…………………………………………………………………. 62 4.9.1 Inversión financiada……………………………………………………………………………………. 63 4.9.2 Inversión presupuestal……………………………………………………………………………….... 65 4.10. Pérdidas de energía eléctrica…………………………………………………………………………….... 66 4.11. Balance financiero del sector eléctrico…………………………………………………………….……… 67 4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro…………………………………………………………………… 70Sección Tercera: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………… 75ANEXOS……………………………………………………………………………………………………………… 83Abreviaturas…………………………………………………………………………………………………………. 93Glosario de términos………………………………………………………………………………………………… 95Referencias………………………………………………………………………………………………………….. 99 3    
  4. 4. SECTOR ENÉRGETICO       4   
  5. 5. Evaluación de la Cuenta Pública 2009Cuaderno 4 Sector Energético IntroducciónLa evolución de la industria petrolera de los últimos años tiene incluido uncomponente de elevada volatilidad, imprimido fundamentalmente por la variabilidad delos precios internacionales de los hidrocarburos, en particular el precio del petróleo,que responde al desempeño de la oferta y demanda de energéticos pero también aamplios márgenes de especulación promovidos por los principales bancos deinversión que intercambian opciones de compra venta en el mercado de futurospetrolero. Es difícil precisar en qué magnitud influye esto último sobre elcomportamiento de los precios del petróleo pero de acuerdo con algunos analistas elcontenido especulativo podría variar de 35% hasta poco más de 60%, pero endefinitiva el crecimiento de la economía, la cantidad de inventarios de lasagrupaciones petroleras –OPEP por ejemplo-, los “paros” técnicos de las principalesrefinerías a nivel mundial y variaciones en la demanda por cuestiones climáticasexplican en su conjunto la evolución de los precios internacionales. Después de unacontracción de dos años consecutivos en el consumo petróleo crudo podría esperasede acuerdo con los analistas un repunte para 2010 de entre 75 y 85 dólares por barrilen el precio de referencia WTI1, en 2008 se había ubicado en 99.6 dólares por barril y61.7 dólares por barril en 2009.A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron caídas durante2009, el precio del crudo disminuyó 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gasnatural 13.8%, situación que se convierte en el factor principal que condujo a unadisminución prácticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de lasempresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. Así, respondieron de la mismaforma las ventas domésticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresosoperativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En losindicadores operativos, la producción reportó un descenso de 2.6%, el volumen                                                            1  BNP Paribas, OPEP, Ibersecurities, Bank of America; incluso la Energy Information Administration (EIA) quees la oficina oficial del gobierno de EUA sobre estadísticas de energía pronostica aumento en ese rango. Unamayor demanda esperada de petróleo, las restricciones a la producción de la OPEP y los mayores flujos deinventarios son argumentos para pronosticar un aumento de alrededor de 20%.  5    
  6. 6. SECTOR ENERGÉTICO     consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, las reservas probadas solo aumentaron 0.05% y la capacidad de refinación 2.2%2 . Al revisar los indicadores de la industria petrolera mexicana, se destacan aspectos como el descenso de las ventas de hidrocarburos de 20.8% en términos reales siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. El volumen de producción continuó cayendo desde 2004 y alcanzó los 2.6 millones de barriles diarios de petróleo crudo, debido a la caída que viene sufriendo Cantarell el que hasta 2008 fuera el principal activo, ahora substituido por el KMZ. Las reservas probadas sufrieron también un descenso al reportar 10.4 mil millones de barriles de petróleo crudo y las de gas natural continuaron con su caída. El comercio exterior de petrolíferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%) pero no fue tan pronunciado en volumen, 12.7% las exportaciones de petróleo crudo y 6% las importaciones de petrolíferos y la balanza comercial continuó siendo superavitaria. La capacidad de refinación se mantuvo sin cambios por más de veinte años, debido a los bajos niveles de inversión destinados al Sistema Nacional de Refinación, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguración de las seis plantas existentes. Los contrastes respecto de otras empresas petroleras son muy marcados principalmente respecto de las inversiones destinadas a desarrollo tecnológico, a exploración y explotación, a infraestructura básica y de procesos de transformación, a la recomposición de las cadenas de valor y a la restitución y aumento de las reservas de hidrocarburos. La parte financiera de Pemex presenta dos imágenes contrapuestas: por una parte, una industria con ventas crecientes principalmente exportaciones de petróleo crudo con márgenes operativos en descenso pero incluso superiores a muchas de las empresas petroleras del mundo y una rentabilidad operativa de 5 puntos del producto interno bruto. No obstante, después de impuestos y derechos la empresa más importante del país está en quiebra técnica, debido a que el gobierno federal extrae de Pemex en cobro de impuestos y derechos 128 % de su rendimiento de operación, generándole pérdidas netas recurrentes, un patrimonio negativo y una acumulación creciente de pasivos que no se compara con ninguna otra empresa petrolera. El sector eléctrico nacional (SEN), por su parte, presenta un desempeño de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generación de electricidad que crece a una TMA de 4.5% en los últimos nueve años pero la demanda interna solo aumenta 2.8%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los últimos años. Es decir, el SEN que hasta 2009 se integraba por la CFE, LFC y los Productores Externos de Energía (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de                                                              2  BP Statistical Review of World Energy. BP, Junio de 2010.  6   
  7. 7. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  desocupación o subutilización de su planta productiva. Con la liquidación de LFC,aumentará el índice de subutilización de la infraestructura generadora de energíaeléctrica del servicio público y podría ser utilizada por los PEE. El sector eléctricomexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privadosconstituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: aeste segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores deelectricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país.Mientras que el servicio público, CFE y LFC, solo aumento su capacidad degeneración en 0.9% a TMAC, los PEE la incrementaron en 19.3%, entre 2000 y 2009.Son los Productores Independientes de Energía (PIE’s), bajo el esquema financieroPIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación deelectricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y losusos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de lacapacidad de la CFE. A Mayo de 2010, la CRE autorizó USD 29 mil millones deinversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en lamodalidad de ciclo combinado. Las licitaciones fueron adjudicadas a empresasextranjeras españolas, francesas, canadienses, japonesas, entre otras, y laelectricidad que generan se la venden a CFE a precios que son muy superiores a lastarifas que el servicio público de energía aplica a sus usuarios; parte de esa energíaera transferida por la CFE a LFC con una sobretasa generándole costos operativosadicionales. Los permisionarios independientes (PIE´s), tienen aseguradocontractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años,utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumentoen las tarifas eléctricas ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFCserá cubierta por estos permisionarios privados.A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos deocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del serviciopúblico; los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversiónprivada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente y ser casi absoluto.Se insiste recurrentemente que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, loque ocurre es que tanto CFE como LFC han venido trabajando con costos operativoselevados por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionariosprivados, esos costos son los que se subsidian con transferencias presupuestales,reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales.Se requiere, en consecuencia, un diagnóstico profundo y serio de la problemática queenfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidadde actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigenteprohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización ysuministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una funciónsuprema en la transparencia de los mecanismos utilizados por el gobierno federal enestas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables quese producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y elimpacto que generan para el propio desarrollo económico del país. Se requiere,adicionalmente, configurar y diseñar una política energética de largo plazo que brinde 7    
  8. 8. SECTOR ENERGÉTICO     seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversión que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energéticos de los consumidores nacionales. 8   
  9. 9. SECCIÓN PRIMERA EL SUBSECTOR PETROLEROLa industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quizá uno de los de mayorrelevancia lo sea la reconstitución, estabilización e incremento de las reservas depetróleo crudo y gas que deberá tener como basamento principal un programa deinversión de largo plazo para atender los activos maduros en declinación y paraenfocarlo hacia nuevos de exploración en aguas someras y en aguas profundas. Elagotamiento de las reservas de hidrocarburos podría ser el preámbulo de una nuevaera de la industria del petróleo donde la extracción adicional estará enmarcada en uncontexto de costos de producción mucho más altos que los actuales.4.1. Evaluación del modelo general de negociosUbicar el contexto de desempeño de Pemex dentro de los modelos de gestión de laindustria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican sucrecimiento y las estrategias implementadas en la orientación endógena, exógena oambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entornode globalización de la industria petrolera. Así, se revisan brevemente lasparticularidades de los modelos atomizado, combinado o mixto e integrado, cualquierade ellos presenta fortalezas pero también debilidades y su aplicación depende de lanaturaleza de la propiedad de la empresa, privada, nacional y estatal, del tipo de bienque se privilegia promover petróleo crudo, gas natural y/o otros petrolíferos, eldesarrollo de la tecnología en procesos de transformación y/o de exploración yproducción, incluso el grado de integración de las cadenas de valor y la orientación demercados. 4.1.1 Tendencias internacionales en la gestión de la industria petroleraLas tendencias internacionales recientes de la gestión de la industria petrolera,plantean los siguientes modelos:Modelo atomizado. Este modelo se basa en la rentabilidad relativa que ofrece cadauno de los procesos de la industria petrolera. La idea subyacente es que la eficienciamicroeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización, finanzas yplaneación) realizado de manera autónoma e independiente conduce a una eficienciaglobal del sector. Este modelo de gestión de la industria petrolera favorece esquemasde asociación Público-privado.El modelo atomizado de gestión para la industria petrolera fue adoptado pornumerosos países en los años 80´s cuando se pensó que las tendenciasglobalizadoras favorecían la fragmentación de las grandes empresas productivas y elauge del outsourcing. 9    
  10. 10. SECTOR ENERGÉTICO     Modelo integrado. Este modelo se basa en asegurar el abastecimiento nacional y la integración de la industria desde la extracción del crudo hasta la petroquímica. Busca aprovechar economías de escala. El modelo integrado favorece la visión global estratégica y reconoce el papel central geopolítico y económico que tiene la industria petrolera. Modelo combinado o mixto. Este modelo aspira a utilizar lo mejor del modelo atomizado y lo mejor del modelo integrado. Desde 1989, el gobierno mexicano se orientó a adoptar el modelo atomizado en la gestión de Pemex, para lo cual segregó los distintos procesos que van de la extracción y refinación a la comercialización. El gobierno procuró desintegrar la refinación y la petroquímica básica, para concentrarse en la producción de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroquímicos. Sin embargo, en el contexto de un debate intenso que condujo a la aprobación de la reforma del sector petrolero en 2008, el gobierno asumió el compromiso de crear una nueva refinería, que está en proceso de construcción en el estado de Hidalgo, evento relevante que reorienta la conducción de Pemex parcialmente hacia el modelo de gestión mixto. Figura 4.1 MODELOS DE GESTIÓN PETROLERA MODELO Atomizado Integral Mixto ‐ Racionaliza la eficiencia microeconómica  ‐ Intenta operar una racionalidad  ‐ Intenta operar una racionalidad   de cada proceso (producción, refinación  estratégica basada en un enfoque  estratégica parcial de los procesos. y comercialización), lo que beneficia una  económico global en la que es central el  ‐ Intenta limitar la burocratización de la  gestión global adecuada. papel de la industria petrolera. gestión. VENTAJAS ‐ Desburocratiza la gestión de Pemex. ‐ Integra los procesos, de producción,  refinación y comercialización, como uno  sólo, y se basa en un modelo de  industrialización para el país ‐ La maximización de los ingresos públicos  ‐ Genera un cuerpo burocrático. ‐ Busca darle sentido y coherencia a los  de corto plazo invalida el seguimiento de  ‐ Al proponer una visión de Estado, puede  procesos de racionalidad  micro, sin  una estrategia industrializadora basada  perder de vista la racionalidad micro de  descuidar la racionalidad macro. en la relevancia económica del petróleo. la gestión, generando ineficiencias  ‐ Es parcialmente burocrática. DES‐ ‐ Con la racionalización de la eficiencia  burocráticas. microeconómica de los procesos, podría  VENTAJAS perderse la racionalidad estratégica o  global generando ineficiencias  sectoriales. ‐ Genera duplicidad de acciones y  actividades. Las tendencias internacionales más recientes indican que la gestión petrolera ya sea conducida por el sector privado (Estados Unidos) o por el sector público (Rusia), tiende a favorecer el modelo integral. La tensión que genera el relativo estancamiento de las reservas petrolíferas en el mundo, y la mayor importancia desde la guerra de Irak que otorgan los gobiernos a las cuestiones geopolíticas incluyendo las de seguridad nacional, están promoviendo una mayor injerencia de los gobiernos en el control del petróleo. 10   
  11. 11. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar elpetróleo como instrumento de política anticíclica, en virtud de que la inversión a granescala en el sector es detonadora de inversión privada, generando empleos eimpulsando a la economía.Los grandes países productores de petróleo (Rusia, Arabia Saudita, Venezuela,China), se han orientado hacia la aplicación del modelo integral añadiendo a su papeltradicional como productor de crudo, los procesos de refinación y petroquímica.El abandono gradual del modelo atomizado, descarta la idea de que la desintegraciónde la industria es el camino natural y único hacia la modernización. Por otro lado, laadopción creciente del modelo integral por distintos gobiernos obedece a razonesobjetivas del entorno internacional.La adopción del modelo atomizado por Pemex, se dirigió a consolidar una fuente deingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como unaempresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modeloatomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivoy tecnológico, así como la descapitalización de Pemex.En este contexto, la ASF, como ente evaluador de desempeño, no ha investigado elmodelo de gestión petrolera más apropiado para el país, lo cual podría implicar elrediseño estratégico de la paraestatal. 4.1.2 Evaluación general del modelo de gestión de PemexEl modelo atomizado de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicóuna reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue divididaen cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efectopositivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.No obstante, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión delargo plazo. Pronto se hizo evidente que la división en cuatro subsidiarias generóduplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó loscostos y propició una estructura burocrática pesada.Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en laasignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiariaadquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; secuestionó por ejemplo, la viabilidad de las refinadoras, sin pensar en el valor agregadocomo un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de lasrefinadoras.La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, seorientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingresofiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sinconsiderar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largoplazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresaspetroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas. 11    
  12. 12. SECTOR ENERGÉTICO     Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su aplicación no toma en cuenta el desarrollo global armónico de la producción, la refinación y la comercialización, ni considera el potencial energético de la industria en el mediano y largo plazo. La política de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnológicos, que sólo tienen sentido con una visión global en virtud de que su rendimiento sólo se aprecia en el largo plazo. Esta política segregada de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinación, y en petroquímica por ejemplo. El resultado es la implantación de precios elevados de la energía que tornan poco competitiva a la economía industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados. 4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex Durante el ejercicio fiscal de 2009, la industria petrolera sufrió el impacto del colapso de los precios internacionales del petróleo, cuya contracción se aceleró por una menor demanda en el consumo de energéticos a nivel mundial cuyo origen fue promovido por la crisis regulatoria del sector financiero en 2008. 4.2.1 El entorno internacional de los ingresos petroleros En 2009, una muestra de once empresas productoras de petróleo crudo y gas entre las que figuran las más grandes por el tamaño de sus activos, reportaron una caída de sus ventas de 33.5%, las más afectadas fueron: Royal Dutch de Holanda, BP de Reino Unido, Exxon Mobil, Chevron y Conoco Phillips de EUA. Los ingresos de Petróleos Mexicanos sufrieron una caída de 17.8%, en todos los casos el común denominador fue el descenso de los precios internacionales del petróleo provocado por la contracción de la demanda mundial del energético. Figura 4.2 INGRESOS TOTALES PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS Miles de millones de dólares 477.4 458.4 2008 2009 365.7 310.6 285.1 273 246.1 246.2 226 160.7 171.6 156.3149.1 152.8 118.3 98.2 91.9 80.7 93.5 80.1 85.9 0 Royal Dutch  BP Exxon  Pertrochina Petrobrás Total Chevron Conoco  Pemex Statoil Repsol YPF Shell Mobil Phillips Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.   12   
  13. 13. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por lasempresas productoras de petróleo son las utilidades obtenidas antes de intereses,impuestos, depreciación y amortización, mejor conocido por sus siglas en inglésEBITDA y que permite medir la capacidad de las empresas para endeudarse o paraenfrentar sus compromisos financieros y que adicionalmente da cuenta de la robustezfinanciera de la empresa. El EBITDA3 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de lacaída en sus ventas totales, adquiere una posición inmejorable en su comparativointernacional, lo que es producto del elevado costo fiscal –impuestos y derechos-, eloneroso servicio de la deuda, incluida la amortización de pasivos y el impacto de ladepreciación de activos no incluidos en el concepto EBITDA y que resultan muysuperiores a los del resto de las empresas petroleras revisadas.Es evidente, que los ingresos generados para cubrir el costo fiscal de Pemex queascendió a 40.5 miles de millones de dólares en 2009 detonaron las pérdidas netasde la paraestatal por poco más de 7 miles millones de dólares, cuando ninguna de lasempresas de la muestra reportaron pérdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, laempresa noruega, con 16.7 miles de millones de dólares de ingresos para pago deimpuestos y derechos fue la segunda en importancia en este rubro, no obstante, sucarga fiscal representó 53% del EBITDA generado mientras que en Pemex esteindicador significó 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventastotales de Pemex en más de tres veces, mostraron cargas fiscales muy inferiores. Figura 4.3 EBITDA Y SUS COMPONENTES Miles de millones de dólares 48.1 51.8 9.0  19.3  38.2 34.7 34.3 32.5 31.5 30.6 29.2 5.5  16.6  12.1  12.5  3.2  40.5  15.1  2.3  10.5  20.5 1.1  1.9  0.0  15.5  15.1  0.8  8.3  16.7  4.9  8.4  11.1  4.9  8.0  1.3  1.3  5.1  8.1 5.2  13.5  14.5  2.2  11.9  12.1  9.6  9.3  12.1  9.3  1.6  5.7  7.2  5.2  ‐2.8  ‐0.9  ‐7.0  Depreciación y Amortización Impuestos Costo neto beneficio empleados Utilidad Neta PEMEX EXXON  BP TOTAL PETROCHINA ROYAL  STATOIL CHEVRON PETROBRAS CONOCO  REPSOL YPF MOBIL DUTCH SHELL PHILLIPS Fuente: UEC con información  de Hoovers.                                                              3 El EBITDA es una medida no contemplada en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados(PCGA). Se presenta porque PEMEX considera que es una medida financiera de su habilidad para pagar elservicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada.considerados como deuda por los mercados financieros.  13    
  14. 14. SECTOR ENERGÉTICO     Pemex, con un régimen fiscal equivalente al del promedio de las empresas de la muestra de 56.53% de los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, podría haber generado una utilidad neta de 15 mil millones de dólares muy similar a la registrada por las grandes petroleras. Lo que sería de gran beneficio para fortalecer el débil capital de la empresa e incrementar sensiblemente los niveles de inversión. Cuadro 4.1 RESULTADOS FINANCIEROS DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009 Miles de millones de dólares Gastos Margen Depreciación Utilidades Ventas Costo de Rendimiento administrati- Ingresos Utilidad Bruto y CIF antes de Impuestos EBITDA totales ventas Bruto tivos y gene- operativos Neta % Amortización impuestos ralesSUMA 1,799.1 1,201.3 598.0 33.2 118.4 110.3 232.2 - 82.4 232.8 124.9 359.5 105.1EXXON MOBIL 310.6 211.8 98.8 31.8 14.7 11.9 34.8 -34.8 34.8 15.1 51.8 19.3ROYAL DUTCH SHELL 285.1 228.4 56.8 19.9 17.4 14.5 21.0 -2.0 21.0 8.3 32.5 12.5BP 246.1 190.7 55.4 22.5 14.0 12.1 26.4 0.9 25.1 8.4 38.2 16.6CHEVRON 171.6 99.7 72.0 41.9 4.5 12.1 18.5 -17.6 18.5 8.0 30.6 10.5TOTAL 160.7 101.8 58.9 36.6 26.7 9.6 21.3 2.5 23.5 11.1 34.7 12.1CONOCO PHILLIPS 152.8 112.8 40.1 26.2 1.8 9.3 10.0 -15.5 10.0 5.1 20.5 4.9PETROCHINA 149.1 72.1 77.1 51.7 19.2 13.5 21.0 -19.2 20.5 4.9 34.3 15.1PETROBRAS 91.9 49.3 42.6 46.4 7.7 7.2 21.9 -1.0 22.1 5.2 29.2 15.5PEMEX 80.7 41.5 39.1 48.5 7.4 5.7 31.7 1.8 33.5 40.5 48.1 - 7.0STATOIL 80.1 48.1 32.0 40.0 1.8 9.3 20.9 1.8 19.8 16.7 31.5 3.2REPSOL YPF 70.3 45.1 25.2 35.8 3.0 5.2 4.7 0.7 4.0 1.6 8.1 2.5Fuente: UEC con información de Hoovers y estados financieros de las empresas.   Con relación a la deuda de Pemex, su saldo al 31 de diciembre de 2009 es la más elevada de las empresas petroleras de la muestra tanto en su saldo monetario que acumuló 46.8 miles de millones de dólares como en su relación a pasivo total que fue de 45.3%. Solamente Petrobras la superó en monto con un saldo de 57.1 miles de millones de dólares, pero su apalancamiento financiero –deuda/pasivo- fue de solo 25.8%. Figura 4.4 INGRESOS Y DEUDA: PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS 50 45 PEMEX 40 Deuda/pasivo total 35 TOTAL 30 Repsol YPF Petrobras Conoco Phillips 25 BP 20 Petrochina 15 Statoil Royal Dutch 10 Chevron 5 Exxon Mobil 0 0 100 200 300 400 Ingresos totales (mmd) Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.            14    
  15. 15. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009    4.2.2 Dinámica de los ingresos y precios del petróleo En 2009, las ventas totales de la paraestatal disminuyeron 20.8% en términos reales respecto de 2008 siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. De acuerdo con información de Petróleos Mexicanos4, la dinámica de los ingresos indica que es una empresa rentable tanto por sus ventas en el mercado nacional que muestran una TMARC de 4.4%, en 1997-2009, como por el crecimiento de sus exportaciones que fue de 7.2% en el mismo periodo. A pesar del aumento real del costo de ventas (10.4%), el rendimiento bruto refleja cifras sólidas lo que se manifiesta en el elevado margen de operación. Cuadro 4.2 ESTADO DE RESULTADOS DE PETRÓLEOS MEXICANOS Miles de millones de pesos 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ventas totales      269.5      265.7      345.0   478.7     457.4   514.8   625.4    799.4    928.5  1,103.5  1,136.0  1,329.0  1,089.9    En el país      165.3      184.8      226.1   292.9     303.9   336.1   387.2    464.0    505.1      567.3      592.0      679.8      596.4    De exportación        98.7        72.2      108.7   175.4     141.5   178.8   238.2    335.4    423.5      535.1      542.9      644.4      488.3    Ingresos por servicios            5.5            8.8       10.2     10.4      12.1 nd nd nd nd          1.1          1.1          4.8          5.9 Costo de ventas        79.7        93.2      113.5   153.1     165.3   168.8   207.1    272.9    361.2      418.3      460.7      654.0      561.1 Rendimiento bruto      189.8      172.5      231.5   325.6     292.1   346.0   418.3    526.5    567.3      685.3      675.4      674.9      528.8    Margen bruto %         70.4         64.9        67.1      68.0      63.9      67.2       66.9     65.9     61.1         62.1         59.5         50.8         48.5 Gastos generales         20.8         27.3        32.0      39.6      41.6      50.4       50.7     56.1     68.7         81.0         84.9      103.8      100.5    Gastos de distribución            7.4            9.6       10.9      12.6      13.6      16.0       15.5     18.2     21.9         24.9         24.8         34.0         31.9    Gastos de administración         13.4         17.7        21.1      27.0      28.0      34.4       35.2     37.9     46.8         56.1         60.1         69.8         68.7 Rendimiento de operación      169.0      145.3      199.6   286.0     250.5   295.6   367.6    470.4    498.8      604.3      590.4      571.1      428.3 Otros ingresos netos            1.5            2.1         4.7         5.3        6.7         5.6 nd     11.5     11.8        61.2        83.0      198.0        40.3 Resultado integral de financiamiento            0.9            2.9         7.2         6.7      13.1         6.2       30.7       7.3       4.5 ‐       23.9 ‐       20.1 ‐     107.5 ‐       15.3 Rendimiento antes de impuestos y derechos      167.4      140.3      187.7   274.1     230.7   289.4   339.8    474.6    506.1      651.7      659.0      659.6      452.0 Impuestos, derechos y aprovechamientos      159.5      151.9      208.8   293.8     263.5   314.0   382.5    490.1    580.6      604.8      677.3      771.7      546.6    % del rendimiento antes de impuestos y der        95.3      108.3      111.2   107.2     114.2   108.5   112.6    103.3    114.7        92.8      102.8      117.0      120.9    % del PIB            5.0            3.9         4.6         5.6         4.8         5.2         5.1        5.7        6.3           5.8           6.0           6.4           4.6 Rendimiento neto            8.0 ‐        11.6 ‐      21.2 ‐    19.7 ‐     32.8 ‐    24.6 ‐      40.6 ‐    11.5 ‐    11.8         47.0 ‐       18.3 ‐     112.1 ‐       94.7 EBITDA      177.8      140.7      214.3   298.1        ‐   207.0   317.0    514.6    595.7      813.0      833.7      969.6      649.8 Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.  Después del extraordinario excedente petrolero generado en 2008, por cerca de 14 milmillones de dólares, exclusivamente por exportaciones de petróleo crudo, en 2009 eldiferencial entre el precio de referencia estimado en el PEF y el observado fuenegativo, es decir, no se generaron excedentes petroleros por exportaciones. Eldiferencial a favor del gobierno federal en el precio de la mezcla había sido en 2008 de36.4 dólares por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6dpb en contra, lo queimplicó que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones dedólares.                                                              4 Información construida en base a estados financieros, informes anuales, anuarios estadísticos de los años que se incluyen de Petróleos Mexicanos. 15     
  16. 16. SECTOR ENERGÉTICO     El modelo de estimación del precio de referencia de la mezcla de exportación, nuevamente erró la proyección igual como lo hiciera en los ejercicios fiscales anteriores, nada más que ahora propiciando un faltante de recursos. El excedente de 2008 podría haber cubierto sobradamente ese déficit no obstante cuando se reportan excedentes tan elevados la reasignación de los mismos da origen al uso discrecional y disminuye en consecuencia los esfuerzos de la transparencia. Figura 4.5 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO Dólares por barril de petróleo crudo 2009 70.0 57.4 2008 49.0 85.4 2007 42.8 60.7 2006 36.5 53.2 2005 27.0 42.7 20.0 PEF Observado 2004 31.1 2003 18.4 24.8 2002 15.5 21.5 2001 18.0 18.6 Fuente:  UEC con  información del PEF y de la SHCP.   El ejecutivo federal en el ejercicio de 2009, ejerció los derechos de cobertura sobre riesgos petroleros que anualmente ha comprado y que ahora producto de la sobreestimación del precio de referencia podría utilizar. En principio la SHCP había anunciado que obtendría un beneficio de de 9,553 millones de dólares5 si el precio de la mezcla en promedio se ubicara por debajo de los 70dpb estimado, al cerrar el año el precio reportado fue de 57.4dpb. Sin embargo, en una nota escueta informaría que las coberturas ejercidas por la baja en los precios de la mezcla habían sido de solo 5 mil millones de dólares. Debe señalarse, que se desconocen los términos en los que la SHCP negocia y estructura la adquisición de las coberturas petroleras y las licitaciones para seleccionar a los bancos de inversión participantes. La SHCP determinó que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2009 se ubicaría en 70dpb, tal estimación fue producto de haber aplicado la fórmula para calcular los precios del energético que quedó establecida en el artículo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP señala que dicha fórmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el cálculo del límite superior de este parámetro, dotando de transparencia al método de estimación6. Debe destacarse, que la precisión de la estimación es factor crítico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de                                                              5 Cobertura de ingresos petroleros del gobierno federal para 2009. SHCP, noviembre de 2008. 6 Criterios Generales de Política Económica para 2009, SHCP. 16   
  17. 17. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Debeseñalarse, que dicha fórmula ha resultado totalmente inapropiada para unaestimación más o menos certera del precio de referencia, debido a que lametodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades7,por lo que desvirtúa totalmente la predicción. Por lo anterior, dicha fórmula requiereser revisada y transparentada ya que la metodología seguida no cumple con losparámetros que permitan realizar una estimación objetiva y al depender de una basehistórica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyección y precios defuturos muy estables, no incorpora las volatilidades abruptas de corto plazo del preciointernacional que son las que en mayor medida influyen sobre la evolución de losprecios.Con relación a la dinámica mostrada por los precios históricos de la mezcla deexportación, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los preciosinternacionales tuvieron los niveles más altos: el primero fue en 1980 cuando lamezcla mexicana movido por su precio de referencia el WTI alcanzó 82.2 dólares aprecios de 2009 y el más reciente de 2008, de 85.4 dólares por barril. Figura 4.6 PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDO MEXICANO AJUSTADOS POR LA INFLACIÓN Dólares de 2009 100 Precio promedio 1980 Precio promedio 2008 90 87.6 dólares de 2009 82.3 dólares de 2009 80 70 Precio Ajustado  por el IPC (EUA) 60 50 Precio promedio 1981 40 33.2 dólares 30 20 10 Precio Nominal 0 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con datos de SENER, IMP y Bureau of Labor Statistics de EUA.  En 1980, el WTI había alcanzado a precios de 2009 un pico de 99.1 dólares por barril,17 dólares más que la mezcla mexicana y en 2008, 93.3 dólares por barril. En elpromedio anual el<pico de aquel año es más alto que el reciente de 2008, pero porpromedios mensuales el de junio de 2008 fue más alto (125.8 dólares) que el dediciembre de 1979 (108 dólares). 4.2.3 Costos operativos y de administraciónHay evidencia empírica de la correlación entre el dinamismo de los preciosinternacionales del petróleo, las ventas de hidrocarburos y los costos generales de                                                            7 La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia de la mezcla con mucha antelación a lapresentación del proyecto de presupuesto de egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas delprecio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a lasimportantes diferencias entre el precio observado y el estimado. 17    
  18. 18. SECTOR ENERGÉTICO     Pemex. Sobre todo a partir de 2004, el elevado crecimiento de los ingresos propicia que los gastos generales impacten en forma importante en los resultados brutos de la paraestatal asumiendo un comportamiento procíclico: en el periodo 1997-2009, aumentaron casi el doble que el reportado por los ingresos totales concentrándose el mayor incremento en el costo de ventas. Figura 4.7 COSTOS OPERATIVOS Y GASTOS GENERALES TMARC Miles de millones de pesos de 2009 784.9 2009/1997 72.3  35.2  661.7 9.7% Gastos  de administración 571.5 602.0 68.7  7.5% Gastos  de distribución 512.1 66.4  31.9  5.9% 64.2  27.4  Costo de ventas 55.7  28.5  405.0 26.1  333.8 46.7  286.3 294.5 295.1 45.6  22.4  677.4 216.8 219.0 235.5 40.1  39.9  46.3  20.1  561.1 18.7  19.3  21.5  478.8 508.3 10.4 %        29.0  32.1  34.1  430.3 16.0  17.5  17.6  335.9 227.5 235.2 227.3 268.2 171.9 169.5 183.7 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex. El costo de ventas8 adquiere una dinámica propia ya que como proporción de los ingresos totales aumentó de 29.6% en 1997 a 33.1% en 2003 y de 34.1% en 2004 a 51.5% en 2009, más de 20 puntos porcentuales en los últimos once años. Esta situación se explica en gran medida por el elevado costo que ha implicado la importación y comercialización de productos petroleros y en particular la adquisición de gasolinas en el exterior y su venta doméstica. El costo de ventas, en 2009, disminuyó 17.2% en comparación con 2008, situándose en 561.1 mil millones de pesos, explicado principalmente por la disminución de 104.4 mil millones de pesos por la compra de productos importados para ser revendidos en México9. El margen de ingresos brutos (ventas-costo de ventas/ventas) a pesar que ha disminuido se mantiene por encima de los niveles reportados por las principales petroleras.                                                              8   Se determina globalmente sumando a los inventarios al inicio del año, el costo de operación de campos petroleros, refinerías y plantas, las compras de refinados y otros productos, deduciendo el valor de los inventarios al final del año. El costo de ventas incluye la depreciación y amortización asociadas con los activos utilizados en la operación, así como el gasto asociado con la reserva para abandono de pozos. Informe Anual 2009, Pemex. 9 Informe Anual, 2009, Pemex. 18   
  19. 19. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.8 COSTO DE VENTAS Y GASTOS GENERALES Porcentajes de las ventas totales Costo de ventas Gastos de distribución Gastos de administración 51.5 49.2 38.9 40.6 35.1 36.1 37.9 32.9 34.1 32.0 32.8 33.1 29.6 24.4 19.8 19.4 19.2 15.4 14.8 14.1 13.6 11.3 11.1 10.5 11.1 10.8 5.3 4.5 5.2 4.8 4.3 4.5 4.8 4.0 3.9 4.3 4.4 4.2 5.0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex.  Por su parte, los gastos de administración mantuvieron una tendencia a la bajacomo proporción de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en losúltimos años crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Losgastos de distribución, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo.Debe señalarse, que los gastos de administración por empleado de Pemex casi seduplicaron entre 1999 y 2009 al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, a preciosde 2009, es decir, un crecimiento medio anual real de 5.4%. Aunque la plantilla dePemex es alta (145 mil empleados) solo aumentó 12.4% en los últimos diez años;Pemex PEP y Pemex Refinación absorben 65% del personal del organismo.En el mismo periodo, 1999-2009, Pemex Petroquímica redujo su plantilla depersonal de 14,747 empleados a 13,447 empleados y Pemex Corporativo más quela duplicó al pasar de 4,941 empleados a 11,277 trabajadores. Figura 4.9 GASTO DE ADMINISTRACIÓN Y NÚM DE EMPLEADOS Gasto de administración  percápita  508 (miles de pesos de 2009) 470 454 473 Número de empleados 401 339 145  338 330 142  296 141  141  264 302 139  138  138  137  135  133  129  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información del Anuario 2010 de Pemex.   19    
  20. 20. SECTOR ENERGÉTICO     Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 plazas en 1999 y 145 plazas en 2009, no obstante, cifras extraoficiales indican que estas plazas solo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas. 4.2.4 Rentabilidad operativa y rendimientos antes de impuestos y derechos Una vez descontados los costos de ventas y gastos generales a los ingresos totales se obtiene el rendimiento de operación que bien puede utilizarse como un medidor de la eficiencia financiera de la empresa antes de incorporar otros ingresos netos y el resultado neto del financiamiento. Figura 4.10 RENDIMIENTO DE OPERACIÓN Miles de millones de pesos de 2009 692  651  579  594  592  425  476  428  364  356  398  323  264  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 RENDIMIENTO ANTES DE IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOS Miles de millones de pesos de 2009 746  727  683  584  603  407  440  452  361  390  304  328  255  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.   La rentabilidad de Pemex, en ambos indicadores, muestra un ascenso importante hasta 2006, no obstante, ya desde 2005 la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos empezó a tener un crecimiento exponencial que impacta negativamente la rentabilidad de la empresa. Entre 2005 y 2009, Pemex acumula importaciones por 75 mil millones de dólares concentrándose el 62% en gasolinas, diesel y combustóleo, lo que merma la rentabilidad operativa y la capacidad de de la empresa para financiar proyectos estratégicos de inversión con recursos propios. Los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos a diferencia del rendimiento de operación se ven favorecidos por la acumulación de otros ingresos netos de la paraestatal que compensan el elevado costo financiero generado por posiciones cambiarias y pago de intereses de la deuda. A partir de 2006, se permite reconocer a Pemex Refinación en otros ingresos el beneficio de la tasa negativa de IEPS, por 37.2 miles de millones, en 2007, 194.6 miles de millones, en 2008, y 72.1 miles de millones, en 2009. A pesar del descenso en los índices de rendimiento, la rentabilidad de PEMEX, antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, habla de una empresa saludable financieramente, cuyo flujo neto es positivo y suficiente para 20   
  21. 21. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  cumplir con sus programas operativos.Entre las empresas petroleras más importantes a nivel mundial, Pemex alcanza unlugar prominente en los ingresos antes de impuestos y derechos al acumular 49 milmillones de dólares en 2008 y 33.5 mies del millones en 2009, solo superada por laExxon Mobil de EUA que en 2009 reportó 34.8 miles de millones de dólares. 4.2.5 Costo fiscal: Impacto de impuestos, derechos y aprovechamientosEl régimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, hatenido pocas variantes por lo que continúa afectando negativamente los resultadosfinancieros de la empresa y se constituye en un factor crítico que degrada losresultados operativos debido a la insuficiencia de recursos de que dispone elorganismo para financiar sus proyectos estratégicos una vez aplicado el régimenfiscal. Con relación al PIB, registra la evidencia de la naturaleza fiscal de lainsuficiencia de recursos de la empresa para financiar programas de inversión.El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de laparaestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2009 aumentó 3.9% promedio anual real, ya en 1997-2008 esa misma tasa habíasignificado 8.0%. Como porcentaje de los ingresos de operación de Pemex, el costofiscal representó 135.1% en 2008 y 126.7% en 2009, lo que implica que la empresatiene que recurrir constantemente a financiar con deuda y con recursos del capital elremanente que no alcanza a cubrir con la utilidad operativa. Figura 4.11 IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOS Miles de millones de pesos de 2009 % del PIB 6.4  Impuestos, derechos y  6.0  5.8  aprovechamientos 6.3  5.2  799.3  4.8  5.7  4.6  5.6  747.3  5.1  691.7  692.3  5.0  3.9  4.6  603.3  546.6  495.3  436.5  422.7  375.0  344.0  338.0  276.2  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex.  En una revisión practicada por la ASF a la situación financiera de PEMEX en 2004, laentidad de fiscalización encontró que el pago de impuestos del organismo hacompensado la ineficiencia recaudatoria de la SHCP, debido a que un estudiorealizado por la UNAM indicó que la evasión y elusión fiscal representan de 3 a 5 21    

×