Este documento evalúa el sector energético mexicano, incluyendo la industria petrolera y eléctrica. En la industria petrolera, Pemex ha visto una caída en la producción, reservas y rentabilidad debido a la volatilidad de los precios internacionales del petróleo. A pesar de las ventas crecientes, Pemex opera con pérdidas netas recurrentes debido a los altos impuestos. En el sector eléctrico, la capacidad de generación ha crecido más rápido que la demanda, llev

1.
Cuaderno 4
EVALUACIÓN DEL
SECTOR ENERGÉTICO

3. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009
Contenido
Introducción…………………………………………………………………………………………………………… 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……………………………………………………………………….. 54
Sección 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…………………………………………………………………… 70
Sección Tercera: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………… 75
ANEXOS……………………………………………………………………………………………………………… 83
Abreviaturas…………………………………………………………………………………………………………. 93
Glosario de términos………………………………………………………………………………………………… 95
Referencias………………………………………………………………………………………………………….. 99
3

4. SECTOR ENÉRGETICO
4

5. Evaluación de la Cuenta Pública 2009
Cuaderno 4
Sector Energético
Introducción
La evolución de la industria petrolera de los últimos años tiene incluido un
componente de elevada volatilidad, imprimido fundamentalmente por la variabilidad de
los precios internacionales de los hidrocarburos, en particular el precio del petróleo,
que responde al desempeño de la oferta y demanda de energéticos pero también a
amplios márgenes de especulación promovidos por los principales bancos de
inversión que intercambian opciones de compra venta en el mercado de futuros
petrolero. Es difícil precisar en qué magnitud influye esto último sobre el
comportamiento de los precios del petróleo pero de acuerdo con algunos analistas el
contenido especulativo podría variar de 35% hasta poco más de 60%, pero en
definitiva el crecimiento de la economía, la cantidad de inventarios de las
agrupaciones petroleras –OPEP por ejemplo-, los “paros” técnicos de las principales
refinerías a nivel mundial y variaciones en la demanda por cuestiones climáticas
explican en su conjunto la evolución de los precios internacionales. Después de una
contracción de dos años consecutivos en el consumo petróleo crudo podría esperase
de acuerdo con los analistas un repunte para 2010 de entre 75 y 85 dólares por barril
en el precio de referencia WTI1, en 2008 se había ubicado en 99.6 dólares por barril y
61.7 dólares por barril en 2009.
A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron caídas durante
2009, el precio del crudo disminuyó 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gas
natural 13.8%, situación que se convierte en el factor principal que condujo a una
disminución prácticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de las
empresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. Así, respondieron de la misma
forma las ventas domésticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresos
operativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En los
indicadores 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) que
es la oficina oficial del gobierno de EUA sobre estadísticas de energía pronostica aumento en ese rango. Una
mayor demanda esperada de petróleo, las restricciones a la producción de la OPEP y los mayores flujos de
inventarios son argumentos para pronosticar un aumento de alrededor de 20%.
5

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. 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 energía
eléctrica del servicio público y podría ser utilizada por los PEE. El sector eléctrico
mexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privados
constituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: a
este segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores de
electricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país.
Mientras que el servicio público, CFE y LFC, solo aumento su capacidad de
generación 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 financiero
PIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación de
electricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y los
usos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de la
capacidad de la CFE. A Mayo de 2010, la CRE autorizó USD 29 mil millones de
inversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en la
modalidad de ciclo combinado. Las licitaciones fueron adjudicadas a empresas
extranjeras españolas, francesas, canadienses, japonesas, entre otras, y la
electricidad que generan se la venden a CFE a precios que son muy superiores a las
tarifas que el servicio público de energía aplica a sus usuarios; parte de esa energía
era transferida por la CFE a LFC con una sobretasa generándole costos operativos
adicionales. Los permisionarios independientes (PIE´s), tienen asegurado
contractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años,
utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumento
en las tarifas eléctricas ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFC
será cubierta por estos permisionarios privados.
A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos de
ocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del servicio
público; los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversión
privada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente y ser casi absoluto.
Se insiste recurrentemente que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, lo
que ocurre es que tanto CFE como LFC han venido trabajando con costos operativos
elevados por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionarios
privados, 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 que
enfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidad
de actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigente
prohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización y
suministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una función
suprema en la transparencia de los mecanismos utilizados por el gobierno federal en
estas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables que
se producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y el
impacto 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. 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. SECCIÓN PRIMERA
EL SUBSECTOR PETROLERO
La industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quizá uno de los de mayor
relevancia lo sea la reconstitución, estabilización e incremento de las reservas de
petróleo crudo y gas que deberá tener como basamento principal un programa de
inversión de largo plazo para atender los activos maduros en declinación y para
enfocarlo hacia nuevos de exploración en aguas someras y en aguas profundas. El
agotamiento de las reservas de hidrocarburos podría ser el preámbulo de una nueva
era de la industria del petróleo donde la extracción adicional estará enmarcada en un
contexto de costos de producción mucho más altos que los actuales.
4.1. Evaluación del modelo general de negocios
Ubicar el contexto de desempeño de Pemex dentro de los modelos de gestión de la
industria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican su
crecimiento y las estrategias implementadas en la orientación endógena, exógena o
ambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entorno
de globalización de la industria petrolera. Así, se revisan brevemente las
particularidades de los modelos atomizado, combinado o mixto e integrado, cualquiera
de ellos presenta fortalezas pero también debilidades y su aplicación depende de la
naturaleza de la propiedad de la empresa, privada, nacional y estatal, del tipo de bien
que se privilegia promover petróleo crudo, gas natural y/o otros petrolíferos, el
desarrollo de la tecnología en procesos de transformación y/o de exploración y
producción, incluso el grado de integración de las cadenas de valor y la orientación de
mercados.
4.1.1 Tendencias internacionales en la gestión de la industria petrolera
Las 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 cada
uno de los procesos de la industria petrolera. La idea subyacente es que la eficiencia
microeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización, finanzas y
planeación) realizado de manera autónoma e independiente conduce a una eficiencia
global del sector. Este modelo de gestión de la industria petrolera favorece esquemas
de asociación Público-privado.
El modelo atomizado de gestión para la industria petrolera fue adoptado por
numerosos países en los años 80´s cuando se pensó que las tendencias
globalizadoras favorecían la fragmentación de las grandes empresas productivas y el
auge del outsourcing.
9

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. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009
Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar el
petróleo como instrumento de política anticíclica, en virtud de que la inversión a gran
escala en el sector es detonadora de inversión privada, generando empleos e
impulsando 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 papel
tradicional como productor de crudo, los procesos de refinación y petroquímica.
El abandono gradual del modelo atomizado, descarta la idea de que la desintegración
de la industria es el camino natural y único hacia la modernización. Por otro lado, la
adopción creciente del modelo integral por distintos gobiernos obedece a razones
objetivas del entorno internacional.
La adopción del modelo atomizado por Pemex, se dirigió a consolidar una fuente de
ingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como una
empresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modelo
atomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivo
y tecnológico, así como la descapitalización de Pemex.
En este contexto, la ASF, como ente evaluador de desempeño, no ha investigado el
modelo de gestión petrolera más apropiado para el país, lo cual podría implicar el
rediseño estratégico de la paraestatal.
4.1.2 Evaluación general del modelo de gestión de Pemex
El modelo atomizado de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicó
una reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue dividida
en cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efecto
positivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.
No obstante, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión de
largo plazo. Pronto se hizo evidente que la división en cuatro subsidiarias generó
duplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó los
costos y propició una estructura burocrática pesada.
Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en la
asignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiaria
adquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; se
cuestionó por ejemplo, la viabilidad de las refinadoras, sin pensar en el valor agregado
como un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de las
refinadoras.
La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, se
orientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingreso
fiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sin
considerar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largo
plazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresas
petroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas.
11

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. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009
Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por las
empresas productoras de petróleo son las utilidades obtenidas antes de intereses,
impuestos, depreciación y amortización, mejor conocido por sus siglas en inglés
EBITDA y que permite medir la capacidad de las empresas para endeudarse o para
enfrentar sus compromisos financieros y que adicionalmente da cuenta de la robustez
financiera de la empresa. El EBITDA3 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de la
caída en sus ventas totales, adquiere una posición inmejorable en su comparativo
internacional, lo que es producto del elevado costo fiscal –impuestos y derechos-, el
oneroso servicio de la deuda, incluida la amortización de pasivos y el impacto de la
depreciación de activos no incluidos en el concepto EBITDA y que resultan muy
superiores a los del resto de las empresas petroleras revisadas.
Es evidente, que los ingresos generados para cubrir el costo fiscal de Pemex que
ascendió a 40.5 miles de millones de dólares en 2009 detonaron las pérdidas netas
de la paraestatal por poco más de 7 miles millones de dólares, cuando ninguna de las
empresas de la muestra reportaron pérdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, la
empresa noruega, con 16.7 miles de millones de dólares de ingresos para pago de
impuestos y derechos fue la segunda en importancia en este rubro, no obstante, su
carga fiscal representó 53% del EBITDA generado mientras que en Pemex este
indicador significó 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventas
totales 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 el
servicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada.
considerados como deuda por los mercados financieros.
13

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
rales
SUMA 1,799.1 1,201.3 598.0 33.2 118.4 110.3 232.2 - 82.4 232.8 124.9 359.5 105.1
EXXON MOBIL 310.6 211.8 98.8 31.8 14.7 11.9 34.8 -34.8 34.8 15.1 51.8 19.3
ROYAL DUTCH SHELL 285.1 228.4 56.8 19.9 17.4 14.5 21.0 -2.0 21.0 8.3 32.5 12.5
BP 246.1 190.7 55.4 22.5 14.0 12.1 26.4 0.9 25.1 8.4 38.2 16.6
CHEVRON 171.6 99.7 72.0 41.9 4.5 12.1 18.5 -17.6 18.5 8.0 30.6 10.5
TOTAL 160.7 101.8 58.9 36.6 26.7 9.6 21.3 2.5 23.5 11.1 34.7 12.1
CONOCO PHILLIPS 152.8 112.8 40.1 26.2 1.8 9.3 10.0 -15.5 10.0 5.1 20.5 4.9
PETROCHINA 149.1 72.1 77.1 51.7 19.2 13.5 21.0 -19.2 20.5 4.9 34.3 15.1
PETROBRAS 91.9 49.3 42.6 46.4 7.7 7.2 21.9 -1.0 22.1 5.2 29.2 15.5
PEMEX 80.7 41.5 39.1 48.5 7.4 5.7 31.7 1.8 33.5 40.5 48.1 - 7.0
STATOIL 80.1 48.1 32.0 40.0 1.8 9.3 20.9 1.8 19.8 16.7 31.5 3.2
REPSOL YPF 70.3 45.1 25.2 35.8 3.0 5.2 4.7 0.7 4.0 1.6 8.1 2.5
Fuente: 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. 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 mil
millones de dólares, exclusivamente por exportaciones de petróleo crudo, en 2009 el
diferencial entre el precio de referencia estimado en el PEF y el observado fue
negativo, es decir, no se generaron excedentes petroleros por exportaciones. El
diferencial a favor del gobierno federal en el precio de la mezcla había sido en 2008 de
36.4 dólares por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6dpb en contra, lo que
implicó que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones de
dólares.
4
Información construida en base a estados financieros, informes anuales, anuarios estadísticos de los años que se
incluyen de Petróleos Mexicanos.
15

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. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009
Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Debe
señalarse, que dicha fórmula ha resultado totalmente inapropiada para una
estimación más o menos certera del precio de referencia, debido a que la
metodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades7,
por lo que desvirtúa totalmente la predicción. Por lo anterior, dicha fórmula requiere
ser revisada y transparentada ya que la metodología seguida no cumple con los
parámetros que permitan realizar una estimación objetiva y al depender de una base
histórica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyección y precios de
futuros muy estables, no incorpora las volatilidades abruptas de corto plazo del precio
internacional que son las que en mayor medida influyen sobre la evolución de los
precios.
Con relación a la dinámica mostrada por los precios históricos de la mezcla de
exportación, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los precios
internacionales tuvieron los niveles más altos: el primero fue en 1980 cuando la
mezcla mexicana movido por su precio de referencia el WTI alcanzó 82.2 dólares a
precios 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 el
promedio anual el<pico de aquel año es más alto que el reciente de 2008, pero por
promedios mensuales el de junio de 2008 fue más alto (125.8 dólares) que el de
diciembre de 1979 (108 dólares).
4.2.3 Costos operativos y de administración
Hay evidencia empírica de la correlación entre el dinamismo de los precios
internacionales 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 la
presentación del proyecto de presupuesto de egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas del
precio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a las
importantes diferencias entre el precio observado y el estimado.
17

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. 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 baja
como proporción de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en los
últimos años crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Los
gastos de distribución, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo.
Debe señalarse, que los gastos de administración por empleado de Pemex casi se
duplicaron entre 1999 y 2009 al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, a precios
de 2009, es decir, un crecimiento medio anual real de 5.4%. Aunque la plantilla de
Pemex 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 de
personal de 14,747 empleados a 13,447 empleados y Pemex Corporativo más que
la 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. 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. EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009
cumplir con sus programas operativos.
Entre las empresas petroleras más importantes a nivel mundial, Pemex alcanza un
lugar prominente en los ingresos antes de impuestos y derechos al acumular 49 mil
millones de dólares en 2008 y 33.5 mies del millones en 2009, solo superada por la
Exxon Mobil de EUA que en 2009 reportó 34.8 miles de millones de dólares.
4.2.5 Costo fiscal: Impacto de impuestos, derechos y aprovechamientos
El régimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, ha
tenido pocas variantes por lo que continúa afectando negativamente los resultados
financieros de la empresa y se constituye en un factor crítico que degrada los
resultados operativos debido a la insuficiencia de recursos de que dispone el
organismo para financiar sus proyectos estratégicos una vez aplicado el régimen
fiscal. Con relación al PIB, registra la evidencia de la naturaleza fiscal de la
insuficiencia de recursos de la empresa para financiar programas de inversión.
El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de la
paraestatal, 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 había
significado 8.0%. Como porcentaje de los ingresos de operación de Pemex, el costo
fiscal representó 135.1% en 2008 y 126.7% en 2009, lo que implica que la empresa
tiene que recurrir constantemente a financiar con deuda y con recursos del capital el
remanente 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, la
entidad de fiscalización encontró que el pago de impuestos del organismo ha
compensado la ineficiencia recaudatoria de la SHCP, debido a que un estudio
realizado por la UNAM indicó que la evasión y elusión fiscal representan de 3 a 5
21

22. SECTOR ENERGÉTICO
puntos del PIB, lo que para 2004 implicó 610.8 mil millones de pesos, en tanto que la
carga fiscal de PEMEX alcanzó 473 mil millones de pesos. Otras instituciones como el
CIDE indican también, que la evasión es producto de imprecisiones en las leyes, la
falta de una fiscalización más eficiente y de la cultura del no pago.
La carga fiscal del organismo ascendió a 4.8 billones de pesos en 1997-2008, monto
que representó 59% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga
fiscal total, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extracción de petróleo y
otros derechos y 592 mil millones al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios
(IEPS). De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del país, éstos
hubieran fluctuado entre 3.5 billones de pesos y 3.7 billones de pesos en el mismo
periodo (IEPS más 32% de ISR y una sobre tasa por derechos).
Ninguna empresa petrolera en el mundo se grava con impuestos y derechos en la
magnitud que ocurre con PEMEX, como se puede constatar en las siguientes cifras
de una muestra de empresas petroleras en Estados Unidos, Europa, Asia y América
Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas últimas la
venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos
operativos más elevado, después de PEMEX. Mientras que para PDVSA el indicador
de carga fiscal disminuyó de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurrió lo
contrario, aumentó para esos mismos años de 92.8% a 117%.
Cuadro 4.3
CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009
Miles de Millones de Dólares
UTILIDADES
INGRESOS ANTES DE IMPUESTOS
EMPRESAS (c/a) % (c/b) %
(a) IMPUESTOS (c )
(b)
Total 1,855.1 269.9 152.6 8.22 56.53
EMPRESAS EN EU 635.0 63.3 28.2 4.44 44.55
EXXON MOBIL (EUA) 310.6 34.8 15.1 4.86 43.39
CONOCO PHILLIPS (EUA) 152.8 10.0 5.1 3.34 51.00
CHEVRON (EUA) 171.6 18.5 8.0 4.66 43.24
EMPRESAS EN EUROPA 772.0 93.4 46.1 5.97 49.36
ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) 285.1 21.0 8.3 2.91 39.52
BP (REINO UNIDO) 246.1 25.1 8.4 3.41 33.47
TOTAL ( FRANCIA) 160.7 23.5 11.1 6.91 47.23
REPSOL YPF (ESPAÑA) nd 4.0 1.6 nd 40.00
STATOIL (NORUEGA) 80.1 19.8 16.7 20.85 84.34
EMPRESAS DEL ESTADO 448.1 113.2 78.3 17.47 69.16
PDVSA (VENEZUELA) 1 126.4 37.1 27.7 21.91 74.66
PEMEX (MÉXICO) 80.7 33.5 40.5 50.15 120.94
PETROBRAS (BRASIL) 91.9 22.1 5.2 5.66 23.53
PETROCHINA (CHINA) 149.1 20.5 4.9 3.29 23.90
1/ Corresponde a 2008.
Fuente: Elaboración propia con informacion de Hoover´s, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de
Pemex y página Web de las empresas incluidas (Estados financieros).
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