Estrategia Nacional del Sector de Hidrocarburos y Gas Natural

Fuente: IMCO / IMCO staff

15 de Noviembre de 2024

Estrategia Nacional del Sector de Hidrocarburos y Gas Natural 2024-2030: implicaciones para la competitividad

Priorizar el consumo nacional de hidrocarburos no debe ir en detrimento de los ingresos generados por las exportaciones petroleras.
Sin alianzas con empresas privadas, Pemex no podrá cumplir con los objetivos planteados en la Estrategia.
Pemex necesita un régimen fiscal que le incentive a mejorar su desempeño operativo y minimizar costos.
La estrategia presenta objetivos ambiciosos, sin una ruta crítica clara para su implementación.

Los hidrocarburos son un pilar de la oferta de energía del país, una fuente de recursos importante para la hacienda pública y un elemento toral de la transición energética, al mismo tiempo. En este contexto, el 13 de noviembre, la secretaria de Energía, Luz Elena González, presentó la Estrategia Nacional del Sector de Hidrocarburos y Gas Natural 2024-2030, la cual está anclada en los principios de soberanía y seguridad energética. De cara a la presentación de la legislación secundaria de la reforma constitucional en materia energética, el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO) analizó la Estrategia y destaca sus implicaciones en exploración y producción de hidrocarburos, gas natural, transformación industrial, régimen fiscal y apoyos del Gobierno Federal:

Exploración y producción de hidrocarburos líquidos

Priorizar el consumo nacional, no la exportación.
Mantener la producción de hidrocarburos líquidos en 1.8 millones de barriles diarios (MMbd).
Mantener relación de reservas y producción en el equivalente a por lo menos diez años de consumo.
Promover proyectos mixtos para la exploración y producción.

Implicaciones para la competitividad:

Será fundamental que, en aras de alcanzar la meta de priorizar el consumo nacional, no se impacten negativamente los ingresos del Gobierno Federal. En 2023, las exportaciones petroleras ascendieron a 33.2 mil millones de dólares.
Los 1.8 millones de barriles de hidrocarburos líquidos incluyen condensados. Si se descuentan los condensados la producción actual asciende a 1.560 MMbd. Los campos de Zama y Trión posiblemente no sean suficientes para revertir la caída en la plataforma petrolera.
De acuerdo con lo anunciado por la administración, los proyectos mixtos serán el buque insignia de colaboración público privada en el sector hidrocarburos. No se aportaron mayores detalles sobre este esquema. Actualmente, las figuras de participación privada son los contratos de servicios, de utilidad compartida, de producción compartida y las licencias. En exploración y producción, los proyectos mixtos pueden asemejarse a las primeras tres figuras, ya sea utilizando a los privados como contratistas (servicios), compartir el riesgo a cambio de un determinado porcentaje de la utilidad (utilidad compartida) o a cambio de un determinado porcentaje de la producción (producción compartida).

Gas natural

Incrementar la producción de gas natural de 3,854 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) 4,976 MMpcd.
Reducir emisiones fugitivas de metano y eliminar quema y venteo.
Maximizar la producción de los campos Ixachi, Quesqui y Casquete Cantarell.
Explotar los campos estratégicos de Piklis, Kunah y Lakach.
Desarrollar infraestructura de almacenamiento de gas natural.

Implicaciones para la competitividad:

El incremento en la producción es un paso en la dirección correcta, sin embargo, es insuficiente para reducir las importaciones de forma significativa, si se considera que México importó más de 6,141 MMpcd de gas natural en 2023.
Desde, por lo menos, 2016 -después de una multa impuesta por la Comisión Nacional de Hidrocarburos- Pemex se ha planteado como meta eliminar la quema y el venteo. Sin embargo, al día de hoy es un objetivo que no se ha alcanzado.
La apuesta por el campo Lakach es riesgosa al ser un campo de gas natural en aguas profundas, donde a nivel global hay poca experiencia. Reflejo de ello es que el proyecto ha sido replanteado en varias ocasiones.
La falta de almacenamiento de gas natural es uno de los principales riesgos de seguridad energética para un país cuyo consumo depende esencialmente de un único proveedor y que utiliza gas natural para aproximadamente 60% de su generación eléctrica.

Transformación industrial

Incrementar en 343 mil barriles diarios (Mbd) de gasolina, diésel y turbosina.
- Entrada en operación de la coquizadora de Tula.
- Desarrollar una coquizadora en Salina Cruz.
- Plena operación de la refinería Olmeca.
- Mayores mantenimientos al Sistema Nacional de Refinación.
- Procesar 285 Mbd en Deer Park.
- Reactivar el complejo Cangrejera como refinería petroquímica para producir 40 Mbd y 330 mil toneladas de aromáticos.
Reactivar la capacidad de producción de los complejos Cangrejera y Morelos para derivados de etano (etileno y óxido de etileno) y pasar de 250 a 520 mil toneladas anuales.
Promover proyectos mixtos para la petroquímica.

Implicaciones para la competitividad:

Entre el 1 de enero y el 30 de septiembre de 2024 se elaboraron un promedio de 940 Mbd de petrolíferos:
- 287 Mbd de gasolinas
- 183 Mbd de diésel
- 303 Mbd de combustóleo
- 167 Mbd de otros petrolíferos.
Con el aumento de 36.5% planteado, se alcanzaría 1,283 Mbd. Además del reto operativo en las refinerías, aumentar la producción implicaría necesariamente reducir las exportaciones de crudo, o importar más. Si se considera que la refinación deja pérdidas recurrentes a la empresa, es necesario evaluar las implicaciones financieras de esta meta.
Los proyectos de reactivación de los complejos de Cangrejera y Morelos fueron planteados en administraciones anteriores, sin embargo, no se implementaron.

Régimen fiscal de Pemex

Se presentó un nuevo régimen fiscal para Pemex que pretende simplificar su tributación.
Se transitará del esquema actual donde la empresa tributa Derecho de Exploración, Derecho de Extracción de Hidrocarburos y Derecho por la Utilidad Compartida a un gravamen único, el Derecho Petrolero para el Bienestar.
Este nuevo derecho gravaría el valor de los hidrocarburos extraídos (precio por cantidad) con las siguientes tasas: petróleo, gas asociado y condensados (30%) y gas no asociado (11.63%).

Implicaciones para la competitividad:

No se abordó la posibilidad de un régimen específico para el gas asociado, que permita incentivar su producción.
En 2023, Pemex pagó derechos por un total de 291.7 mil millones de pesos (mmdp). De este monto, 235.7 mmdp (80.8%) corresponden al Derecho por la Utilidad Compartida, 54.2 mmdp (18.6%) al Derecho de Extracción de Hidrocarburos y 1.8 mmdp (0.6%) al Derecho de Exploración de Hidrocarburos.
Aunque se subrayó que el plan es fiscalmente neutral, no se señala explícitamente cómo cambiará el régimen de deducciones vigente. De acuerdo con la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, para el pago del DUC se deducen las inversiones y costos asociados a las actividades de exploración y extracción, así como el monto total del Derecho de Extracción de Hidrocarburos (DEXTH). La permanencia o no del régimen de deducciones será clave en los incentivos para invertir en exploración y producción, así como para la gestión de los activos de forma particular.

Apoyos del Gobierno Federal

En conjunto con la Secretaría de Energía y la empresa, se están diseñando mecanismos para gestionar los compromisos de deuda de Pemex sin recurrir a los mercados de capitales en el corto plazo.
La deuda de Pemex al cierre del tercer trimestre de 2024 fue de 97 mil millones de dólares. Este saldo equivale al 5.6% del PIB estimado para 2024 en los Criterios Generales de Política Económica 2024.
No queda clara la estrategia de apoyos a Pemex, ni en montos, ni en tiempos, ni en requerimientos.
Crucialmente, no se detallaron condicionantes que se impondrán a la empresa a cambio de los apoyos.

La Estrategia Nacional del Sector de Hidrocarburos y Gas Natural presenta objetivos ambiciosos, no obstante, no plantea una ruta crítica para alcanzarlos. Será tarea de la legislación secundaria cuidar que las figuras y mecanismos planteados en la Estrategia sean claros y garanticen certidumbre para la inversión en el largo plazo. Asimismo, la Estrategia debe ser particularmente cuidadosa de no incurrir en pérdidas para la hacienda pública en aras de beneficiar a una empresa que debe contribuir al bienestar de la población.

IMCO staff

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