1. Introducción

México liberalizó la exploración y la extracción de hidrocarburos en diciembre de 2013, dando por terminada la exclusividad que PEMEX ejerció durante 75 años.¹ La reforma constitucional se acompañó de la promesa gubernamental de que toda la renta petrolera sería capturada por el Estado, y la nación mantendría la propiedad sobre el petróleo y el gas en el subsuelo (^{Presidencia de la República, s/f}). Otro ofrecimiento, de singular relevancia, fue el fortalecimiento de la seguridad energética con la entrada de nuevos operadores que aumentaría la producción.

La reforma estableció un nuevo modelo organizativo y regulatorio en las cadenas de suministro de energía.² En el ámbito de las actividades petroleras aguas arriba, los recursos, las reservas y los campos petroleros se dividieron en dos: los que se quedaría PEMEX y los que se ofrecerían a inversionistas nacionales y extranjeros a través de licitaciones públicas internacionales denominadas Rondas del Estado.

Entre julio de 2015 y enero de 2018, se realizaron ocho licitaciones, cuatro en la Ronda 1 y cuatro en la Ronda 2, en las que se subastaron 120 áreas terrestres y marinas, algunas en mar somero y otras en aguas profundas y ultra profundas del Golfo de México. Del total ofrecido, se adjudicaron 15 contratos de producción compartida y 73 contratos de licencia, dando un total de 88 contratos (^{CNH, 2018}).³

El objetivo central de esta investigación consiste en estimar la renta y el volumen de producción que le corresponde al Estado de acuerdo a lo establecido en los contratos adjudicados. El procedimiento consistió en aplicar las reglas fiscales y contractuales a un barril de petróleo para deducir el porcentaje de renta y la producción con las que se queda el Estado. El enfoque se explica porque "la postura de un Estado frente a la participación del capital privado en exploración y producción de petróleo debería ser, ante todo, una cuestión de negocios, no de ideología" (^{Boue, 2013}). Es el negocio que realiza el Estado en su calidad de terrateniente "cuando exige una remuneración patrimonial bajo la forma de regalías, derechos de producción y otros tipos de gravámenes a la extracción de petróleo y gas, a cambio de permitir la explotación de sus recursos de hidrocarburos" (Boue, 2013).

Por consistencia, se adaptó la definición de renta utilizada por las autoridades mexicanas, a saber, la diferencia entre el precio de venta y el costo de producción,⁴ la cual coincide con la utilizada en la industria petrolera y en los organismos internacionales por su fácil estimación (^{Bolt et al., 2002, p. 8}),⁵ sin embargo, analizar la asertividad de esa definición, a la luz de la teoría económica, va más allá de los objetivos de esta investigación. ⁶

El artículo se divide en tres partes. En la primera se describe el régimen fiscal, las bases de las licitaciones y las reglas de adjudicación. En la segunda se presentan los resultados de las Rondas 1 y 2. Y en la tercera se estima el reparto de renta y producción cuando el contratista es ineficiente.

2. Contratos, régimen fiscal y licitaciones

De acuerdo con el nuevo marco jurídico, la nación se encarga de llevar a cabo las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos con el propósito de obtener ingresos para el Estado. Tales actividades se consideran estratégicas y exclusivas, y se realizan mediante asignaciones directas a empresas productivas del Estado o bien mediante contratos otorgados a compañías nacionales o extranjeras previo proceso de selección competitiva. La Constitución deja abierta la posibilidad de que las autoridades responsables del sector utilicen cualquier modalidad contractual y cita explícitamente lo relacionado a contratos de licencia, contratos de producción o ganancia compartida y contratos de servicios; lo único que no se permite son las concesiones.

Las secretarías de Energía y Hacienda establecen los lineamientos técnicos y fiscales para el diseño, tanto de los contratos, como de las bases de licitación. La Secretaría de Energía decide las áreas contractuales a ofertar, así como el modelo de contratación. La ley mandata que dicho modelo maximice los ingresos de la nación. Mientras que la Secretaría de Hacienda determina las variables de adjudicación y los parámetros a partir de los cuales los licitantes deberán realizar sus ofertas. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) realiza la licitación y firma los contratos con los ganadores. Existe una etapa de precalificación técnica, operativa y financiera, para verificar que las firmas interesadas cuenten con la suficiente experiencia y capacidad para hacer el trabajo.

El régimen fiscal de los contratos se encuentra establecido en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. Los gravámenes se denominan "Contraprestaciones a favor del Estado" y los recibe el Fondo Mexicano del Petróleo. En el Cuadro 1 se ilustran los componentes tributarios directos. En las licencias, los pagos a favor del Estado son los siguientes: bono a la firma; cuota contractual para la fase exploratoria; las regalías; la "contraprestación"; el impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos, así como el ISR. La "contraprestación" o regalía adicional se calcula como un porcentaje del valor contractual de los hidrocarburos que las compañías proponen en el momento de la licitación; el contrato prevé un mecanismo de ajuste para que la regalía adicional aumente y frene el crecimiento de la rentabilidad de la compañía cuando ocurran situaciones extraordinarias. La contraprestación a favor del contratista es la transmisión onerosa de los hidrocarburos extraídos del subsuelo.⁷

En los contratos de producción compartida, la contraprestación a favor del Estado incluye cuota contractual para la fase exploratoria; regalías; porcentaje de la utilidad operativa (UO);⁸ impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos, así como ISR. La contraprestación a favor del contratista es la recuperación de costos y el remanente de UO. Las contraprestaciones se pagan en especie, es decir, con producción; cuando éstas son a favor del Estado los hidrocarburos se entregan al comercializador del Estado, que a su vez entrega el producto de la venta al Fondo Mexicano del Petróleo. El porcentaje de la UO en favor del Estado está sujeto a un mecanismo de ajuste para atemperar la rentabilidad de la compañía cuando el precio del petróleo o la producción se elevan significativamente. La recuperación de costos está sujeta a un límite establecido por la Secretaría de Hacienda.⁹ Las pérdidas fiscales en aguas profundas son deducibles del ISR.

Tanto para las licencias, como para los contratos de producción compartida, la cuota contractual para la fase exploratoria se calcula en función de la extensión del área contractual y el tiempo transcurrido desde la firma del contrato. El impuesto por la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos distingue las fases de exploración y extracción, y se calcula también en función de los kilómetros cuadrados del área contractual.¹⁰ Las regalías se determinarán para cada tipo de hidrocarburo mediante la aplicación de la tasa correspondiente al valor contractual de cada producto.

La regalía para el petróleo crudo es igual a 7.5%, si el precio es inferior a US$48 por barril, si es mayor se aplica la fórmula [(0.125 x precio contractual del petróleo) - 1.5]%. La regalía para gas asociado es igual al precio contractual del gas natural dividido entre 100. Para el gas natural no asociado, la regalía es 0 si el precio es menor o igual a US$5 por millón de BTU (British Thermal Unit); entre un precio de US$5 y 5.5 se aplica la fórmula [(precio contractual del gas natural - 5) x 60.5] %; para precios mayores la regalía es igual al precio dividido entre 100. Para los condensados, la regalía es 5% si el precio contractual de los condensados es inferior a US$60 por barril y para precios mayores se aplica la fórmula [(0.125 x precio contractual) - 2.5]%.

La suma de los pagos que recibe el Estado, expresada como un porcentaje del flujo de caja que genera un campo petrolero o un área contractual, se conoce en la industria petrolera como government take (^{Khelil, 1995}) y es el indicador más representativo de lo atractivo de un contrato (^{Luo y Yan, 2010, p. 758}). Ese concepto, la parte del Estado en la renta petrolera o simplemente la parte del Estado, no forma parte de la legislación mexicana pero las autoridades lo usan en cálculos y declaraciones públicas. Dentro de los pagos que recibe el Estado se incluye ISR porque es un recurso fiscal en términos de flujo de efectivo y una práctica contable (^{Johnston, 1994} y ^{Johnston et al., 2008}).

El proceso de licitación inicia con la convocatoria de la CNH, que incluye la publicación de las bases de licitación, el modelo de contrato, los prerrequisitos de calificación, las características geográficas y geológicas de las áreas objeto del concurso, así como el calendario del proceso. Días después, la SHCP emite un comunicado oficial indicando el valor mínimo de las variables de adjudicación para cada área en concurso, que por lo general son las inversiones suplementarias, la regalía adicional en las licencias y la UO para el Estado en los contratos de producción compartida. En licitaciones recientes se incluye el pago de una cantidad en especie como criterio de desempate.

Es importante mencionar que el marco jurídico no define ni utiliza el concepto de renta petrolera. El término aparece en documentos gubernamentales que lo definen como la diferencia entre el ingreso de la venta de los hidrocarburos y los costos de extracción (^{Presidencia de la República, s/f}). Esa definición se usa por lo general en entrevistas y declaraciones, sobre todo cuando los altos funcionarios públicos aseguran que toda la renta petrolera será recibida por el Estado (^{Excélsior, 2014}; ^{Jiménez-Espriú, 2013} y ²⁰¹⁴). Los comunicados de prensa emitidos por las autoridades encargadas de las licitaciones también afirman que la ley, los contratos y las variables de adjudicación garantizan que el Estado recibirá la renta petrolera (^{SHCP, 2015b}, ^2015c, ²⁰¹⁶, ^2017a, ^2017b y ²⁰¹⁸).

3. Estimación de la participación del Estado en las utilidades

En el Cuadro 2 se presentan los resultados de las dos primeras rondas de licitaciones de acuerdo con los comunicados oficiales. Durante la Ronda 1, el rango de la participación del Estado en las utilidades alcanzó entre 74 y 83% en la primera convocatoria, entre 82 y 90% en la segunda, y entre 48 y 76% en la cuarta convocatoria. En la tercera licitación, las autoridades prefirieron dar a conocer la participación del Estado en el ingreso bruto, la cual alcanzó entre 18 y 93%.¹¹ La participación esperada o promedio del Estado en la utilidades alcanzó en la segunda convocatoria 85.3% con un máximo de 88.3%;¹² en la tercera licitación el promedio fue 63%; en la cuarta convocatoria el promedio alcanzó 59.8% con un máximo de 66.1%. Durante la Ronda 2 la participa ción del Estado en las utilidades fue un poco mayor que durante la primera ronda.

El concepto utilidades empleado por las autoridades, no se encuentra definido en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, sin embargo, el desglose de ingresos, costos y contraprestaciones permite comprobar que dicha utilidad es igual a la diferencia entre el valor de los hidrocarburos y los costos de producción, es decir, a la renta petrolera definida en documentos y declaraciones oficiales. Es fácil demostrarlo con un ejemplo: el caso de la Ronda 1.1 donde el licitante ganador de los bloques 2 y 7 ofreció 56 y 69% de UOE; de dicha oferta las autoridades mexicanas concluyen que la participación del Estado en la utilidad alcanza entre 74 y 86% para el bloque 2 y entre 83 y 88% para el bloque 7 (^{SHCP et al, 2015a}). El Cuadro 3 reproduce esos resultados mediante la aplicación de las reglas contractuales y fiscales a un barril de petróleo en un escenario de precios de US$50 y 100 por barril; la mecánica de cálculo incorpora los conceptos de utilidad y government take utilizado por las autoridades; el procedimiento de cálculo es consistente con los resultados oficiales y permi te concluir que utilidad y renta petrolera son sinónimos.

En un comunicado reciente sobre las bondades de la reforma energética, la Presidencia de la República señaló:

Abrimos a la participación del sector privado para que [...] el capital privado [...] se dedicaran a hacer la exploración y eventualmente la explotación. De la renta petrolera [...] que eventualmente obtengan cuando tengan éxito esas exploraciones [...] buena parte de esa renta será para el Estado mexicano. Los grados de renta que tendrá el Estado son por encima del 65% [...] (^{Presidencia de la República, 2018, p. 1}).

Considerando las siete licitaciones que proporcionan información oficial sobre la participación del Estado en las utilidades, resulta que las compañías ganadoras ofrecen dejar al Estado, en promedio, 72.4% de la renta petrolera. Se trata de una estimación basada en el ofrecimiento que hicieron las compañías concursantes para lograr adjudicarse las áreas que les interesaban. Lo que se pague en realidad por concepto de contraprestaciones e impuestos ocurrirá varios años después en condiciones técnicas y económicas distintas a las observadas el día de la licitación. Aunque haya un contrato firmado, es común que la fiscalidad cambie a petición de una o de ambas partes para reflejar los costos reales de producción y el comportamiento del precio del petróleo.

4. Reparto de renta y producción cuando el contratista es ineficiente

La estimación oficial sobre el reparto de utilidades supone que el contratista es eficiente y los costos de producción son bajos. De ahí la siguiente pregunta: ¿cómo cambiaría el reparto si el contratista es deliberadamente ineficiente y recurre al gold plating para quedarse con la voluminosa bolsa que el gobierno pone en la mesa para la recuperación de costos? Para ilustrar esa situación, se utilizaron las características de las Rondas 1.1 y 2.4. (véase Cuadro 4 con resultados para el contrato de producción compartida de la Ronda 1.1).

El piso establecido por la SHCP implica dejarle al contratista ineficiente 55.9% de la renta petrolera y al Estado 44.1%; las propuestas ganadoras elevan la participación del Estado a 50 y 55%, cifras por debajo del 74% esperado de un operador eficiente; la conclusión es obligada: la ineficiencia del contratista tiene un alto costo para el Estado.¹³

En el caso de las licencias de la Ronda 2.4, la ineficiencia del contratista impacta el mecanismo de ajuste de la regalía y el pago del ISR: los altos costos hacen inoperante el primero y deja en ceros el pago del ISR. El piso establecido por la SHCP implica sacrificar casi dos tercios de la renta petrolera pero las ofertas ganadoras elevan el take del Estado hasta 61.5% en promedio (véase Cuadro 5). Dependiendo de cada contrato, la base gravable del ISR se hace 0 cuando el costo de producción eficiente (40 dls/bl en aguas profundas) crece en un rango que va de 22 a 46% por efecto de la ineficiencia y el gold plating.

En los dos ejemplos seleccionados -contrato de producción compartida en aguas someras y licencias en aguas profundas- el escenario de precios y costos establecen un nivel de renta petrolera de US$30 por barril. Esa característica común permite apreciar, de manera cuantitativa, que la ineficiencia del contratista impacta menos los ingresos del Estado en las licencias que en los contratos de producción compartida. Es un resultado previsible en los contratos de producción compartida desde el momento en que los costos intervienen dos veces en el cálculo de los ingresos del Estado; en las licencias en cambio sólo aparecen en el cálculo del ISR. El estricto control de costos durante la operación de los contratos es crucial para que el Estado obtenga el beneficio esperado.¹⁴

Siguiendo el mismo procedimiento que en los dos ejemplos anteriores, se analizaron las ochos licitaciones para tener un cuadro completo del impacto de la ineficiencia real o simulada del contratista. Los resultados se presentan en el Cuadro 6, donde además del reparto de la renta petrolera y el volumen de producción, se incluye información sobre la extensión de las áreas, la cuantía de los recursos prospectivos adjudicados, así como las inversiones que los contratistas se comprometieron realizar durante la primera fase del contrato.

El escenario ineficiente se construye considerando que la deriva de costos hace inoperante, por un lado, el mecanismo de ajuste de la regalía y el pago del ISR en las licencias y, por el otro, el mecanismo de ajuste de la utilidad operativa y el pago del ISR en los contratos de producción compartida.

De las cifras expuestas en el Cuadro 6 se observa que la renta para el Estado se sitúa en un rango de 20 a 88%, con un promedio de 56.5%, cifra distante del 72.4% esperado de contratistas eficientes (véase Cuadro 2).

Por lo que toca al reparto de las moléculas (producción de hidrocarburos), los resultados son notoriamente desfavorables para el Estado: tiene acceso a la producción en 15 de los 88 contratos adjudicados; en las licencias toda la producción pasa a manos de los contratistas y en los contratos de producción compartida sólo recibe en promedio 30% de los hidrocarburos extraídos. Los términos del reparto físico del petróleo y el gas natural, aunado al hecho de que los contratistas no están legal, contractual o fiscalmente obligados a ca nalizar un porcentaje de la producción al mercado interno, permite concluir que las primeras dos rondas de contratos petroleros contribuirán muy poco a mejorar la seguridad energética del país.

5. Conclusiones

Esta investigación se propuso evaluar el desempeño de 88 contratos de exploración y extracción de hidrocarburos adjudicados durante las primeras dos rondas de licitaciones. El foco de atención fue el reparto de renta y producción que resulta de los términos ofrecidos por las autoridades mexicanas en las ocho licitaciones. El nuevo marco constitucional mandata al Estado seleccionar la modalidad contractual y las modalidades de contraprestaciones que maximicen los ingresos de la nación para obtener el mayor beneficio y desarrollo de largo plazo, de ahí la pertinencia y relevancia de esta investigación. Al término del análisis se concluyó: