energía hoy mayo 2009 / Columna: “Energía y Poder”
CSM, experiencia fallida
Víctor Rodríguez-Padilla
Facultad de Ingeniería de la UNAM
27 de marzo de 2008
La Auditoría Superior de la Federación coloca nuevamente a los Contratos de Servicios Múltiples en el banquillo de los acusados. En 2005 puso en entredicho la legalidad de ese instrumento y Pemex se vio obligado a rectificar. Ahora que el tiempo ha pasado y los resultados operativos están a la vista, el auditor detecta las fallas económicas. El resultado es contundente. La fiscalización de la Cuenta Pública 2007 confirma que los CSM son un mal negocio para Pemex: aportan una producción muy por debajo de las metas que sirvieron para justificar su puesta en marcha, tienen costos de producción muy superiores a los que Pemex obtiene en zonas aledañas y arrojan pérdidas después de impuestos. Además, el organismo público pasa por alto la legislación aplicable y su normativa interna.
El Informe recuerda que en 2001 el Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción (PEP) aprobó un nuevo esquema contractual para operar en campos de gas, mediante el cual se encomendaría a un contratista un área de trabajo para realizar actividades de exploración, desarrollo, producción y entrega de la máxima cantidad de hidrocarburos. Ese mismo año decidió reconfigurar el Proyecto Burgos para aplicar dicho esquema a la totalidad de la superficie a explorar y explotar. El argumento central fue que la complejidad de los yacimientos exigía la ejecución de un programa intensivo de perforación de pozos, con la meta de producir 1000 millones de pies cúbicos diarios a partir de 2007. La subsidiaria se proponía dejar en manos del contratista el financiamiento del proyecto y pagar las obras y servicios con los ingresos obtenidos por la venta de la producción, producir gas nacional a un costo menor al precio del gas importado y obtener ahorros potenciales en los costos de producción. Entre 2003 y 2005 se otorgaron los bloques Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo Olmos, Pandura-Anáhuac y Pirineo. En 2006 no se entregó ningún contrato atendiendo a las recomendaciones de la ASF. El gobierno de Felipe Calderón dio marcha atrás y asignó los bloques Monclova y Nejo. Hacia finales de 2005 los CSM fueron rebautizados como “Contratos de Obra Pública Financiada a Precios Unitarios”.
Hemos venido insistiendo que la voluntad política de sostener esos contratos, pase lo que pase, no basta para obtener resultados económicos satisfactorios. En 2007 los CSM produjeron 189 millones de pies cúbicos diarios de gas, cuando debían estar aportando cinco veces más de acuerdo con la meta original. Ese chorrito de gas representó el 8% de la producción de PEP en la región Norte y el 3% de la oferta total del organismo. Toda una decepción. Además, los contratistas incumplieron significativamente las metas de producción y de perforación de pozos de desarrollo establecidas en los programas anuales de trabajo, pero como los contratos no prevén sanciones por el incumplimiento en las metas establecidas, no se establecieron penalizaciones económicas para los contratistas.
En materia de costos ha sido el desastre, empezando por el velo de opacidad con el que la institución ha buscado ocultar los resultados de esa experiencia fallida. La ASF le solicitó a PEP información sobre el costo promedio de descubrimiento, extracción y producción de gas por cada campo de la Región Norte. Asómbrese, la subsidiaria tuvo la ligereza de responder que no tenía esa información, lo cual significa negarse a sí misma como empresa petrolera. De manera específica señaló que “en la región Norte no se elaboran reportes periódicos donde aparezca el costo de descubrimiento, ya que es un indicador que no cuenta con una metodología y una periodicidad de cálculo definida y oficializada dentro de PEP. Esporádicamente se han realizado cálculos locales cuando se ha requerido incluir información de este indicador en algún análisis o en alguna presentación”.
Sin perder la paciencia ante la actitud y barreras erigidas por la subsidiaria, la ASF revisó reportes, cruzó información y llegó a la conclusión que los costos de producción (extracción) de los CSM en el periodo 2003-2007 fueron superiores entre 400 y 644 % respecto a los obtenidos por PEP en la región Norte; en 2006, por ejemplo, los primeros se situaron en 0.55 dólares por millar de pies cúbicos y los segundos en 0.09 dólares. Para profundizar sobre el asunto, la ASF determinó el costo total de producción de cada uno de los bloques, dividiendo el total de pagos realizados a los contratistas entre el volumen de producción de gas que le entregaron, concluyendo una triplicación en sólo tres años, al pasar de 1.12 dólares en 2004 a 3.59 dólares en 2007. El bloque más costoso fue Reynosa Monterrey –Repsol– (5.11 dólares), seguido por Pirineo (4.93 dólares), Fronterizo –Petrobras– (4.89 dólares) y Pandura Anáhuac (4.59 dólares).
El Informe advierte que en 2007 el costo total de producción de los CSM fue superior en 1.01 dólares al costo promedio de importación del gas (2.58 dólares), resultado que no se ajusta a los beneficios que supuestamente se tendrían con los CSM. El costo promedio total de producción en el periodo 2004-2007, expresado en moneda constante, se situó en 3.11 dólares, nivel por arriba del costo máximo reconocido para fines fiscales (2.70 dólares).
Para verificar el atractivo económico de los contratos, la ASF solicitó al organismo los reportes mensuales de margen de beneficio de cada uno de los nueve bloques. Asómbrese nuevamente. El organismo señaló que no disponía de la información para generar ese tipo de informes y que los indicadores sólo se obtenían para el conjunto del activo Burgos. El Auditor no se amilanó y realizó el cálculo con base en los reportes de ingresos y egresos de cada bloque, concluyendo que en 2007 todos operaron con un flujo positivo antes de impuesto, con excepción de Olmos, donde PEP desembolsó 5 millones de dólares sin haber recibido a cambio ninguna gota de petróleo, gas natural o condensados.
El monto de los egresos fue otro foco rojo: para el conjunto de bloques superó más de la mitad de los ingresos. Reynosa-Monterrey, Pirineo y Fronterizo fueron los casos más problemáticos, pues el margen para PEP se situó entre 15 y 18% antes de impuestos. Esto significa que PEP utilizó la mayor parte del ingreso para pagar a los contratistas, pero en algunos casos el remanente no alcanzó para pagar los impuestos, a pesar de la importante desgravación que ha beneficiado al gas natural no asociado en los últimos años. PEP obtuvo un margen de beneficio positivo después de impuestos en sólo 3 de los 9 bloques; Reynosa-Monterrey le representó pérdidas por 27 millones de dólares, seguido de Pandura-Anáhuac, Fronterizo y Pirineo, con pérdidas por 8, 6 y 3 millones de dólares, respectivamente. Al considerar el conjunto de bloques, PEP acusó una pérdida de 6.9 millones de dólares, por lo que no se ajustó al objetivo de contar con un sistema de financiamiento aportado por el contratista, que permitiera el repago de los compromisos a partir de los ingresos obtenidos con la venta de la producción.
La ASF no pudo verificar el cumplimiento de la estrategia establecida en el PEF de alcanzar niveles internacionales de eficiencia en costos de producción de gas no asociado, debido a que PEP no dispone de información sobre un valor óptimo del organismo del costo de producción de ese hidrocarburo, así como de información de empresas de clase mundial, por lo cual en este caso, el organismo no observó lo establecido en su Manual de Organización en lo referente a coordinar el establecimiento de estándares e indicadores de desempeño en las actividades críticas de la empresa. Es increíble.
El Informe también da cuenta que PEP violó diversas disposiciones legales. Como no dispuso de información de los costos y gastos de la exploración y explotación por campo, no observó lo dispuesto en el artículo 254, párrafo sexto, de la Ley Federal de Derechos. Como realizó pagos en uno de los bloques sin que se hubieran generado los ingresos requeridos, incumplió el artículo 18, párrafo primero, de la Ley General de Deuda Pública. Como no cumplió la meta de perforación de pozos de desarrollo, principalmente por falta de estudios de sísmica 3D y de permisos de paso, no observó lo dispuesto en los artículos 19, segundo párrafo, y 21, fracción X, de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas. Las dos últimas faltas dieron origen a la promoción del financiamiento de responsabilidades administrativas sancionatorias en contra de los servidores públicos que resulten responsables.
De cara a las observaciones y acciones emitidas por el auditor PEP utilizó un argumento central en su defensa: los CSM fueron creados como una herramienta adicional para incrementar la capacidad de ejecución y financiamiento del Proyecto Burgos, por lo que no eran proyectos adicionales ni independientes, sino parte integral de ése proyecto. Y en este caso, el conjunto de obras terminadas y recibidas de todos los contratos, incluyendo los CSM, generaba los recursos suficientes para el pago de los compromisos de la deuda. Ese argumento es inaceptable, porque contradice lo establecido en los nueve contratos, olvida 20 años de esfuerzo institucional por evaluar el desempeño del organismo con base en centros de resultados; justifica subsidios cruzados entre proyectos públicos y privados; contraviene los criterios para integrar el portafolio de inversión de Pemex; supone que Pemex puede aplicar una ley cuando así le conviene y hacer a un lado todas las demás; y minimiza la importancia de la estrategia más importante de las últimas dos administraciones para abrir la exploración y explotación de hidrocarburos al sector privado. Los CSM son una experiencia fallida. Ahora le toca actuar al Consejo de Administración.
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