La ASF concluyó que en 2018, Petróleos Mexicanos no generó “valor económico para el Estado Mexicano, debido a que la empresa no realizó suficientes inversiones productivas, el saldo de su deuda genera altos costos y está sujeta a una carga fiscal que no le permite ser rentable”.

Por Daniel Sánchez

CIUDAD DEL CARMEN, Cam. 23 de febrero del 2020.- La Auditoría Superior de la Federación (ASF) fue contundente y concluyó que en 2018, el último año del priísta Enrique Peña Nieto, Petróleos Mexicanos quedó en quiebra técnica y “no cumplió con su objetivo de generar valor económico para el Estado Mexicano, debido a que la empresa no realizó suficientes inversiones productivas, el saldo de su deuda genera altos costos y está sujeta a una carga fiscal que no le permite ser rentable”.

Luego de determinar que faltó control interno y hubo múltiples deficiencias en sus desempeños operativo y financiero, el organismo fiscalizador federal puntualizó que “denota negligencia por parte de las autoridades de Pemex, lo que afectó la confiabilidad y eficiencia del sistema y las finanzas de la empresa”.

Manifestó que “los ingresos petroleros representaron el 19.1 por ciento de los ingresos públicos presupuestarios con los que se financió el Presupuesto de Egresos de la Federación, por lo que es necesario fortalecer la posición financiera de esta Empresa Productiva del Estado, a fin de que se pueda contar de manera sostenida con recursos para financiar programas y proyectos para el desarrollo económico y social”.

La ASF consideró necesario también que “la presente administración atienda las recomendaciones formuladas en esta auditoría para mejorar el desempeño operativo y financiero de Petróleos Mexicanos, y que esta Empresa Productiva del Estado contribuya al cumplimiento de la Agenda 2030, conforme a las prioridades establecidas en el nuevo Plan Nacional de Desarrollo 2019-2024”.

Tendrá que, precisó, “fortalecer la posición financiera y la sostenibilidad de las Empresas Productivas del Estado, al tiempo que se genera valor económico y rentabilidad para el Estado mexicano; fomentar la generación de energía con fuentes renovables y tecnologías sustentables, y coadyuvar a la reducción de las emisiones del sector energético, e identificar los riesgos de corrupción e ineficacia para prevenirlos y combatirlos en todos los procesos del sector energético”.

En su dictamen, emitido el 27 de enero del 2020, la Auditoría expuso que “los resultados de la fiscalización muestran que, en cuanto a la gobernanza de Pemex y sus Empresas Productivas Subsidiarias (EPS), si bien contaron con una estructura básica de gobierno corporativo en 2018, ya que fueron dirigidas y controladas por un Consejo de Administración y un director general, éstas empresas presentaron deficiencias que denotan que las prácticas establecidas aún no han cumplido con los objetivos de un gobierno corporativo, relativos a garantizar que las empresas públicas operen con eficiencia, eficacia, economía y transparencia, así como que cuenten con una adecuada rendición de cuentas”.

“En 2018, el Consejo de Administración de Pemex organizó un total de 11 sesiones (cuatro ordinarias y siete extraordinarias), en las que convino acuerdos, con los que tomó conocimiento y aprobó diversos asuntos, documentos y proyectos de Pemex, sus EPS y Filiales. No obstante, y derivado de la revisión de las actas de las sesiones, en éstas no se identificó evidencia de que el Consejo de Administración hubiera tratado los problemas estructurales operativos y financieros que enfrenta Pemex y sus EPS en 2018, ni de que se hubiera convenido el establecimiento de medidas correctivas específicas para dar respuesta a la agudización de dichos problemas”, indicó.

De esta forma, agregó, “las acciones realizadas en 2018, que fueron plasmadas en las actas de las sesiones del Consejo de Administración, resultaron insuficientes para atender, contener o revertir el deterioro de la EPE y sus subsidiarias”.

Por otra parte, abundó, “se verificó que, en 2018, a pesar de que Pemex operó bajo una estructura y organización corporativa, al realizar el análisis con base en las mejores prácticas de gobierno corporativo, no adoptó, conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos, las mejores prácticas corporativas y empresariales a nivel nacional e internacional”.

Pemex, añadió, “presentó las deficiencias siguientes: no contó con los manuales de organización de las EPS actualizados de acuerdo con el manual de Organización de Estructura Básica de Petróleos Mexicanos; los Consejos de Administración de la EPS no se integraron de acuerdo con las mejore prácticas; no se identificó que las actividades económicas realizadas por Pemex y sus EPS generaran rentabilidad; no se acreditó contar con información que diera cuenta de los conflictos que se tuvieron con las comunidades afectadas por las operaciones de Pemex y sus EPS; se careció de una declaratoria anticorrupción de la alta Dirección, y de la aplicación de sanciones por casos de fraude y corrupción”.

Asimismo, mencionó, “no contó con información actualizada sobre la situación financiera y operativa de la empresa y sus subsidiarias; no dispuso de mecanismos para evitar situación en las que se pudieran presentar conflictos de interés por parte de los integrantes del Consejo de Administración, ni contó con un Comisario designado para la supervisión y evaluación del desempeño del Consejo de Administración”.

Adicionalmente, la ASF informó que “realizó la auditoría 440-DE “Control Interno y Gobernanza en P.M.I. y sus Empresas Filiales”, correspondiente a la revisión de la Cuenta Pública 2018, en la que se observó que Pemex careció de un modelo de Gobernanza Corporativa aplicable a las empresas de P.M.I. que garantizara en todo momento los intereses del Estado, y por el contrario, dicha carencia propició la conformación de condiciones favorables para la discrecionalidad en la toma de decisiones, la falta de transparencia de sus operaciones y la materialización de riesgos que no se pudiera evaluar el desempeño de P.M.I. y sus empresas filiales con base en los principios de eficiencia, eficacia, economía, transparencia, honradez, entre otros.

No se previno fraude, ni corrupción

En cuanto a los mecanismos y prácticas de control de Pemex para prevenir, reducir y controlar riesgos de fraude y corrupción, el organismo fiscalizador “identificó que el 14 de julio de 2017 fue aprobado por el Consejo de Administración el Programa de Cumplimiento Normativo (Programa Compliance), en el cual no se ajustó plenamente a las mejores prácticas en la materia, ni acreditó contar con procesos, ni mecanismos para sancionar el conflicto de interés; demostrar el compromiso del Consejo de Administración con el cumplimiento de la normativa aplicable; monitorear y dar seguimiento a los riesgos identificados en la empresa; analizar y remediar la ocurrencia de conflictos al interior de la empresa, y regular las fusiones y las adquisiciones”.

Asimismo, si bien Pemex contó con la “Política para el Desarrollo de la Diligencia debida en Petróleos Mexicanos, sus Empresas Productivas Subsidiarias y, en su caso, Empresas Filiales, en materia de ética e integridad corporativa”, resulta necesario garantizar su aplicación efectiva en las transacciones, de carácter estratégico, que la Empresa Productiva del Estado y sus EPS realicen, como el caso de contratos de infraestructura y adquisición de activos, con objeto de evitar realizar operaciones que puedan afectar su operación, en perjuicio del cumplimiento de sus objetivos, como el caso de la unidad productiva ProAgro.

Como parte de su gobernanza, en el ejercicio 2018, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos se apoyó en los comités especializados de: a) Auditoría; b) de Recursos Humanos y Remuneraciones; c) de Estrategia e Inversiones, y d) de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios, con el propósito de llevar a cabo la conducción central de la EPE.

La ASF dio a conocer que constató, con base en los informes de actividades de los comités, que éstos establecieron directrices, lineamientos y procedimientos, de carácter general, para conducir sus respectivos ámbitos de competencia; sin embargo, se observó que la función de supervisión desempeñada por dichos comités fue insuficiente, ya que, en términos generales, éstos no definieron, ni implementaron mecanismos para supervisar la implementación de las directrices emitidas ni el desempeño de las áreas de su competencia.

Ante esta situación, instó, resulta necesario fortalecer la operación de los comités con principios para su operación, así como monitorear y dar seguimiento a su funcionamiento, a fin de que contribuyan efectivamente a la conducción central de la empresa, en favor de la gobernanza de Pemex.

Falta de control interno

Por otra parte, la Auditoría identificó que si bien Pemex ha contado con la Unidad de Control Interno Institucional y Sistema de Control Interno (UCII) para la instrumentación, evaluación y la mejora del Sistema de Control Interno, así como con los “Lineamientos que regulan el Sistema de Control Interno” aprobados por el CA en sesión 881 extraordinaria del siete de noviembre de 2014, no se tiene la seguridad de su eficacia, en virtud de que en los años siguientes a la aprobación de estos lineamientos, las auditorías efectuadas por la ASF, y el Área de Auditoría Interna de Pemex, han detectado desviaciones al control Interno, por lo que es necesario que los manuales, políticas y procedimientos establecidos, formalizados por escrito y autorizados por el CA, se implementen efectivamente en todas las áreas de la EPE y sean monitoreados constantemente para verificar su cumplimiento, a fin de contar con un efectivo sistema de control interno.

Como parte de las funciones del Consejo de Administración de Pemex y el director general, en relación con la Planeación Estratégica, se realizó el Plan de Negocios 2017-2021, vigente en 2018, mismo que presentó deficiencias en su diseño que denotaron una falla en la dirección estratégica de Petróleos Mexicanos por lo siguiente:

• No se identificó un proceso formal para la elaboración y la integración del Plan de Negocios, en relación con el establecimiento de responsables, responsabilidades, procedimientos y mecanismos de comunicación y coordinación, a fin de que este documento definiera, con una visión integral, el rumbo a seguir por la EPE y sus EPS.
• No se realizó un diagnóstico integral de los principales problemas que enfrentó la empresa en toda la cadena de valor: exploración, producción, procesamiento, refinación, tratamiento de crudo y logística primaria, almacenamiento y transporte, así como exportaciones e importaciones.
• Careció de objetivos, estrategias e indicadores para medir el desempeño financiero y operativo de toda la cadena de valor de la empresa, que impidió monitorear y evaluar el cumplimiento del mandato fundamental de la EPE y de sus empresas productivas subsidiarias. Además, no contó con estrategias para prevenir, identificar, evaluar, responder y dar seguimiento a los riesgos identificados que pudieran afectar el desempeño operativo y financiero de la EPE y sus EPS.
• Las proyecciones de los indicadores operativos y financieros del Plan de Negocios no se ajustaron a las condiciones económicas nacionales e internacionales, ni a la capacidad productiva de la EPE, en 2018.
• Las EPS carecieron de un plan de negocios específico, si bien en la Ley de Petróleos Mexicanos no se mandata realizarlo, dicha ley sí mandata que la empresa se rija por las mejores prácticas, por lo que la ASF emitió la recomendación correspondiente en la revisión de la Cuenta Pública 2017 para que las empresas productivas subsidiarias realicen su propio Plan de Negocios alineado al emitido por su Corporativo, y que la falta de un plan de negocios específico para cada una de las EPS implicó una limitante para que los recursos económicos de Petróleos Mexicanos se administraran con eficiencia, eficacia y economía, y que cumpliera con su objetivo de generar valor económico y rentabilidad para el Estado.

La ASF recordó que en 2018, “Pemex Corporativo emitió el Plan Estratégico Institucional, dicho documento tampoco estableció una planeación estratégica integral suficiente orientada al cumplimiento de su mandato de ser rentable y de generar valor económico para el Estado, lo cual representó una limitación significativa para mejorar el desempeño financiero, operativo y gerencial de las Empresas Productivas Subsidiarias.

Como hechos posteriores, se verificó que el 15 de julio de 2019, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó un nuevo plan de negocios, correspondiente al periodo 2019-2023, el cual continuó presentando deficiencias en el cumplimiento del contenido mínimo que se estableció en el artículo 14 de la Ley de Petróleos Mexicanos. Por lo que necesario fortalecer la dirección estratégica del Consejo de Administración, contenida en su plan de negocios, a fin de éste se oriente a cumplir con el mandato de ser rentable y generar valor económico.

Deficiente desempeño operativo

Sobre el desempeño operativo, la Auditoría realizó el análisis de los principales ingresos de Pemex durante el periodo de 2013 a 2018, el cual identificó que los ingresos por ventas de gasolinas en México representaron un 24.6 por ciento promedio de los ingresos totales en el periodo antes señalado, las exportaciones de crudo con un 24.7 por ciento y por la venta de diésel con un 11.7 por ciento.

En el periodo 2013-2018, los ingresos únicamente se incrementaron en un 4.5 por ciento en términos nominales y el costo de venta se incrementó en 40.3 por ciento en promedio. Durante 2015, existió un decremento importante de ingresos por 26.5 por ciento derivado principalmente por la diminución de los precios de petróleo y gas natural. El efecto patrimonial de la reducción de ingresos explica en parte el que Pemex no fuera rentable y mantuviera pérdidas patrimoniales con la consecuente falta de generación de valor para el Estado mexicano.

De acuerdo con los valores de patrimonio de cada segmento de negocio de Pemex en el periodo 2015-2018, el segmento de exploración y producción fue disminuyendo su valor con una pérdida patrimonial por 286 mil 647 millones 900 mil pesos, hasta llegar a un déficit por 456 millones 182 mil 800 mil en ese periodo, principalmente por la carga fiscal y el costo financiero de su deuda.

Asimismo, en el segmento de Transformación Industrial, el valor patrimonial en 2015 presentó un déficit de 167 mil 794 millones de pesos y tuvo una ligera recuperación en 2018, al ubicarse en un déficit de 162 mil 878 millones 400 mil.

El segmento Petróleos Mexicanos Corporativo y compañías subsidiarias, desde el ejercicio 2015 a 2018, tuvo pérdidas patrimoniales al cierre de cada ejercicio de un billón 57 mil 783 millones 200 mil pesos y hasta un billón siete mil 883 millones 300 mil, respectivamente.

Por lo que se refiere al desempeño operativo de las EPS, se identificaron las deficiencias siguientes:

• Pemex Exploración y Producción (PEP): produjo un millón 813 mil barriles diarios de petróleo crudo en 2018, menor en 6.1 por ciento respecto de lo programado y decreció 20 por ciento en relación con 2015. En el periodo 2015-2018, las reservas probadas disminuyeron en un 26.1 por ciento y la tasa de restitución de las reservas probadas de petróleo crudo equivalente, en 2018, fue de 34.6 por ciento, la de crudo 35 por ciento y de gas natural el 83.5 por ciento.

Asimismo, en actividades exploratorias solamente ejerció el 9.8 por ciento de sus recursos, siendo que es la actividad base de la cadena de valor de Pemex. Además, al considerar el consumo de gasolinas en el país, la EPS solo suministró petróleo crudo para el 28.6 por ciento de la demanda.

• Pemex Perforación y Servicios (PPS): entre 2015 y 2018, se redujo 15.9 por ciento la perforación de pozos, mientras que la terminación, la reparación y el servicio a pozos decrecieron 34.1, 37.2 y 42.1 por ciento, respectivamente, debido a la dependencia operativa, al estar supeditado a PEP y a la falta de diversificación de su cartera de clientes, lo que incidió en la subutilización, en promedio, del 37.1 por ciento de sus equipos.
• Pemex Transformación Industrial (PTRI): Para evaluar el desempeño operativo y la optimización del uso de la infraestructura, se fiscalizaron las tres actividades principales de Pemex Transformación Industrial llevadas a cabo en: el Sistema Nacional de Refinación (SNR), los Complejos Procesadores de Gas (CPG) y los Complejos Petroquímicos (CPQ).

En el Sistema Nacional de Refinación, se subutilizó el 62.4 por ciento de la capacidad instalada, con un procesamiento de crudo de 611.9 mil barriles diarios y producción de petrolíferos de 618.4 mil barriles diarios, esta situación se vio compensada con importaciones por 753.6 mil barriles diarios de los principales petrolíferos (gasolinas, diésel, turbosina y combustóleo), debido principalmente a la falta de materia prima, los problemas en la infraestructura por fallas continuas y el deterioro de las plantas.

En el caso de los Centros Procesadores de Gas (CPG), se subutilizó el 50.1 por ciento de la capacidad instalada, con un procesamiento de gas húmedo por dos mil 951.9 millones de pies cúbicos diarios y producción de gas natural seco de dos mil 418.2 millones, en consecuencia, se importaron mil 316.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, dicha situación se debió a la falta de materia prima, las plantas no estaban en óptimas condiciones de operación.

En cuanto a los Complejos Petroquímicos (CPQ), respecto del CPQ Cangrejera, se subutilizó el 45.5 por ciento de la capacidad instalada y 30.2 por ciento del CPQ Independencia, con una producción de 250.3 mil barriles diarios de petroquímicos primarios y 977.3 miles de toneladas de petroquímicos secundarios, respectivamente, debido a la falta de materia prima, los problemas en la infraestructura y las fallas continuas

En conclusión, la subutilización de la infraestructura de PTRI resultó en una relación de costo de ventas respecto de los ingresos por ventas muy elevado, 99.9 por ciento en 2018, y 98.0 por ciento en 2017, lo que impactó desfavorablemente en la utilidad operativa de la EPS.

• Pemex Fertilizantes (PFERT): en el periodo 2015-2018 para el desempeño operativo y financiero de la empresa, se han invertido 20 mil 771 millones 235.7 mil pesos para la producción, comercialización y ejecución de proyectos de inversión, relacionados con la rehabilitación y el mantenimiento de la infraestructura; sin embargo, no se logró operar en condiciones óptimas en ninguna de las unidades de negocio, ya que no se contó con la materia prima suficiente y se registraron fallas continuas en las plantas que ocasionaron que la EPS detuviera su operación en siete mil 355 ocasiones y que ProAgro continuara sin operar, lo que repercutió directamente en el cumplimiento de las metas de producción de amoniaco en 90.5 por ciento, de fertilizantes en 17.6 por ciento y derivados en 10.2 por ciento, por lo que la infraestructura estuvo subutilizada y, en consecuencia, se incrementaron los costos de ventas y disminuyeron las utilidades.

Como consecuencia de las diferencias encontradas entre los flujos esperados y reales de las adquisiciones de ProAgro y Fertinal, la ASF realizó un ejercicio para determinar el nivel de ingresos que requeriría generar PFERT para alcanzar una rentabilidad de 10.0 por ciento sobre el Patrimonio Aportado que, al cierre de 2018, fue de 28 mil 86 millones 385.6 mil pesos.

Por ello, se revisaron los flujos que sirvieron de base para que el INDAABIN y PricewaterhouseCoopers emitieran una opinión favorable sobre la adquisición de los activos de ProAgro y de las acciones de Fertinal, con el objeto de contrastar los flujos proyectados en sus valuaciones con los flujos reales obtenidos por las empresas después de su adquisición por parte de Pemex.

Como resultado del análisis, se determinó que existen diferencias sustanciales entre los flujos reales y los flujos proyectados en las valuaciones citadas, por lo que para la recuperación del Patrimonio aportado en PFERT, y obtener una rentabilidad equivalentemente a la tasa social de descuento de 10 por ciento, se requiere que la empresa registre utilidades netas de al menos dos mil 754 millones 740.9 mil pesos a partir de 2019 y durante los próximos ocho años, por lo que dada la situación actual de las empresas puede asumirse que serán una carga financiera para Petróleos Mexicanos en los próximos años.

• Pemex Etileno (PETIL): en el periodo 2016-2018 para el desempeño operativo y financiero de la empresa, se han invertido 50,123,578.9 miles de pesos para la producción, comercialización, y ejecución de proyectos de inversión, relacionados con la rehabilitación y el mantenimiento de la infraestructura; sin embargo, no se ha logrado operar en condiciones óptimas en ninguno de los complejos petroquímicos, ya que no utilizó 61.7 por ciento de la capacidad instalada, debido a que no se contó con la materia prima suficiente y se registraron fallas continuas en las plantas que ocasionaron que la EPS detuviera su operación en 220 ocasiones, lo que repercutió negativamente en el cumplimiento de las metas de producción de los derivados del metano, de etano y propileno en 8.9 por ciento, y afectando los costos de ventas y las utilidades.
• Pemex Logística (PLOG): en materia de transporte de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, se subutilizó 63.2 por ciento de la capacidad instalada de ductos, y en el transporte marítimo se subutilizó 40.7 por ciento de la capacidad instalada para buquetanques, como consecuencia, principalmente, de la menor producción de PEP y PTRI, menor procesamiento de crudo por parte del SNR, deterioro de la infraestructura, las estrategias para combatir el robo de gasolinas, así como la menor demanda de combustóleo por parte de Comisión Federal de Electricidad.

En cuanto al servicio de almacenamiento de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos, se subutilizó el 55.9 por ciento de las Terminales de Almacenamiento y Despacho, 22.8 por ciento de las Terminales de Almacenamiento y Servicios Portuarios y 50.2 por ciento de las Terminales de Gas Licuado de Petróleo, como consecuencia, principalmente de las afectaciones derivadas del mercado ilícito de combustibles, ajustes en la producción de las Refinerías de Tula, Salamanca y Cadereyta, así como la participación de los privados.

En lo referente a la confiabilidad del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA), se verificó que, al cierre de 2018, de los 288 sitios de monitoreo en la red nacional de ductos sólo 37.2 por ciento se encontraba en operación, mientras que 62.8 por ciento restante, no estaban instalados, estaban inactivos, suspendidos temporalmente o vandalizados.

Por lo que, si bien el número de sitios de monitoreo aumentó 49.2 por ciento entre 2017 y 2018, el número de sitios inactivos, suspendidos o vandalizados creció 146.2 por ciento, lo que denota negligencia por parte de las autoridades de Pemex, lo que afectó la confiabilidad y eficiencia del sistema y las finanzas de la empresa.

Por lo que corresponde al robo de combustibles, durante 2018, PLOG reportó un total de 12 mil 581 tomas clandestinas, de las cuales el 79.7 por ciento se concentró en la infraestructura ubicada en siete Entidades Federativas que son: Puebla con 14.4 por ciento, Hidalgo 13.7 por ciento, Guanajuato 12.3 por ciento, Veracruz 10.6 por ciento, Estado de México 10.1 por ciento, Jalisco 10.0 por ciento y Tamaulipas con 8.6 por ciento restante, lo cual significó pérdidas económicas por 39 mil 439 millones 107 mil pesos, cifra superior en 58.1 por ciento, comparado con lo reportado en 2017 por 22 mil 934 millones 272 mil pesos.

En conclusión, el robo de combustible y la subutilización de la infraestructura de PLOG explica en gran parte que el costo de ventas respecto de los ingresos por ventas fue muy elevado, 126.6 por ciento en 2018, y 108.3 por ciento en 2017.

Finanzas no sanas en 2018

La Auditoría Superior de la Federación dijo que “el análisis de desempeño financiero de Pemex consistió en revisar su rentabilidad, generación de valor económico, y riesgo de quiebra. Adicionalmente se analizaron los efectos financieros de la deuda, pasivos laborales y los efectos del marco fiscal sobre la EPE”.

“Para analizar la rentabilidad financiera de Pemex, se utilizaron las razones siguientes: Rendimiento sobre activos (ROA), Rendimiento sobre capital (ROE) y Retorno sobre capital empleado (ROCE).

8. ROA. Es un indicador que determina la utilidad neta generada por los activos totales de la empresa. En 2018, la inversión en activos totales de Pemex obtuvo un retorno negativo de 8.7 por ciento, dada la pérdida del ejercicio de 180 mil 374 millones 350 mil pesos. Este resultado es 34 por ciento inferior al obtenido en 2017, y 30.3 por ciento inferior al obtenido en 2014. Cabe señalar que antes del pago de impuestos, el rendimiento de los activos (ROA) de Pemex fue de 13.5 por ciento.
9. ROE. Es un indicador que determina la utilidad neta generada por el capital de la empresa. La empresa registró pérdidas acumuladas por mil 933 millones 106.7 mil pesos y un capital contable negativo de mil 459 millones 405.4 mil, por lo que la empresa está en quiebra técnica.

iii. ROCE. Es un indicador que mide la rentabilidad del capital empleado en la operación de la empresa, el cual proviene en su totalidad de pasivos, los cuales superaron en 70.3 por ciento los activos totales de la empresa; refleja la rentabilidad que tienen los acreedores, que fue de 19.8 por ciento.

En cuanto a las métricas de productividad y generación de valor, se obtuvieron los resultados siguientes:

16. EBITDA. En 2018, el flujo de efectivo generado en la operación fue de 476 mil 310 millones 939 mil pesos, cifra superior en 16.8 por ciento a lo generado en 2017, pero inferior en 35.9 por ciento a la observada en 2014. El cumplimiento observado en 2018 se debió principalmente al incremento del precio de los hidrocarburos. Del análisis del comportamiento de este indicador, el cual mide el flujo generado por la empresa antes del pago de intereses e impuestos y cálculo de depreciaciones y amortizaciones, se determinó que en el periodo 2014 a 2018, los ingresos de Pemex fueron suficientes para cubrir sus costos directos y gastos operativos, sin embargo, al restar de ese resultado los gastos por intereses, derechos e impuestos, se tiene que los recursos generados por la empresa no fueron suficientes para cubrir dichos cargos generando pérdidas, por lo que para continuar operando, la empresa recurrió al endeudamiento y capitalizaciones del gobierno federal, como fue el caso de la capitalización del ejercicio 2015 y 2016, por un total de 184 mil 230 millones 586.4 mil pesos; con dicho movimiento, el gobierno federal asumió parte de las obligaciones de pago de pensiones y jubilaciones a cargo de Pemex y sus empresas productivas subsidiarias.
17. Eficiencia en ventas (o Margen de EBITDA). En 2018, el EBITDA del ejercicio representó 28.3 por ciento de los ingresos por ventas obtenidos por Pemex, cifra inferior en 2.9 por ciento a la observada en 2017, e inferior en 39.5 por ciento a la observada en 2014. En este indicador, se reflejó el impacto del aumento en el costo de ventas, ocasionado, principalmente por las importaciones de gasolinas y turbosina; así como las pérdidas no operativas resultado del mercado ilícito de combustible; al incremento en gastos en pozos no exitosos y gastos de exploración, así como en impuestos y derechos de exploración y extracción de hidrocarburos como efecto del alza en el precio promedio de venta, en 2018.
18. a) Productividad del activo. La productividad es una medida económica que calcula cuántos bienes y servicios se han producido por cada factor utilizado, como pueden ser: capital, trabajador, costos y tiempo. En 2018, la inversión en activos de la empresa tuvo una productividad medida por la generación de flujo de efectivo generado en la operación (EBITDA) del año de 23.0 por ciento, cifra 20.0 por ciento superior a la observada en 2017, pero 34.3 por ciento inferior a la observada en 2014.
19. b) Valor Económico Agregado (EVA). En 2018, la empresa registró un resultado de generación de riqueza residual positivo de 63 mil 308 millones 131.9 mil pesos; lo anterior se explica porque la empresa presentó una utilidad en su operación de 322 mil 928 millones 899 mil, a la que después de aplicarle una tasa impositiva de 30 por ciento deja un remanente de 226 mil 50 millones 229.3 mil, cantidad que permite cubrir el rendimiento del capital invertido (capital empleado) a una tasa de retorno requerida de 10 por ciento, permitiéndole contar con un remanente de 63 mil 308 millones 131.9 mil pesos. Este indicador de generación de valor económico se vio incrementado en 4,391.5 por ciento al observado en 2017, aunque disminuido en 73.7 por ciento al registrado en 2014.

En relación con los pasivos, al cierre de 2018, el saldo de la deuda de Pemex fue de dos mil 82 millones 286.1 mil pesos, la cual aumentó 84.9 por ciento respecto de 2014, mientras que el pasivo laboral de la empresa fue de mil 80 millones 542.4 mil, en 2018, el cual no se encuentra debidamente fondeado, ya que los recursos del Fondo Laboral Pemex (FOLAPE), al cierre de ese año, sumaron siete millones 200.5 mil pesos, es decir, sólo cubrieron 0.7 por ciento de este pasivo laboral.

En virtud de lo anterior, y con el propósito de conocer la capacidad de Pemex para hacer frente a estas obligaciones en los próximos cuatro años, la ASF hizo un ejercicio que consistió en estimar el flujo acumulado de ingresos operativos (EBITDA) de la empresa, tomando como base proyecciones sobre la evolución de los precios del petróleo. De lo anterior se estimó que al 2022, la empresa tendría un déficit de flujo de efectivo por mil 15 millones 55.3 mil pesos, resultantes de ingresos operativos estimados en dos mil 74 millones 817.8 mil y obligaciones por pasivo laboral, vencimientos de deuda y su costo, por tres mil 89 millones 873.1 mil pesos.

Adicionalmente, la ASF realizó un análisis del riesgo de quiebra, para conocer la probabilidad que enfrenta una empresa de que no pueda hacer frente a sus obligaciones y, por consecuencia, no pueda continuar con sus operaciones de manera normal.

Los resultados de la probabilidad de quiebra se muestran a continuación: I. Altman Z Score. Bajo este modelo, para 2018, el resultado obtenido por la empresa fue negativo en 0.27; dado que el indicador está por debajo de 1.81, situación que ha prevalecido desde 2014, lo que implica que la empresa tuvo en 2018 finanzas consideradas no sanas, por lo cual, se necesitan acciones correctivas que mejoren los indicadores de la empresa para evitar un mayor deterioro de su situación financiera.

Es necesario destacar que debido a que el capital contable es negativo, la empresa opera exclusivamente con pasivos, lo que no le brinda la posibilidad de reinvertir. En este sentido, debido a la situación financiera de la empresa, el gobierno federal ha tenido que inyectarle recursos, con el fin de hacer frente a sus obligaciones presentes y futuras. De 2015 a 2018, el gobierno federal realizó aportaciones por un total de 221 mil 939 millones 612 mil pesos, mediante certificados de aportación patrimonial, de los cuales 184 mil 230 millones 586 mil correspondieron a pasivos laborales asumidos por el Estado y 37 mil 709 millones 26 mil pesos para saneamiento financiero.

Falta recortar costo fiscal

Dado el régimen fiscal de la empresa, la ASF expuso que “sus finanzas son precarias una vez descontadas las transferencias de recursos que se realizan a la Federación y el servicio de su deuda”.

El análisis realizado muestra la necesidad de cambiar la perspectiva de Pemex de ser una fuente anual de recursos públicos de corto plazo, por una visión de generación de riqueza de mediano y largo plazos, para realmente cumplir con los objetivos de ley, y ser una empresa rentable, sostenible, eficiente, competitiva internacionalmente, que entregue un dividendo al Estado Mexicano, como su propietario.

Dentro del Marco Fiscal, el Derecho por la Utilidad Compartida (DUC) representa la carga fiscal más importante en las finanzas de Pemex, comparado con la utilidad o rendimiento antes de impuestos de cada ejercicio. En los ejercicios 2015 a 2018, la rentabilidad y los flujos de efectivos esperados por Pemex no fueron suficientes para cubrir el DUC.

La ASF consideró que el régimen fiscal para las asignaciones de Pemex es similar al de contratos, excepto por el tope que establecen en la deducibilidad de las inversiones. Esta diferencia se deriva a los riesgos inherentes en cada esquema.

En cuanto al vínculo con las Finanzas Públicas, a partir de 2015, se presenta una despetrolización de las finanzas públicas que fue resultado de una caída en los precios internacionales del petróleo en ese año y en la producción, y no por mejoras estructurales en las finanzas públicas. Aun cuando la tendencia de los ingresos petroleros ha sido a la baja, éstos siguen siendo relevantes para las finanzas públicas, particularmente para PEP, cuyo pago de impuestos, derechos y otros conceptos fiscales fueron equivalentes a 9.2 por ciento (469 mil 669 millones 529 mil pesos) de los ingresos presupuestarios del Sector Público en 2018.

A pesar de la relevancia de PEP en las finanzas públicas, esta EPS ha carecido de un plan de negocios para fortalecer su eficiencia, eficacia y economía y, por el contrario, ha sido objeto de medidas que la han afectado, como la reducción en su presupuesto por 46 mil 800 millones de pesos en 2016, afectando el rubro de inversiones con una disminución de 27 mil 500 millones de pesos. En 2018, PEP sólo ejerció el 9.8 por ciento del presupuesto total para los Estudios Geológicos programados y sólo asignó el 0.004 por ciento de su presupuesto para mantenimiento, lo que propició que la EPS no utilizara el 44.4 por ciento de sus activos respecto de su capacidad. Lo anterior pone en riesgo la cadena de valor de Pemex y la eficiencia de la EPS que genera más valor para las finanzas públicas.

Se disparó el monto de la deuda

En lo que respecta a la deuda de Pemex, la ASF concluyó que la deuda debe destinarse a proyectos de inversión que incrementen el valor patrimonial de la empresa. El endeudamiento neto ejercido, en relación con el aprobado por los periodos de 2015, 2016, 2017 y 2018, fue disminuyendo de 96.0, 92.0, 38.0 y 36.0 por ciento, respectivamente, lo que si bien indica una desaceleración en el ritmo de endeudamiento, al mismo tiempo se tuvieron menores recursos disponibles para inversiones de Pemex.

El endeudamiento neto autorizado en el periodo 2013-2018 fue de un billón 10 mil 515 millones 395 ml pesos y el ejercido por ese periodo fue 798 mil 928 millones 591 mil, por lo cual se mantuvo por debajo del límite autorizado por el Congreso de la Unión, ejerciéndose sólo el 79 por ciento del monto autorizado en el periodo 2013 a 2018.

Cabe señalar que, en 2014, 2015 y 2016, el endeudamiento neto aprobado fue el más elevado del periodo. Lo anterior coincidió con la caída de los precios promedio de la mezcla mexicana de 50.4 por ciento entre 2014 a 2015, con una disminución en la producción de 161 mil 936 barriles diarios.

El incremento en la deuda no se vio reflejado en un aumento en el valor de los activos, el cual se ha visto disminuido 18.5 por ciento, en el periodo 2013-2018. Esto debido a los deterioros contables registrados y al desgaste natural de su planta productiva (depreciación), la cual no ha sustituido al menos a la par. El excedente entre la deuda de largo plazo y el CAPEX del periodo 2013-2018, de 631 mil 631.7 millones de pesos, lo ha empleado para cubrir parte de su gasto operativo y al pago de intereses de emisión en los mercados financieros, en virtud de que los ingresos operativos no han sido suficientes para pagar los impuestos y derechos a los cuales está sujeto.

Asimismo, se observó una disparidad entre el monto creciente de la deuda y la disminución de las reservas 3P (probadas, probables y posibles). Por lo anterior, se aprecia que Pemex ha aumentado su deuda con el propósito de llevar a cabo operaciones de refinanciamiento, inversión y operación.

Respecto de la composición de los saldos de la deuda por tipo de moneda, se observa que el financiamiento denominado en moneda extranjera pasó de 79.6 en 2013 a 86.9 por ciento en 2018.

El costo financiero de la deuda aumentó de 2013 a 2018, en 89 mil 455 millones 804.2 mil pesos, al pasar de 32 mil 600 millones 706.2 mil en 2013 a 122 mil 56 millones 510.4 mil pesos al cierre de 2018, debido principalmente al incremento significativo de la deuda y al alza de las tasas de interés. En aumento en el costo financiero de la deuda, en dicho periodo ha absorbido una proporción cada vez mayor de los ingresos de Pemex, al pasar de 2.03 por ciento en 2013 a 7.26 por ciento en 2018.

Los reportes semestrales de deuda realizados por Pemex no incluyeron un estado de origen y aplicación de los recursos de dicha deuda, únicamente se presentó un cuadro con la información de manera general del financiamiento de programas de inversión, gastos de operación inherentes a los programas de inversión. En ellos se señala que la inversión fue de 187 mil 263 millones de pesos, distribuidos en 547 proyectos, principalmente en exploración y producción; sin embargo, estos recursos no se reflejaron en el aumento de sus pozos, ductos, propiedades y equipos, tampoco se reflejó en una mayor producción de petróleo. Lo que indicó que los recursos no se destinaron a los mejores proyectos ni se usaron con eficiencia, eficacia y economía.

Después del gobierno federal, Pemex es la entidad que más acude a los mercados de deuda, por lo que su participación en la deuda del Sector Público Presupuestario aumentó de 13.6 por ciento en 2013 a 19.1 por ciento en 2018. Ello representa un riesgo importante para las finanzas públicas.

Menos empleados y mayor costo de nómina

En materia laboral, en el periodo de 2013 a 2018 y debido a la caída internacional de los precios del petróleo, Pemex implementó recortes al número total de personal de 154 mil 137 a 128 mil 21 empleados (16.9 por ciento). Sin embargo, a pesar de que el Corporativo y sus EPS redujeron el número de empleados de 153 mil 373 a 124 mil 818 (18.6 por ciento), el personal que integró a las Compañías Subsidiarias que dependen directamente del Corporativo, se incrementó de 764 en 2013 a tres mil 203 en 2018, sin que exista una justificación sobre su incongruencia con las medidas de austeridad.

El costo de servicios personales de Pemex se incrementó 6.6 por ciento en el periodo 2013 a 2018, al pasar de 102 mil 799 millones 896.5 mil a 109 mil 551 millones 330.7 mil pesos, no obstante, el personal se redujo 16.9 por ciento, al pasar de 154 mil 137 a 128 mil 21 empleados, en el mismo periodo, por lo que se considera que no se aplicaron las medidas necesarias para que los ajustes de personal se reflejaran en ahorros en costos, en 2018.

Respecto de la productividad, medida como la relación entre ingresos y número de empleados, se identificó que los trabajadores de Pemex aun cuando mejoraron su productividad, entre 2016 y 2018 (cifras para las cuales se tiene un referente internacional), existe un rezago en comparación con otras petroleras, debido a que mientras Pemex incrementó 0.27 dólares su productividad por empleado, las empresas analizadas la incrementaron entre 0.44 y 2.26 dólares, por lo que Pemex requiere un plan de acción para alcanzar niveles de eficiencia y productividad de su personal. La ASF considera que no se aplicaron las medidas necesarias para que los ajustes de personal se reflejaran en ahorros, en el periodo 2013-2018.

Recomendaciones de la ASF

En opinión de la ASF, Pemex, en 2018, no cumplió con su objetivo de ser rentable, por lo que es necesario optimizar el uso de sus activos y revisar el marco fiscal al que está sujeto la empresa, a fin de reducir en el tiempo su carga tributaria, y compensar, a paso y medida, los ingresos provenientes de Pemex con ingresos provenientes de una mayor participación de empresas privadas en la exploración y la producción de hidrocarburos, a fin de que esta Empresa Productiva del Estado pueda contar con mayores recursos para inversión que incrementen su productividad, eficiencia, rentabilidad y valor económico.

De esta forma, las ineficiencias de Petróleos Mexicanos, aunadas a su baja rentabilidad, afectan el desarrollo de las actividades del sector energético, por lo que se deben generar cambios en la legislación para reducir la carga fiscal de Pemex en el mediano plazo y, en paso y medida, ampliar la participación de terceros mediante el otorgamiento de más contratos de exploración y producción.

Con el fin de fortalecer el desempeño de Petróleos Mexicanos, la ASF emitió 138 recomendaciones al desempeño, derivado de las siete auditorías realizadas a Pemex Corporativo y sus EPS, por la Cuenta Pública 2018, cuya atención coadyuvará a que Pemex Corporativo, por medio del Consejo de Administración y del Director General valoren los costos y beneficios de desincorporar activos improductivos, además de definir, establecer, vigilar y supervisar el cumplimiento de estrategias, programas y proyectos urgentes enfocados en revertir el deterioro de Pemex, con objeto de que, en el mediano plazo, la empresa mejore su situación operativa y financiera, a fin de que, en el largo plazo, esté en condiciones de ser rentable.

Asimismo, se formularon tres sugerencias a la Cámara de Diputados. La primera tiene como finalidad promover las modificaciones legislativas necesarias para modificar el marco fiscal al que está sujeto Pemex, a fin de que esta empresa pueda contar con mayores recursos que pueda destinar a inversión productiva, en paso y medida que se permita ampliar la participación de terceros mediante el otorgamiento de más contratos de exploración y producción. La segunda, para fortalecer la gobernanza mediante la definición de plazos para la designación del Comisario, debido a que desde 2014 esta figura sigue vacante y se requiere para realizar la evaluación global del desempeño de Petróleos Mexicanos, que incluya un análisis sobre la situación operativa, programática y financiera de la empresa, entre otros aspectos. Y la tercera, para establecer en la Ley de Petróleos Mexicanos la obligación de que la EPE instaure un Comité de Prácticas Societarias, conforme a las mejores prácticas, para el manejo de operaciones con partes relacionadas y definir remuneraciones de la alta dirección.

Consulta aquí el informe completo de la ASF:

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