Una nueva reforma fiscal que compense al sector público por la pérdida de recursos derivada de la participación de empresas privadas en la industria petrolera, hasta ahora una actividad reservada al Estado, está descartada, afirma Miguel Messmacher Linartas, subsecretario de ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

En entrevista con La Jornada plantea que el debate respecto de una pérdida de ingresos públicos a partir de la entrada de participantes privados a compartir los dividendos de una actividad que ahora sólo realiza Petróleos Mexicanos (Pemex) está mal planteado.

La lógica de los cambios planteados por el gobierno federal sobre la actividad petrolera –que provee un tercio de los ingresos públicos– es darle la vuelta a la caída en la producción, que acusa una merma de 800 mil barriles diarios en la última década, elevarla y, a partir del cobro de impuestos y regalías a los particulares, aumentar la dotación de ingresos al sector público, al mismo tiempo de dejar a Pemex más recursos para desarrollar proyectos de exploración y producción.

Uno de los puntos de la reforma energética aprobada el año pasado en el plano constitucional es modificar el régimen fiscal de Pemex, empresa que mediante la exploración y explotación de los hidrocarburos aporta un tercio de los recursos de que dispone el Estado para financiar el gasto público. Sobre la forma en que el gobierno federal propone que sea transformado el régimen fiscal de Pemex a través de la legislación secundaria de la reforma constitucional, actualmente a discusión en la Cámara de Diputados, habla Messmacher.

–¿Cuáles son los cambios más significativos entre el actual régimen fiscal de Pemex y el que se propone en la legislación secundaria de la reforma energética?

–El actual régimen fiscal de Pemex tiene varios problemas. Uno, que no se le permite deducir los costos que tiene en exploración y producción, que son las actividades donde está la renta petrolera. Eso genera problemas en la medida en que ha cambiado la actividad de los grandes yacimientos, como Cantarell, donde los costos de extracción eran menores, a otros más complejos y con mayores costos. Por lo tanto, sus costos se elevan y disminuyen sus recursos disponibles. Un segundo problema tiene que ver con los incentivos al interior de la empresa. Como sus costos son mayores, podría decidir enfocarse en proyectos más de corto plazo y menos importantes, donde sus costos son más bajos, en lugar de proyectos, que a lo mejor son más importantes, pero que temporalmente pueden tener costos más altos.

Además de los costos, abunda, Pemex está sujeta a un régimen de pago de derechos que califica de sumamente rígido. Existe un tributo que es el principal medio a través del cual el Estado capta recursos de la actividad petrolera, se llama derecho ordinario sobre hidrocarburos, que mezcla en un solo instrumento el impuesto sobre la renta, una regalía y un dividendo. Ese régimen impide que haya una discusión, dice, sobre la cantidad de recursos que es necesario que se queden a Pemex.

La propuesta de régimen fiscal, explica, consiste en reconocer los costos en que incurre la empresa para extraer el petróleo. Y, en segundo lugar, reducir los impuestos que se cobran a la petrolera y que a esa acción siga una discusión sobre el uso alternativo de los recursos que se ahorraría en el pago de impuestos: o invertirlos en proyectos propios o entregarlos al Estado en forma de dividendo para financiar obras de infraestructura.

–¿Cuánto paga hoy Pemex de impuestos y cuánto pagaría si es aprobada la propuesta que hizo el Ejecutivo?

–En los últimos años Pemex ha pagado un impuesto que equivale a 79 por ciento de sus ventas totales. En refinación y comercialización tiene pérdidas. Se queda con 21 por ciento de sus ingresos, que se le van en cubrir los costos de extraer crudo. Con la reforma se plantea que el pago baje a entre 60 y 65 por ciento de sus ingresos, gradualmente.

–¿Cómo se tomaría la decisión para determinar la cantidad de recursos que se queda Pemex como utilidades para reinvertir o lo que transfiere al Estado en forma de dividendos?

–Respecto al dividendo se prevén varias etapas. Pemex y su consejo de administración pueden presentar a Hacienda sus propuestas de inversión. Con base en ellas, la secretaría compararía esos retornos de inversión con otros posibles usos de esas utilidades petroleras, como inversión en infraestructura. De ahí se prepararía una propuesta sobre cuál se considera que debería ser el dividendo que pagaría Pemex al gobierno federal. Eso se incluiría en la propuesta de Ley de Ingresos que aprueba el Congreso cada año.

El subsecretario Miguel Messmacher, ayer en entrevista con La JornadaFoto María Meléndrez Parada

–El secretario Luis Videgaray dijo hace unos días que Hacienda sacaría las manos de Pemex. Con el proceso que describe parece que no es así.

–El proceso cambia de manera importante. Ahora Pemex está sujeta a una serie de restricciones para ejercer su gasto durante el ejercicio fiscal. Manda una propuesta de presupuesto a Hacienda, la cual se remite al Congreso y si requiere hacer una modificación, quizá porque identificó una mejor oportunidad de inversión, necesita la aprobación de Hacienda. Se propone que para todas las modificaciones que quiera hacer no necesite la aprobación de Hacienda. A Pemex, y también a la Comisión Federal de Electricidad, se les trata ahora como cualquier entidad burocrática que requiere un largo proceso para esas autorizaciones.

Otro punto importante, añade, es que cuanto Pemex tiene ingresos por arriba de lo previsto necesita la autorización de Hacienda para utilizarlos. Eso, dice, ya no va a ser el caso si se aprueba la propuesta del Ejecutivo. Solamente tendrá dos candados prespuestarios: no podrá contratar deuda más allá de los límites marcados por el Congreso para el sector público, ni aumentar su personal en exceso a sus necesidades.

Podrá crecer la renta petrolera

–Las empresas que participen en la actividad petrolera a través de los contratos previstos en la reforma ¿pagarán el mismo impuesto que Pemex?

–Va a ser un régimen similar. Queremos asegurar que recibimos toda la renta petrolera directamente. De hecho, lo más probable es que, como resultado de este proceso, la renta petrolera termine creciendo. Supongamos que un barril de petróleo tiene un valor de 100 dólares y el costo de extraerlo es de 20. La renta petrolera es la diferencia: 80 dólares. Es lo que recibimos hoy. Una manera de ver a Pemex es como un instrumento mediante el cual el Estado extrae crudo y recibe el beneficio de la renta petrolera. Los contratos que van a permitir la participación de particulares hay que verlos como otro instrumento para captar renta petrolera.

Recurre a un ejemplo: a través de un contrato de los que podrán celebrar el gobierno, como propietario de Pemex, y los particulares, una empresa puede extraer el mismo barril que se vende a 100 dólares, pero con un costo de 10 dólares. Eso implica, dice, que la renta petrolera es incluso más grande: 90 dólares por barril, en lugar de los 80 que aporta Pemex.

“Justamente lo que se quiere a través de la celebración de contratos con particulares es reducir los costos de extracción, ya sea porque tienen tecnologías de las que Pemex no dispone o experiencia en algunos tipos de campos y eso reduce los costos de extracción. En ese sentido, lo que reciba el Estado por cada barril va a ser una cantidad mayor. Los contratos no son para transferir renta, no son para privatizar reservas, los contratos se están viendo como un instrumento adicional que nos permita bajar costos de extracción, siempre con la idea de que estemos recibiendo toda la renta para el Estado.

–Las empresas que participen en las actividades de exploración y producción, ¿pagarán el mismo 79 por ciento de sus ingresos que hoy tributa Pemex?

–No. Probablemente van a terminar pagando más. Va a depender del campo, porque en algunos el costo de extracción, por la naturaleza del yacimiento, es más bajo. Si se definiera la misma tasa, el Estado estaría perdiendo renta petrolera. Esto se logrará a través de un proceso de licitación en el que se queda con el contrato aquel que deje más recursos para el Estado. Habrá campos con riesgos bajos, donde la tasa será superior al 79 por ciento que paga Pemex hoy. En campos más complejos la tasa puede ser menor.

–Pemex aporta un tercio de los recursos públicos. Si bien el cambio de régimen fiscal es gradual ¿cómo se van a ir sustituyendo los recursos que deje de aportar?

–Mucha de la discusión se ha perdido en si dejamos un poco más de recursos en Pemex o un poco más de recursos en el gobierno federal. O en si hay cierta erosión de los recursos que aporta Pemex al gobierno federal y si eso puede generar un boquete a las finanzas públicas. Esa discusión pierde abordar el verdadero reto que tenemos en las finanzas públicas desde el punto de vista del sector petrolero.

El hecho, dice, es que la producción de petróleo cayó 30 por ciento en 10 años, a los actuales 2.5 millones de barriles diarios, aun cuando Pemex triplicó, hasta llegar a 28 mil millones de dólares anuales, su inversión en el mismo periodo. Tuvimos la buena suerte de precios altos durante este periodo y eso nos permitió compensar la caída, explicó.