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    Evaluacion Camara de Diputados Evaluacion Camara de Diputados Document Transcript

    •   Cuaderno 4 EVALUACIÓN DEL SECTOR ENERGÉTICO   
    •    
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  ContenidoIntroducción…………………………………………………………………………………………………………… 5 Sección Primera: EL SUBSECTOR PETROLERO…………………………………………………………..... 9 4.1. Evaluación del modelo general de negocios………………………………………………………………... 9 4. 1.1. Tendencias internacionales en la gestión de la industria petrolera…………………………….... 9 4.1. 2. Evaluación general del modelo actual de gestión de Pemex……………………………………... 11 4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex………………………………………………………… 12 4.2.1. El entorno internacional de los ingresos petroleros……………………………………………….. 12 4.2.2. Dinámica de los ingresos y precios de petróleo………………………………………………….... 15 4.2.3. Costos operativos y de administración……………………………………………………………… 17 4.2.4. Rentabilidad operativa antes de impuestos y derechos…………………………………………… 20 4.2.5. Costo fiscal: Impacto de impuestos y derechos……………………………………………………. 21 4.2.6. Utilidades netas: antes y después del costo fiscal………………………………………………... 23 4.2.7. Desempeño del pasivo y del capital contable……………………………………………………... 25 4.3. Problemas estructurales de Pemex y riesgos fiscales…………………………………………………….. 26 4.3.1. Dependencia de los ingresos petroleros……………………………………………………………. 26 4.3.2. Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGA…………………………………………… 29 4.3.3. Pasivos laborales…………………………………………………………………………………….... 33 4.3.4. El activo petrolero de Chicontepec………………………………………………………………….. 34 4.3.5. Declinación de la producción y las reservas………………………………………………………... 36 4.3.6. Importación y quema de gas…………………………………………………………………………. 39 4.3.7. Refinación de petróleo………………………………………………………………………………… 41 4.3.8. Evolución de la producción de petroquímicos……………………………………………………… 45 4.3.9. Contrato de servicios incentivados……………………………………...…………………………… 46 4.3.10. Importación de gasolinas y política de precios…………………………….……………………… 47 4.4. Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex…………………………………………………….. 50 4.4.1. Vehículos financieros………………………………………………………………………………….. 50 4.4.2. Régimen fiscal sobre hidrocarburos…………………………………………………………………. 51 4. 5. Evaluación de la inversión de Pemex……………………………………………………………………….. 54Sección Segunda: EL SUBSECTOR ELÉCTRICO………………………………………………………...…. 57 4.6. El consumo de energía eléctrica en México………………………………………………………………… 57 4.7. Generación nacional de energía eléctrica………………………………………………………………….. 58 4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica……………………………………………. 60 4.9. Programas de inversión en infraestructura…………………………………………………………………. 62 4.9.1 Inversión financiada……………………………………………………………………………………. 63 4.9.2 Inversión presupuestal……………………………………………………………………………….... 65 4.10. Pérdidas de energía eléctrica…………………………………………………………………………….... 66 4.11. Balance financiero del sector eléctrico…………………………………………………………….……… 67 4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro…………………………………………………………………… 70Sección Tercera: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES……………………………………………… 75ANEXOS……………………………………………………………………………………………………………… 83Abreviaturas…………………………………………………………………………………………………………. 93Glosario de términos………………………………………………………………………………………………… 95Referencias………………………………………………………………………………………………………….. 99 3    
    • SECTOR ENÉRGETICO       4   
    • Evaluación de la Cuenta Pública 2009Cuaderno 4 Sector Energético IntroducciónLa evolución de la industria petrolera de los últimos años tiene incluido uncomponente de elevada volatilidad, imprimido fundamentalmente por la variabilidad delos precios internacionales de los hidrocarburos, en particular el precio del petróleo,que responde al desempeño de la oferta y demanda de energéticos pero también aamplios márgenes de especulación promovidos por los principales bancos deinversión que intercambian opciones de compra venta en el mercado de futurospetrolero. Es difícil precisar en qué magnitud influye esto último sobre elcomportamiento de los precios del petróleo pero de acuerdo con algunos analistas elcontenido especulativo podría variar de 35% hasta poco más de 60%, pero endefinitiva el crecimiento de la economía, la cantidad de inventarios de lasagrupaciones petroleras –OPEP por ejemplo-, los “paros” técnicos de las principalesrefinerías a nivel mundial y variaciones en la demanda por cuestiones climáticasexplican en su conjunto la evolución de los precios internacionales. Después de unacontracción de dos años consecutivos en el consumo petróleo crudo podría esperasede acuerdo con los analistas un repunte para 2010 de entre 75 y 85 dólares por barrilen el precio de referencia WTI1, en 2008 se había ubicado en 99.6 dólares por barril y61.7 dólares por barril en 2009.A nivel internacional, todos los precios de los hidrocarburos sufrieron caídas durante2009, el precio del crudo disminuyó 38.1%, la gasolina 27.9%, el diesel 35.1% y el gasnatural 13.8%, situación que se convierte en el factor principal que condujo a unadisminución prácticamente equivalente en las ventas de la mayor parte de lasempresas petroleras en el mundo, incluida Pemex. Así, respondieron de la mismaforma las ventas domésticas y las exportaciones de hidrocarburos, los ingresosoperativos, los impuestos, derechos y aprovechamientos y las utilidades netas. En losindicadores operativos, la producción reportó un descenso de 2.6%, el volumen                                                            1  BNP Paribas, OPEP, Ibersecurities, Bank of America; incluso la Energy Information Administration (EIA) quees la oficina oficial del gobierno de EUA sobre estadísticas de energía pronostica aumento en ese rango. Unamayor demanda esperada de petróleo, las restricciones a la producción de la OPEP y los mayores flujos deinventarios son argumentos para pronosticar un aumento de alrededor de 20%.  5    
    • SECTOR ENERGÉTICO     consumido 1.7%, el volumen de comercio exterior 3.1%, las reservas probadas solo aumentaron 0.05% y la capacidad de refinación 2.2%2 . Al revisar los indicadores de la industria petrolera mexicana, se destacan aspectos como el descenso de las ventas de hidrocarburos de 20.8% en términos reales siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. El volumen de producción continuó cayendo desde 2004 y alcanzó los 2.6 millones de barriles diarios de petróleo crudo, debido a la caída que viene sufriendo Cantarell el que hasta 2008 fuera el principal activo, ahora substituido por el KMZ. Las reservas probadas sufrieron también un descenso al reportar 10.4 mil millones de barriles de petróleo crudo y las de gas natural continuaron con su caída. El comercio exterior de petrolíferos, tuvo un marcado descenso en valor (38%) pero no fue tan pronunciado en volumen, 12.7% las exportaciones de petróleo crudo y 6% las importaciones de petrolíferos y la balanza comercial continuó siendo superavitaria. La capacidad de refinación se mantuvo sin cambios por más de veinte años, debido a los bajos niveles de inversión destinados al Sistema Nacional de Refinación, incluidos infraestructura, ductos, mantenimiento, transporte y reconfiguración de las seis plantas existentes. Los contrastes respecto de otras empresas petroleras son muy marcados principalmente respecto de las inversiones destinadas a desarrollo tecnológico, a exploración y explotación, a infraestructura básica y de procesos de transformación, a la recomposición de las cadenas de valor y a la restitución y aumento de las reservas de hidrocarburos. La parte financiera de Pemex presenta dos imágenes contrapuestas: por una parte, una industria con ventas crecientes principalmente exportaciones de petróleo crudo con márgenes operativos en descenso pero incluso superiores a muchas de las empresas petroleras del mundo y una rentabilidad operativa de 5 puntos del producto interno bruto. No obstante, después de impuestos y derechos la empresa más importante del país está en quiebra técnica, debido a que el gobierno federal extrae de Pemex en cobro de impuestos y derechos 128 % de su rendimiento de operación, generándole pérdidas netas recurrentes, un patrimonio negativo y una acumulación creciente de pasivos que no se compara con ninguna otra empresa petrolera. El sector eléctrico nacional (SEN), por su parte, presenta un desempeño de marcados contrastes que se reflejan en una capacidad de generación de electricidad que crece a una TMA de 4.5% en los últimos nueve años pero la demanda interna solo aumenta 2.8%, generando un margen de reserva que escila entre 38% y 44% en los últimos años. Es decir, el SEN que hasta 2009 se integraba por la CFE, LFC y los Productores Externos de Energía (PEE), viene trabajando con un elevado nivel de                                                              2  BP Statistical Review of World Energy. BP, Junio de 2010.  6   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  desocupación o subutilización de su planta productiva. Con la liquidación de LFC,aumentará el índice de subutilización de la infraestructura generadora de energíaeléctrica del servicio público y podría ser utilizada por los PEE. El sector eléctricomexicano progresivamente se ha ido transfiriendo a los permisionarios privadosconstituidos y aprobados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) como PEE: aeste segmento de productores privados se le han cedido proyectos generadores deelectricidad de la más alta importancia estratégica para el sector energético del país.Mientras que el servicio público, CFE y LFC, solo aumento su capacidad degeneración en 0.9% a TMAC, los PEE la incrementaron en 19.3%, entre 2000 y 2009.Son los Productores Independientes de Energía (PIE’s), bajo el esquema financieroPIDIREGA, el segmento que aporta la mayor capacidad de generación deelectricidad, seguido del autoabastecimiento, la cogeneración, la exportación y losusos propios, que en conjunto contribuyen con 35.1% del SEN y 54.1% de lacapacidad de la CFE. A Mayo de 2010, la CRE autorizó USD 29 mil millones deinversión acumulada para PIE´s en 27 proyectos de generación de electricidad en lamodalidad de ciclo combinado. Las licitaciones fueron adjudicadas a empresasextranjeras españolas, francesas, canadienses, japonesas, entre otras, y laelectricidad que generan se la venden a CFE a precios que son muy superiores a lastarifas que el servicio público de energía aplica a sus usuarios; parte de esa energíaera transferida por la CFE a LFC con una sobretasa generándole costos operativosadicionales. Los permisionarios independientes (PIE´s), tienen aseguradocontractualmente ganancias extraordinarias en periodos mínimos de 25 años,utilizando la infraestructura del servicio público y podrían provocar un mayor aumentoen las tarifas eléctricas ya que parte de la demanda dejada con la extinción de LFCserá cubierta por estos permisionarios privados.A este ritmo de expansión en la generación de capacidad de energía, en menos deocho años los PEE podrían estar generado el equivalente a la capacidad del serviciopúblico; los proyectos se están acelerando y el plazo de dominio de la inversiónprivada extranjera en electricidad podría reducirse sensiblemente y ser casi absoluto.Se insiste recurrentemente que las tarifas eléctricas están subsidiadas, no obstante, loque ocurre es que tanto CFE como LFC han venido trabajando con costos operativoselevados por el alto costo de la electricidad que compran a los permisionariosprivados, esos costos son los que se subsidian con transferencias presupuestales,reales y virtuales, a ambos organismos paraestatales.Se requiere, en consecuencia, un diagnóstico profundo y serio de la problemática queenfrentan la industria petrolera y energética del país que permita medir la capacidadde actuación real del estado en estos dos sectores donde la legislación vigenteprohíbe la inversión de permisionarios privados en la explotación, comercialización ysuministro de hidrocarburos y electricidad. La fiscalización superior tiene una funciónsuprema en la transparencia de los mecanismos utilizados por el gobierno federal enestas dos industrias estratégicas por el tipo de bienes renovables y no renovables quese producen, la importancia que significan para las finanzas gubernamentales y elimpacto que generan para el propio desarrollo económico del país. Se requiere,adicionalmente, configurar y diseñar una política energética de largo plazo que brinde 7    
    • SECTOR ENERGÉTICO     seguridad económica y de abasto energético al país, fundada en el uso racional de la infraestructura propia y en el fomento de la inversión que permita cubrir satisfactoriamente y a precios accesibles la demanda de energéticos de los consumidores nacionales. 8   
    • SECCIÓN PRIMERA EL SUBSECTOR PETROLEROLa industria petrolera mexicana enfrenta diversos retos, quizá uno de los de mayorrelevancia lo sea la reconstitución, estabilización e incremento de las reservas depetróleo crudo y gas que deberá tener como basamento principal un programa deinversión de largo plazo para atender los activos maduros en declinación y paraenfocarlo hacia nuevos de exploración en aguas someras y en aguas profundas. Elagotamiento de las reservas de hidrocarburos podría ser el preámbulo de una nuevaera de la industria del petróleo donde la extracción adicional estará enmarcada en uncontexto de costos de producción mucho más altos que los actuales.4.1. Evaluación del modelo general de negociosUbicar el contexto de desempeño de Pemex dentro de los modelos de gestión de laindustria petrolera se vuelve relevante para identificar los factores que explican sucrecimiento y las estrategias implementadas en la orientación endógena, exógena oambas que se le imprime a los distintos segmentos de negocio dentro de un entornode globalización de la industria petrolera. Así, se revisan brevemente lasparticularidades de los modelos atomizado, combinado o mixto e integrado, cualquierade ellos presenta fortalezas pero también debilidades y su aplicación depende de lanaturaleza de la propiedad de la empresa, privada, nacional y estatal, del tipo de bienque se privilegia promover petróleo crudo, gas natural y/o otros petrolíferos, eldesarrollo de la tecnología en procesos de transformación y/o de exploración yproducción, incluso el grado de integración de las cadenas de valor y la orientación demercados. 4.1.1 Tendencias internacionales en la gestión de la industria petroleraLas tendencias internacionales recientes de la gestión de la industria petrolera,plantean los siguientes modelos:Modelo atomizado. Este modelo se basa en la rentabilidad relativa que ofrece cadauno de los procesos de la industria petrolera. La idea subyacente es que la eficienciamicroeconómica de cada proceso (producción, refinación, comercialización, finanzas yplaneación) realizado de manera autónoma e independiente conduce a una eficienciaglobal del sector. Este modelo de gestión de la industria petrolera favorece esquemasde asociación Público-privado.El modelo atomizado de gestión para la industria petrolera fue adoptado pornumerosos países en los años 80´s cuando se pensó que las tendenciasglobalizadoras favorecían la fragmentación de las grandes empresas productivas y elauge del outsourcing. 9    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Modelo integrado. Este modelo se basa en asegurar el abastecimiento nacional y la integración de la industria desde la extracción del crudo hasta la petroquímica. Busca aprovechar economías de escala. El modelo integrado favorece la visión global estratégica y reconoce el papel central geopolítico y económico que tiene la industria petrolera. Modelo combinado o mixto. Este modelo aspira a utilizar lo mejor del modelo atomizado y lo mejor del modelo integrado. Desde 1989, el gobierno mexicano se orientó a adoptar el modelo atomizado en la gestión de Pemex, para lo cual segregó los distintos procesos que van de la extracción y refinación a la comercialización. El gobierno procuró desintegrar la refinación y la petroquímica básica, para concentrarse en la producción de crudo, realizando crecientes importaciones de productos refinados y petroquímicos. Sin embargo, en el contexto de un debate intenso que condujo a la aprobación de la reforma del sector petrolero en 2008, el gobierno asumió el compromiso de crear una nueva refinería, que está en proceso de construcción en el estado de Hidalgo, evento relevante que reorienta la conducción de Pemex parcialmente hacia el modelo de gestión mixto. Figura 4.1 MODELOS DE GESTIÓN PETROLERA MODELO Atomizado Integral Mixto ‐ Racionaliza la eficiencia microeconómica  ‐ Intenta operar una racionalidad  ‐ Intenta operar una racionalidad   de cada proceso (producción, refinación  estratégica basada en un enfoque  estratégica parcial de los procesos. y comercialización), lo que beneficia una  económico global en la que es central el  ‐ Intenta limitar la burocratización de la  gestión global adecuada. papel de la industria petrolera. gestión. VENTAJAS ‐ Desburocratiza la gestión de Pemex. ‐ Integra los procesos, de producción,  refinación y comercialización, como uno  sólo, y se basa en un modelo de  industrialización para el país ‐ La maximización de los ingresos públicos  ‐ Genera un cuerpo burocrático. ‐ Busca darle sentido y coherencia a los  de corto plazo invalida el seguimiento de  ‐ Al proponer una visión de Estado, puede  procesos de racionalidad  micro, sin  una estrategia industrializadora basada  perder de vista la racionalidad micro de  descuidar la racionalidad macro. en la relevancia económica del petróleo. la gestión, generando ineficiencias  ‐ Es parcialmente burocrática. DES‐ ‐ Con la racionalización de la eficiencia  burocráticas. microeconómica de los procesos, podría  VENTAJAS perderse la racionalidad estratégica o  global generando ineficiencias  sectoriales. ‐ Genera duplicidad de acciones y  actividades. Las tendencias internacionales más recientes indican que la gestión petrolera ya sea conducida por el sector privado (Estados Unidos) o por el sector público (Rusia), tiende a favorecer el modelo integral. La tensión que genera el relativo estancamiento de las reservas petrolíferas en el mundo, y la mayor importancia desde la guerra de Irak que otorgan los gobiernos a las cuestiones geopolíticas incluyendo las de seguridad nacional, están promoviendo una mayor injerencia de los gobiernos en el control del petróleo. 10   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Asimismo, se ha observado un creciente interés de los gobiernos por utilizar elpetróleo como instrumento de política anticíclica, en virtud de que la inversión a granescala en el sector es detonadora de inversión privada, generando empleos eimpulsando a la economía.Los grandes países productores de petróleo (Rusia, Arabia Saudita, Venezuela,China), se han orientado hacia la aplicación del modelo integral añadiendo a su papeltradicional como productor de crudo, los procesos de refinación y petroquímica.El abandono gradual del modelo atomizado, descarta la idea de que la desintegraciónde la industria es el camino natural y único hacia la modernización. Por otro lado, laadopción creciente del modelo integral por distintos gobiernos obedece a razonesobjetivas del entorno internacional.La adopción del modelo atomizado por Pemex, se dirigió a consolidar una fuente deingreso primario del gobierno, antes que considerar a la paraestatal como unaempresa del Estado. Las consecuencias objetivas de la instrumentación del modeloatomizado por más de dos décadas han sido el debilitamiento del potencial productivoy tecnológico, así como la descapitalización de Pemex.En este contexto, la ASF, como ente evaluador de desempeño, no ha investigado elmodelo de gestión petrolera más apropiado para el país, lo cual podría implicar elrediseño estratégico de la paraestatal. 4.1.2 Evaluación general del modelo de gestión de PemexEl modelo atomizado de gestión elegido por el gobierno hace dos décadas implicóuna reestructuración organizacional profunda de PEMEX. La paraestatal fue divididaen cuatro empresas subsidiarias independientes, situación que tuvo como efectopositivo introducir una mayor eficiencia en cada uno de los procesos.No obstante, la nueva racionalidad no tuvo un carácter estratégico con una visión delargo plazo. Pronto se hizo evidente que la división en cuatro subsidiarias generóduplicidades de funciones, y mayor complejidad administrativa, lo que incrementó loscostos y propició una estructura burocrática pesada.Los precios de transferencia introducidos, privilegiaron sesgos ineficientes en laasignación de recursos. Se encarecieron los precios a los que una subsidiariaadquiere materia prima de la otra, haciendo inviables varios procesos industriales; secuestionó por ejemplo, la viabilidad de las refinadoras, sin pensar en el valor agregadocomo un todo. De ahí la parálisis, por siete años, en el rendimiento productivo de lasrefinadoras.La política de precios adoptada en forma segregada por las filiales de Pemex, seorientó preponderantemente a la eficiencia micro, buscando maximizar el ingresofiscal de corto plazo, y las tasas de retorno para cada subsidiaria independiente, sinconsiderar la eficiencia estratégica, que se orienta a maximizar en el mediano y largoplazo el valor agregado de la industria, como lo hacen las grandes empresaspetroleras de otros países sin importar si son privadas o públicas. 11    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Al evaluar los resultados del modelo atomizado de Pemex, es fácil concluir que su aplicación no toma en cuenta el desarrollo global armónico de la producción, la refinación y la comercialización, ni considera el potencial energético de la industria en el mediano y largo plazo. La política de precios adoptada por cada subsidiaria ha tenido como consecuencia el desalentar inversiones en procesos tecnológicos, que sólo tienen sentido con una visión global en virtud de que su rendimiento sólo se aprecia en el largo plazo. Esta política segregada de precios ha obligado a que no se hayan canalizado inversiones en sectores vitales de la industria petrolera, en refinación, y en petroquímica por ejemplo. El resultado es la implantación de precios elevados de la energía que tornan poco competitiva a la economía industrial mexicana ante el mundo, e incapaz de generar suficientes empleos formales bien remunerados. 4.2. Evaluación financiera de los resultados de Pemex Durante el ejercicio fiscal de 2009, la industria petrolera sufrió el impacto del colapso de los precios internacionales del petróleo, cuya contracción se aceleró por una menor demanda en el consumo de energéticos a nivel mundial cuyo origen fue promovido por la crisis regulatoria del sector financiero en 2008. 4.2.1 El entorno internacional de los ingresos petroleros En 2009, una muestra de once empresas productoras de petróleo crudo y gas entre las que figuran las más grandes por el tamaño de sus activos, reportaron una caída de sus ventas de 33.5%, las más afectadas fueron: Royal Dutch de Holanda, BP de Reino Unido, Exxon Mobil, Chevron y Conoco Phillips de EUA. Los ingresos de Petróleos Mexicanos sufrieron una caída de 17.8%, en todos los casos el común denominador fue el descenso de los precios internacionales del petróleo provocado por la contracción de la demanda mundial del energético. Figura 4.2 INGRESOS TOTALES PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS Miles de millones de dólares 477.4 458.4 2008 2009 365.7 310.6 285.1 273 246.1 246.2 226 160.7 171.6 156.3149.1 152.8 118.3 98.2 91.9 80.7 93.5 80.1 85.9 0 Royal Dutch  BP Exxon  Pertrochina Petrobrás Total Chevron Conoco  Pemex Statoil Repsol YPF Shell Mobil Phillips Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.   12   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Un indicador revelador de la situación financiera de los ingresos generados por lasempresas productoras de petróleo son las utilidades obtenidas antes de intereses,impuestos, depreciación y amortización, mejor conocido por sus siglas en inglésEBITDA y que permite medir la capacidad de las empresas para endeudarse o paraenfrentar sus compromisos financieros y que adicionalmente da cuenta de la robustezfinanciera de la empresa. El EBITDA3 de la petrolera mexicana en 2009, a pesar de lacaída en sus ventas totales, adquiere una posición inmejorable en su comparativointernacional, lo que es producto del elevado costo fiscal –impuestos y derechos-, eloneroso servicio de la deuda, incluida la amortización de pasivos y el impacto de ladepreciación de activos no incluidos en el concepto EBITDA y que resultan muysuperiores a los del resto de las empresas petroleras revisadas.Es evidente, que los ingresos generados para cubrir el costo fiscal de Pemex queascendió a 40.5 miles de millones de dólares en 2009 detonaron las pérdidas netasde la paraestatal por poco más de 7 miles millones de dólares, cuando ninguna de lasempresas de la muestra reportaron pérdidas en este ejercicio fiscal. Statoil, laempresa noruega, con 16.7 miles de millones de dólares de ingresos para pago deimpuestos y derechos fue la segunda en importancia en este rubro, no obstante, sucarga fiscal representó 53% del EBITDA generado mientras que en Pemex esteindicador significó 84.2%. El resto de las empresas, incluso las que superar las ventastotales de Pemex en más de tres veces, mostraron cargas fiscales muy inferiores. Figura 4.3 EBITDA Y SUS COMPONENTES Miles de millones de dólares 48.1 51.8 9.0  19.3  38.2 34.7 34.3 32.5 31.5 30.6 29.2 5.5  16.6  12.1  12.5  3.2  40.5  15.1  2.3  10.5  20.5 1.1  1.9  0.0  15.5  15.1  0.8  8.3  16.7  4.9  8.4  11.1  4.9  8.0  1.3  1.3  5.1  8.1 5.2  13.5  14.5  2.2  11.9  12.1  9.6  9.3  12.1  9.3  1.6  5.7  7.2  5.2  ‐2.8  ‐0.9  ‐7.0  Depreciación y Amortización Impuestos Costo neto beneficio empleados Utilidad Neta PEMEX EXXON  BP TOTAL PETROCHINA ROYAL  STATOIL CHEVRON PETROBRAS CONOCO  REPSOL YPF MOBIL DUTCH SHELL PHILLIPS Fuente: UEC con información  de Hoovers.                                                              3 El EBITDA es una medida no contemplada en los Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados(PCGA). Se presenta porque PEMEX considera que es una medida financiera de su habilidad para pagar elservicio de su deuda o de incurrir en deuda ampliamente aceptada.considerados como deuda por los mercados financieros.  13    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Pemex, con un régimen fiscal equivalente al del promedio de las empresas de la muestra de 56.53% de los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, podría haber generado una utilidad neta de 15 mil millones de dólares muy similar a la registrada por las grandes petroleras. Lo que sería de gran beneficio para fortalecer el débil capital de la empresa e incrementar sensiblemente los niveles de inversión. Cuadro 4.1 RESULTADOS FINANCIEROS DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009 Miles de millones de dólares Gastos Margen Depreciación Utilidades Ventas Costo de Rendimiento administrati- Ingresos Utilidad Bruto y CIF antes de Impuestos EBITDA totales ventas Bruto tivos y gene- operativos Neta % Amortización impuestos ralesSUMA 1,799.1 1,201.3 598.0 33.2 118.4 110.3 232.2 - 82.4 232.8 124.9 359.5 105.1EXXON MOBIL 310.6 211.8 98.8 31.8 14.7 11.9 34.8 -34.8 34.8 15.1 51.8 19.3ROYAL DUTCH SHELL 285.1 228.4 56.8 19.9 17.4 14.5 21.0 -2.0 21.0 8.3 32.5 12.5BP 246.1 190.7 55.4 22.5 14.0 12.1 26.4 0.9 25.1 8.4 38.2 16.6CHEVRON 171.6 99.7 72.0 41.9 4.5 12.1 18.5 -17.6 18.5 8.0 30.6 10.5TOTAL 160.7 101.8 58.9 36.6 26.7 9.6 21.3 2.5 23.5 11.1 34.7 12.1CONOCO PHILLIPS 152.8 112.8 40.1 26.2 1.8 9.3 10.0 -15.5 10.0 5.1 20.5 4.9PETROCHINA 149.1 72.1 77.1 51.7 19.2 13.5 21.0 -19.2 20.5 4.9 34.3 15.1PETROBRAS 91.9 49.3 42.6 46.4 7.7 7.2 21.9 -1.0 22.1 5.2 29.2 15.5PEMEX 80.7 41.5 39.1 48.5 7.4 5.7 31.7 1.8 33.5 40.5 48.1 - 7.0STATOIL 80.1 48.1 32.0 40.0 1.8 9.3 20.9 1.8 19.8 16.7 31.5 3.2REPSOL YPF 70.3 45.1 25.2 35.8 3.0 5.2 4.7 0.7 4.0 1.6 8.1 2.5Fuente: UEC con información de Hoovers y estados financieros de las empresas.   Con relación a la deuda de Pemex, su saldo al 31 de diciembre de 2009 es la más elevada de las empresas petroleras de la muestra tanto en su saldo monetario que acumuló 46.8 miles de millones de dólares como en su relación a pasivo total que fue de 45.3%. Solamente Petrobras la superó en monto con un saldo de 57.1 miles de millones de dólares, pero su apalancamiento financiero –deuda/pasivo- fue de solo 25.8%. Figura 4.4 INGRESOS Y DEUDA: PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS 50 45 PEMEX 40 Deuda/pasivo total 35 TOTAL 30 Repsol YPF Petrobras Conoco Phillips 25 BP 20 Petrochina 15 Statoil Royal Dutch 10 Chevron 5 Exxon Mobil 0 0 100 200 300 400 Ingresos totales (mmd) Fuente: Hoovers y estados financieros de las empresas.            14    
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009    4.2.2 Dinámica de los ingresos y precios del petróleo En 2009, las ventas totales de la paraestatal disminuyeron 20.8% en términos reales respecto de 2008 siendo afectadas por la disminución de la demanda de energéticos de EUA, la contracción de la actividad económica del país, la caída en la producción y exportación de petróleo y la declinación de los precios internacionales del petróleo. Así, las ventas domésticas cayeron en 15.3% en términos reales y las de exportación sufrieron la mayor declinación que fue de 26.8%. De acuerdo con información de Petróleos Mexicanos4, la dinámica de los ingresos indica que es una empresa rentable tanto por sus ventas en el mercado nacional que muestran una TMARC de 4.4%, en 1997-2009, como por el crecimiento de sus exportaciones que fue de 7.2% en el mismo periodo. A pesar del aumento real del costo de ventas (10.4%), el rendimiento bruto refleja cifras sólidas lo que se manifiesta en el elevado margen de operación. Cuadro 4.2 ESTADO DE RESULTADOS DE PETRÓLEOS MEXICANOS Miles de millones de pesos 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ventas totales      269.5      265.7      345.0   478.7     457.4   514.8   625.4    799.4    928.5  1,103.5  1,136.0  1,329.0  1,089.9    En el país      165.3      184.8      226.1   292.9     303.9   336.1   387.2    464.0    505.1      567.3      592.0      679.8      596.4    De exportación        98.7        72.2      108.7   175.4     141.5   178.8   238.2    335.4    423.5      535.1      542.9      644.4      488.3    Ingresos por servicios            5.5            8.8       10.2     10.4      12.1 nd nd nd nd          1.1          1.1          4.8          5.9 Costo de ventas        79.7        93.2      113.5   153.1     165.3   168.8   207.1    272.9    361.2      418.3      460.7      654.0      561.1 Rendimiento bruto      189.8      172.5      231.5   325.6     292.1   346.0   418.3    526.5    567.3      685.3      675.4      674.9      528.8    Margen bruto %         70.4         64.9        67.1      68.0      63.9      67.2       66.9     65.9     61.1         62.1         59.5         50.8         48.5 Gastos generales         20.8         27.3        32.0      39.6      41.6      50.4       50.7     56.1     68.7         81.0         84.9      103.8      100.5    Gastos de distribución            7.4            9.6       10.9      12.6      13.6      16.0       15.5     18.2     21.9         24.9         24.8         34.0         31.9    Gastos de administración         13.4         17.7        21.1      27.0      28.0      34.4       35.2     37.9     46.8         56.1         60.1         69.8         68.7 Rendimiento de operación      169.0      145.3      199.6   286.0     250.5   295.6   367.6    470.4    498.8      604.3      590.4      571.1      428.3 Otros ingresos netos            1.5            2.1         4.7         5.3        6.7         5.6 nd     11.5     11.8        61.2        83.0      198.0        40.3 Resultado integral de financiamiento            0.9            2.9         7.2         6.7      13.1         6.2       30.7       7.3       4.5 ‐       23.9 ‐       20.1 ‐     107.5 ‐       15.3 Rendimiento antes de impuestos y derechos      167.4      140.3      187.7   274.1     230.7   289.4   339.8    474.6    506.1      651.7      659.0      659.6      452.0 Impuestos, derechos y aprovechamientos      159.5      151.9      208.8   293.8     263.5   314.0   382.5    490.1    580.6      604.8      677.3      771.7      546.6    % del rendimiento antes de impuestos y der        95.3      108.3      111.2   107.2     114.2   108.5   112.6    103.3    114.7        92.8      102.8      117.0      120.9    % del PIB            5.0            3.9         4.6         5.6         4.8         5.2         5.1        5.7        6.3           5.8           6.0           6.4           4.6 Rendimiento neto            8.0 ‐        11.6 ‐      21.2 ‐    19.7 ‐     32.8 ‐    24.6 ‐      40.6 ‐    11.5 ‐    11.8         47.0 ‐       18.3 ‐     112.1 ‐       94.7 EBITDA      177.8      140.7      214.3   298.1        ‐   207.0   317.0    514.6    595.7      813.0      833.7      969.6      649.8 Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.  Después del extraordinario excedente petrolero generado en 2008, por cerca de 14 milmillones de dólares, exclusivamente por exportaciones de petróleo crudo, en 2009 eldiferencial entre el precio de referencia estimado en el PEF y el observado fuenegativo, es decir, no se generaron excedentes petroleros por exportaciones. Eldiferencial a favor del gobierno federal en el precio de la mezcla había sido en 2008 de36.4 dólares por barril (dpb) mientras que en 2009 fue de 12.6dpb en contra, lo queimplicó que se reportara un faltante de ingresos por exportaciones de 8 mil millones dedólares.                                                              4 Información construida en base a estados financieros, informes anuales, anuarios estadísticos de los años que se incluyen de Petróleos Mexicanos. 15     
    • SECTOR ENERGÉTICO     El modelo de estimación del precio de referencia de la mezcla de exportación, nuevamente erró la proyección igual como lo hiciera en los ejercicios fiscales anteriores, nada más que ahora propiciando un faltante de recursos. El excedente de 2008 podría haber cubierto sobradamente ese déficit no obstante cuando se reportan excedentes tan elevados la reasignación de los mismos da origen al uso discrecional y disminuye en consecuencia los esfuerzos de la transparencia. Figura 4.5 EVOLUCIÓN DE LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO Dólares por barril de petróleo crudo 2009 70.0 57.4 2008 49.0 85.4 2007 42.8 60.7 2006 36.5 53.2 2005 27.0 42.7 20.0 PEF Observado 2004 31.1 2003 18.4 24.8 2002 15.5 21.5 2001 18.0 18.6 Fuente:  UEC con  información del PEF y de la SHCP.   El ejecutivo federal en el ejercicio de 2009, ejerció los derechos de cobertura sobre riesgos petroleros que anualmente ha comprado y que ahora producto de la sobreestimación del precio de referencia podría utilizar. En principio la SHCP había anunciado que obtendría un beneficio de de 9,553 millones de dólares5 si el precio de la mezcla en promedio se ubicara por debajo de los 70dpb estimado, al cerrar el año el precio reportado fue de 57.4dpb. Sin embargo, en una nota escueta informaría que las coberturas ejercidas por la baja en los precios de la mezcla habían sido de solo 5 mil millones de dólares. Debe señalarse, que se desconocen los términos en los que la SHCP negocia y estructura la adquisición de las coberturas petroleras y las licitaciones para seleccionar a los bancos de inversión participantes. La SHCP determinó que el precio de la MME para el ejercicio fiscal de 2009 se ubicaría en 70dpb, tal estimación fue producto de haber aplicado la fórmula para calcular los precios del energético que quedó establecida en el artículo 31 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria (LFPRH). La SHCP señala que dicha fórmula indica con claridad los elementos que deben considerarse para el cálculo del límite superior de este parámetro, dotando de transparencia al método de estimación6. Debe destacarse, que la precisión de la estimación es factor crítico para las finanzas gubernamentales, ya que los ingresos petroleros que forman parte de la Ley de                                                              5 Cobertura de ingresos petroleros del gobierno federal para 2009. SHCP, noviembre de 2008. 6 Criterios Generales de Política Económica para 2009, SHCP. 16   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Ingresos financian en alrededor de 40% a los ingresos presupuestales. Debeseñalarse, que dicha fórmula ha resultado totalmente inapropiada para unaestimación más o menos certera del precio de referencia, debido a que lametodología no incorpora parámetros con índices de tendencia ni de volatilidades7,por lo que desvirtúa totalmente la predicción. Por lo anterior, dicha fórmula requiereser revisada y transparentada ya que la metodología seguida no cumple con losparámetros que permitan realizar una estimación objetiva y al depender de una basehistórica del precio de la mezcla demasiado extensa para su proyección y precios defuturos muy estables, no incorpora las volatilidades abruptas de corto plazo del preciointernacional que son las que en mayor medida influyen sobre la evolución de losprecios.Con relación a la dinámica mostrada por los precios históricos de la mezcla deexportación, entre 1974 y 2009, se observan dos periodos donde los preciosinternacionales tuvieron los niveles más altos: el primero fue en 1980 cuando lamezcla mexicana movido por su precio de referencia el WTI alcanzó 82.2 dólares aprecios de 2009 y el más reciente de 2008, de 85.4 dólares por barril. Figura 4.6 PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDO MEXICANO AJUSTADOS POR LA INFLACIÓN Dólares de 2009 100 Precio promedio 1980 Precio promedio 2008 90 87.6 dólares de 2009 82.3 dólares de 2009 80 70 Precio Ajustado  por el IPC (EUA) 60 50 Precio promedio 1981 40 33.2 dólares 30 20 10 Precio Nominal 0 1974 1975 1976 1977 1978 1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con datos de SENER, IMP y Bureau of Labor Statistics de EUA.  En 1980, el WTI había alcanzado a precios de 2009 un pico de 99.1 dólares por barril,17 dólares más que la mezcla mexicana y en 2008, 93.3 dólares por barril. En elpromedio anual el<pico de aquel año es más alto que el reciente de 2008, pero porpromedios mensuales el de junio de 2008 fue más alto (125.8 dólares) que el dediciembre de 1979 (108 dólares). 4.2.3 Costos operativos y de administraciónHay evidencia empírica de la correlación entre el dinamismo de los preciosinternacionales del petróleo, las ventas de hidrocarburos y los costos generales de                                                            7 La SHCP realiza sus predicciones sobre el precio de referencia de la mezcla con mucha antelación a lapresentación del proyecto de presupuesto de egresos del año siguiente, por lo que ante volatilidades abruptas delprecio internacional, la fórmula de la LFPRH no ha servido como un referente satisfactorio, debido a lasimportantes diferencias entre el precio observado y el estimado. 17    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Pemex. Sobre todo a partir de 2004, el elevado crecimiento de los ingresos propicia que los gastos generales impacten en forma importante en los resultados brutos de la paraestatal asumiendo un comportamiento procíclico: en el periodo 1997-2009, aumentaron casi el doble que el reportado por los ingresos totales concentrándose el mayor incremento en el costo de ventas. Figura 4.7 COSTOS OPERATIVOS Y GASTOS GENERALES TMARC Miles de millones de pesos de 2009 784.9 2009/1997 72.3  35.2  661.7 9.7% Gastos  de administración 571.5 602.0 68.7  7.5% Gastos  de distribución 512.1 66.4  31.9  5.9% 64.2  27.4  Costo de ventas 55.7  28.5  405.0 26.1  333.8 46.7  286.3 294.5 295.1 45.6  22.4  677.4 216.8 219.0 235.5 40.1  39.9  46.3  20.1  561.1 18.7  19.3  21.5  478.8 508.3 10.4 %        29.0  32.1  34.1  430.3 16.0  17.5  17.6  335.9 227.5 235.2 227.3 268.2 171.9 169.5 183.7 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex. El costo de ventas8 adquiere una dinámica propia ya que como proporción de los ingresos totales aumentó de 29.6% en 1997 a 33.1% en 2003 y de 34.1% en 2004 a 51.5% en 2009, más de 20 puntos porcentuales en los últimos once años. Esta situación se explica en gran medida por el elevado costo que ha implicado la importación y comercialización de productos petroleros y en particular la adquisición de gasolinas en el exterior y su venta doméstica. El costo de ventas, en 2009, disminuyó 17.2% en comparación con 2008, situándose en 561.1 mil millones de pesos, explicado principalmente por la disminución de 104.4 mil millones de pesos por la compra de productos importados para ser revendidos en México9. El margen de ingresos brutos (ventas-costo de ventas/ventas) a pesar que ha disminuido se mantiene por encima de los niveles reportados por las principales petroleras.                                                              8   Se determina globalmente sumando a los inventarios al inicio del año, el costo de operación de campos petroleros, refinerías y plantas, las compras de refinados y otros productos, deduciendo el valor de los inventarios al final del año. El costo de ventas incluye la depreciación y amortización asociadas con los activos utilizados en la operación, así como el gasto asociado con la reserva para abandono de pozos. Informe Anual 2009, Pemex. 9 Informe Anual, 2009, Pemex. 18   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.8 COSTO DE VENTAS Y GASTOS GENERALES Porcentajes de las ventas totales Costo de ventas Gastos de distribución Gastos de administración 51.5 49.2 38.9 40.6 35.1 36.1 37.9 32.9 34.1 32.0 32.8 33.1 29.6 24.4 19.8 19.4 19.2 15.4 14.8 14.1 13.6 11.3 11.1 10.5 11.1 10.8 5.3 4.5 5.2 4.8 4.3 4.5 4.8 4.0 3.9 4.3 4.4 4.2 5.0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex.  Por su parte, los gastos de administración mantuvieron una tendencia a la bajacomo proporción de las ventas totales entre 1998 y 2003, no obstante, en losúltimos años crecieron a un ritmo casi equivalente al de los ingresos totales. Losgastos de distribución, a su vez, se mantuvieron estables en todo el periodo.Debe señalarse, que los gastos de administración por empleado de Pemex casi seduplicaron entre 1999 y 2009 al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, a preciosde 2009, es decir, un crecimiento medio anual real de 5.4%. Aunque la plantilla dePemex es alta (145 mil empleados) solo aumentó 12.4% en los últimos diez años;Pemex PEP y Pemex Refinación absorben 65% del personal del organismo.En el mismo periodo, 1999-2009, Pemex Petroquímica redujo su plantilla depersonal de 14,747 empleados a 13,447 empleados y Pemex Corporativo más quela duplicó al pasar de 4,941 empleados a 11,277 trabajadores. Figura 4.9 GASTO DE ADMINISTRACIÓN Y NÚM DE EMPLEADOS Gasto de administración  percápita  508 (miles de pesos de 2009) 470 454 473 Número de empleados 401 339 145  338 330 142  296 141  141  264 302 139  138  138  137  135  133  129  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información del Anuario 2010 de Pemex.   19    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 plazas en 1999 y 145 plazas en 2009, no obstante, cifras extraoficiales indican que estas plazas solo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas. 4.2.4 Rentabilidad operativa y rendimientos antes de impuestos y derechos Una vez descontados los costos de ventas y gastos generales a los ingresos totales se obtiene el rendimiento de operación que bien puede utilizarse como un medidor de la eficiencia financiera de la empresa antes de incorporar otros ingresos netos y el resultado neto del financiamiento. Figura 4.10 RENDIMIENTO DE OPERACIÓN Miles de millones de pesos de 2009 692  651  579  594  592  425  476  428  364  356  398  323  264  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 RENDIMIENTO ANTES DE IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOS Miles de millones de pesos de 2009 746  727  683  584  603  407  440  452  361  390  304  328  255  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.   La rentabilidad de Pemex, en ambos indicadores, muestra un ascenso importante hasta 2006, no obstante, ya desde 2005 la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos empezó a tener un crecimiento exponencial que impacta negativamente la rentabilidad de la empresa. Entre 2005 y 2009, Pemex acumula importaciones por 75 mil millones de dólares concentrándose el 62% en gasolinas, diesel y combustóleo, lo que merma la rentabilidad operativa y la capacidad de de la empresa para financiar proyectos estratégicos de inversión con recursos propios. Los ingresos antes de impuestos, derechos y aprovechamientos a diferencia del rendimiento de operación se ven favorecidos por la acumulación de otros ingresos netos de la paraestatal que compensan el elevado costo financiero generado por posiciones cambiarias y pago de intereses de la deuda. A partir de 2006, se permite reconocer a Pemex Refinación en otros ingresos el beneficio de la tasa negativa de IEPS, por 37.2 miles de millones, en 2007, 194.6 miles de millones, en 2008, y 72.1 miles de millones, en 2009. A pesar del descenso en los índices de rendimiento, la rentabilidad de PEMEX, antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, habla de una empresa saludable financieramente, cuyo flujo neto es positivo y suficiente para 20   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  cumplir con sus programas operativos.Entre las empresas petroleras más importantes a nivel mundial, Pemex alcanza unlugar prominente en los ingresos antes de impuestos y derechos al acumular 49 milmillones de dólares en 2008 y 33.5 mies del millones en 2009, solo superada por laExxon Mobil de EUA que en 2009 reportó 34.8 miles de millones de dólares. 4.2.5 Costo fiscal: Impacto de impuestos, derechos y aprovechamientosEl régimen fiscal de Pemex, aun con las modificaciones aplicadas a partir de 2006, hatenido pocas variantes por lo que continúa afectando negativamente los resultadosfinancieros de la empresa y se constituye en un factor crítico que degrada losresultados operativos debido a la insuficiencia de recursos de que dispone elorganismo para financiar sus proyectos estratégicos una vez aplicado el régimenfiscal. Con relación al PIB, registra la evidencia de la naturaleza fiscal de lainsuficiencia de recursos de la empresa para financiar programas de inversión.El deterioro adquirió un carácter progresivo en las cuentas de balance de laparaestatal, promovido en lo fundamental por la excesiva carga fiscal que en 1997-2009 aumentó 3.9% promedio anual real, ya en 1997-2008 esa misma tasa habíasignificado 8.0%. Como porcentaje de los ingresos de operación de Pemex, el costofiscal representó 135.1% en 2008 y 126.7% en 2009, lo que implica que la empresatiene que recurrir constantemente a financiar con deuda y con recursos del capital elremanente que no alcanza a cubrir con la utilidad operativa. Figura 4.11 IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOS Miles de millones de pesos de 2009 % del PIB 6.4  Impuestos, derechos y  6.0  5.8  aprovechamientos 6.3  5.2  799.3  4.8  5.7  4.6  5.6  747.3  5.1  691.7  692.3  5.0  3.9  4.6  603.3  546.6  495.3  436.5  422.7  375.0  344.0  338.0  276.2  1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex.  En una revisión practicada por la ASF a la situación financiera de PEMEX en 2004, laentidad de fiscalización encontró que el pago de impuestos del organismo hacompensado la ineficiencia recaudatoria de la SHCP, debido a que un estudiorealizado por la UNAM indicó que la evasión y elusión fiscal representan de 3 a 5 21    
    • SECTOR ENERGÉTICO     puntos del PIB, lo que para 2004 implicó 610.8 mil millones de pesos, en tanto que la carga fiscal de PEMEX alcanzó 473 mil millones de pesos. Otras instituciones como el CIDE indican también, que la evasión es producto de imprecisiones en las leyes, la falta de una fiscalización más eficiente y de la cultura del no pago. La carga fiscal del organismo ascendió a 4.8 billones de pesos en 1997-2008, monto que representó 59% de los ingresos totales reportados en el periodo. De la carga fiscal total, 4.2 billones correspondieron a derechos sobre extracción de petróleo y otros derechos y 592 mil millones al Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). De haber pagado impuestos como cualquier otra empresa del país, éstos hubieran fluctuado entre 3.5 billones de pesos y 3.7 billones de pesos en el mismo periodo (IEPS más 32% de ISR y una sobre tasa por derechos). Ninguna empresa petrolera en el mundo se grava con impuestos y derechos en la magnitud que ocurre con PEMEX, como se puede constatar en las siguientes cifras de una muestra de empresas petroleras en Estados Unidos, Europa, Asia y América Latina, incluidas las de propiedad estatal; ni aun dentro de estas últimas la venezolana PDVSA que es la que presenta el indicador carga fiscal a ingresos operativos más elevado, después de PEMEX. Mientras que para PDVSA el indicador de carga fiscal disminuyó de 89.4% en 2006 a 66.8% en 2008, en PEMEX ocurrió lo contrario, aumentó para esos mismos años de 92.8% a 117%. Cuadro 4.3 CARGA FISCAL DE LAS PRINCIPALES EMPRESAS PETROLERAS, 2009 Miles de Millones de Dólares UTILIDADES INGRESOS ANTES DE IMPUESTOS EMPRESAS (c/a) % (c/b) % (a) IMPUESTOS (c ) (b) Total 1,855.1 269.9 152.6 8.22 56.53 EMPRESAS EN EU 635.0 63.3 28.2 4.44 44.55 EXXON MOBIL (EUA) 310.6 34.8 15.1 4.86 43.39 CONOCO PHILLIPS (EUA) 152.8 10.0 5.1 3.34 51.00 CHEVRON (EUA) 171.6 18.5 8.0 4.66 43.24 EMPRESAS EN EUROPA 772.0 93.4 46.1 5.97 49.36 ROYAL DUTCH SHELL (HOLANDA) 285.1 21.0 8.3 2.91 39.52 BP (REINO UNIDO) 246.1 25.1 8.4 3.41 33.47 TOTAL ( FRANCIA) 160.7 23.5 11.1 6.91 47.23 REPSOL YPF (ESPAÑA) nd 4.0 1.6 nd 40.00 STATOIL (NORUEGA) 80.1 19.8 16.7 20.85 84.34 EMPRESAS DEL ESTADO 448.1 113.2 78.3 17.47 69.16 PDVSA (VENEZUELA) 1 126.4 37.1 27.7 21.91 74.66 PEMEX (MÉXICO) 80.7 33.5 40.5 50.15 120.94 PETROBRAS (BRASIL) 91.9 22.1 5.2 5.66 23.53 PETROCHINA (CHINA) 149.1 20.5 4.9 3.29 23.90 1/ Corresponde a 2008. Fuente: Elaboración propia con informacion de Hoover´s, ConocoPhillips (Reporte Anual 2008), Informe Anual de Pemex y página Web de las empresas incluidas (Estados financieros).   22   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  El problema de la industria petrolera relativo a la falta de infraestructura, caída de laproducción y de las reservas, insuficiente inversión en proyectos de investigación,tecnología y exploración en aguas profundas, así como la escasa capacidad derefinación de petrolíferos, entre otros, se explica por esta importante exacción derecursos de PEMEX. Por ello, se requiere del diseño e implementación de una políticade seguridad económica y energética de largo plazo que asigne prioridad a unarecomposición y destino en la aplicación de los ingresos operativos generados porPEMEX. Figura 4.12 CARGA FISCAL DE PEMEX Porcentaje del PIB 6.4% Carga fiscal 5.6% 6.3% 6.0% 5.0% 5.5% 5.6% 4.8% 4.8% 5.1% 4.6% 4.6% 3.9% Inversión total de PEMEX 2.1% 1.5% 1.4% 1.4% 1.5% 1.5% 1.7% 1.3% 1.1% 1.4% 1.2% 1.3% 0.9% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: Elaborada con inf ormación de PEMEX.   4.2.6 Utilidades netas: antes y después del costo fiscalEl deterioro financiero de PEMEX ha sido progresivo desde que el gobierno federaldecidió financiar sus egresos presupuestarios con ingresos provenientes de la ventade hidrocarburos a través de la creación de un régimen fiscal especial para PEMEX.Las cuentas de balance y de estado de resultado de la empresa muestran desdeentonces un marcado descenso tanto en su patrimonio como en sus utilidades netas.El régimen fiscal que incluye una amplia variedad de derechos más el ARE y losimpuestos a las gasolinas (IVA) y el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios(IEPS), constituye en conjunto un factor altamente gravoso e impide que la empresatenga recursos disponibles para financiar la inversión en obras de infraestructura. 23    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.13 RENTABILIDAD DE PEMEX Miles de millones de pesos 658.9 659.6 628.1 506.1 Utilidad antes de impuestos y derechos 459.3 451.9 274.1 339.8 263.1 167.4 187.7 230.7 140.3 Utilidad neta 45.2 ‐7.9 ‐11 ‐21.2 ‐19.7 ‐20.5 ‐15 ‐18.3 ‐22 ‐42.7 ‐74.5 ‐94.7 ‐112.1 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: PEMEX.   A pesar de los altos pecios de la mezcla mexicana y de los elevados ingresos por exportación de petróleo, ésta situación no se reflejó en un aumento de los resultados netos de la paraestatal y mayores recursos para inversión en infraestructura del organismo. Producto de la carga fiscal, PEMEX reportó una exacción del costo fiscal acumulado entre 1997 y 2009 de 5.45 billones de pesos, 108.1% de las utilidades antes de impuestos y derechos, y pérdidas netas por 344 mil millones de pesos y adicionalmente un patrimonio progresivamente en descenso. Sin la carga fiscal onerosa, el organismo pudo haber generado altas utilidades y un elevado nivel de capitalización. Cuadro 4.4 CARGA FISCAL Y UTILIDAD NETA ALTERNATIVA DE PEMEX Miles de millones de pesos 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Rendimiento antes de impuestos y derechos  167.4  140.3   187.7   274.1  230.7   289.4   339.8  474.6   506.1  651.7   659.0  659.6   452.0 Impuestos y derechos cobrados (108.2%)  159.5  151.9   208.8 293.8    263.5   314.0   382.5  490.1   580.6  604.8   677.3  771.7   546.6 Impuestos y derechos alternativos (58.53%)    98.0     82.1   109.9   160.4  135.0   169.4   198.9  277.8   296.2  381.5   385.7  386.1   264.5 Utilidad neta generada       8.0 ‐    11.6 ‐   21.2 ‐   19.7 ‐   32.8 ‐   24.6 ‐   40.6 ‐   11.5 ‐    11.8    47.0 ‐   18.3 ‐ 112.1 ‐   94.7 Utilidad neta alternativa    69.4     58.2    77.8   113.7    95.7   120.0   140.9  196.8   209.9  270.3   273.3  273.5   187.4 Fuente: UEC con información de Hoovers y Pemex. En un escenario medio como el resto de las empresas petroleras revisadas, en ese periodo, PEMEX hubiera pagado al fisco 2.95 billones de impuestos y derechos, 56.53% de las utilidades antes de impuestos y derechos10 y reportado utilidades por 2.1 billones de pesos. Lo anterior sin considerar el probable impacto favorable en la                                                              10 Este fue el porcentaje que pagaron las once empresas petroleras que se incluyen en el presente reporte y que correspondió al aplicado en 2008. En 2009, la retención promedio fue de 47.42% que de haberse aplicado el escenario podría haber sido mejor para Pemex. 24   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  expansión de los proyectos que hubiera significado la reinversión de utilidades. 4.2.7 Desempeño del pasivo y del capital contableLa carga fiscal aplicada a Pemex, no solo implicó que se deterioraran los resultadosnetos de la empresa ya que también, debido a la erosión de las utilidades operativas,fue necesario endeudarse para cubrir el faltante de las aportaciones al gobiernofederal. El esquema PIDIREGA que no fue autofinanciable como originalmente seestableció en su diseño y que tampoco pudo apoyarse con recursos propios, dioorigen a una dinámica de endeudamiento no comparable con la de otras empresaspetroleras. Adicionalmente, el elevado pasivo laboral que se generó con lasinmejorables prestaciones del personal de Pemex y una numerosa plantilla detrabajadores, propiciaron que el saldo del pasivo se incrementara entre 1997 y 2009,a una TMARC de 11%. Cuadro 4.5 RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE PETRÓLEOS MEXICANOS Miles de millones de pesos 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Activos    339.5  416.7 482.2     563.5  556.9     767.7      845.5       979.1  1,042.6  1,250.0  1,330.3  1,236.8  1,332.0Circulante        64.4      55.4    87.5   109.4    76.5     128.6      171.0       251.7       292.8       399.4       428.6      364.3       349.7Fijo    232.4  310.3   338.3   388.2  406.9     503.5      539.2       614.4       643.2       737.2       793.8      845.1       967.6Otros        42.6      51.0    56.5    65.9    73.4     135.6      135.2       113.0       106.6       113.4       107.9        27.4        14.7Pasivos    186.3  249.6   320.8   412.9  434.0     663.8      799.6       944.7  1,069.4  1,208.6  1,280.4  1,210.0  1,398.8A corto Plazo        61.2      54.6    84.2    95.8    71.9     118.3      136.9       145.2       164.5       176.3       289.5      176.0       243.0A Largo Plazo     125.1   195.0   236.6   317.1   362.1      545.5      662.7       799.5       904.9   1,032.3       990.9   1,034.0 1,155.9     Reserva laboral nd nd nd 167.2     173.0      265.2      285.8       315.4       375.7       471.7       528.2       495.1       576.2Patrimonio    153.1  167.1   161.5   150.6  122.9     103.9        45.9        34.5 ‐       26.9        41.5        49.9        26.9 ‐       66.8Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex e INEGI.Al no haber utilidades, no fue posible capitalizar al organismo como lo han estadohaciendo otras empresas petroleras gubernamentales y no gubernamentales. Eldeterioro del capital ha implicado que la empresa tenga capitales contables negativoscomo lo muestran 2005 y 2009. A precios de 2009, la empresa ha perdido 400 milmillones de capital en los últimos 11 años. Figura 4.14 PASIVO TOTAL PATRIMONIO Miles de millones de pesos de 2009 Miles de millones de pesos de 2009 1997 401.8  1997 330.2  453.7  303.9  1999 519.3  1999 261.4  613.4  223.8  2001 617.6  2001 174.8  893.7  139.9  2003 1,035.3  2003 59.4  1,162.8  42.4  2005 1,273.9  2005 ‐32.0  1,383.6  47.5  2007 1,412.7  2007 55.1  1,253.2  27.9  2009 1,398.8  2009 ‐66.8  Fuente: UEC con información de los estados financieros de Pemex.   25    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Ninguna de las empresas petroleras que se revisan en este reporte, presenta capital neto negativo como en el caso de Pemex incluida Repsol YPF que tiene a 2009 el menor monto de activos pero concentra un capital contable de 29 mil millones de dólares. El pasivo financiero, deuda de corto y largo plazo, con excepción de Pemex, supera el monto de capital contable, es decir, el capital de la paraestatal no solo es insuficiente para cubrir los compromisos de deuda sino que es altamente negativo. No obstante, las empresas calificadoras no toman en cuenta la razón deuda financiera/capital contable, que es el indicador que mide el grado de apalancamiento financiero de una empresa y que no debería ser mayor que el patrimonio corporativo, aun con ello Standard & Poors, Moodys y Fitch consecutivamente le asignan una calificación muy similar a la de otras empresas petroleras. 4.3. Problemas estructurales de Pemex y riesgos fiscales Se describe una relación de los principales problemas y riesgos que está presentando Pemex, desde la acumulación de deuda de corto y largo plazo promovida por el esquema financiero PIDIREGA, el alto costo de las importaciones de petrolíferos promovido por la baja capacidad de refinación, la compra en el exterior y la quema de gas hasta la baja rentabilidad de la inversión en algunos campos de explotación como el de Chicontepec y la falta de un programa estratégico de inversiones de largo plazo. 4.3.1 Dependencia de los ingresos petroleros La economía no está propiamente petrolizada, pero las finanzas gubernamentales han llegado a depender en alrededor del 40% de los ingresos derivados del petróleo, mismos que se integran por ingresos de Pemex, impuestos (IEPS e IVA), derechos sobre hidrocarburos y aprovechamientos del gobierno federal. Figura 4.15 INGRESOS PETROLEROS Y NO PETROLEROS DEL GOBIERNO FEDERAL Billonesde pesos de 2009 2.96 2.74 2.82 2.59 20.9% No Tributarios Tributarios Petroleros 2.32 22.4% 29.1% 2.18 20.8% 2.07 1.87 22% 1.81 23.6% 1.66 1.59 1.76 24.3% 39.2% 1.58 1.51 1.58 1.55 26% 1.39 1.45 1.42 23.5% 25% 38.5% 39.9% 1.33 38.4% 28% 24.7% 38.1% 37.5% 37% 29.2% 32% 29% 26.4% 38% 30.1% 30.3% 40% 43.4% 41.9% 42.1% 35.4% 38% 43.8% 45.4% 39.6% 37.5% 38.5% 44.6% 42.1% 36.5% 39.9% 39.9% 40.7% 37.7% 32.5% 33.1% 31.9% 35.7% 38.4% 30.3% 25% 24.5% 26.2% 25.9% 33.2% 35.6% 34% 29.8% 29.9% 33.1% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: SHCP.   Una sola empresa que es Pemex contribuye al erario con una proporción 26   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  prácticamente equivalente a los pagos que realizan por impuestos todas las empresasy personas físicas del país. De alguna manera, los riesgos en ingresos tributariosestán diversificados en un gran número de contribuyentes aunque no dejan de tenerun alto grado de concentración en pocos tributadores de altos ingresos, no obstante,el gobierno federal con Pemex enfrenta un elevado riesgo que se deriva de la altadependencia de sus ingresos en un escenario de volatilidades continuas de losprecios internacionales, caída de las reservas de hidrocarburos y menores volúmenesde producción y de ventas. De tal manera que como estrategia de mediano y largoplazo el gobierno federal debería concentrar sus esfuerzos en disminuir esadependencia y buscar ingresos alternativos bajo una redefinición de la políticatributaria y paralelamente capitalizar a Pemex e implementar un robusto programa definanciamiento de la inversión.En cuanto al desempeño del comercio exterior petrolero, debe destacarse elimportante crecimiento de la balanza comercial que hacia 2006 llegó a reflejar en suscuentas 27.4 miles de millones de dólares de superávit, cuatro veces más lo generadoen 2001. A partir de 2007, su descenso fue muy marcado debido a que lasimportaciones de petrolíferos aumentaron más rápidamente que las exportaciones yen 2009 se registró una contracción del comercio exterior petrolero, con lo cual labalanza tuvo un superávit de 16.5 miles de millones de dólares.En 2001-2008, las exportaciones de petróleo crecieron a una tasa media anual endólares de 21.1% que se explica por la elevada plataforma de exportaciones depetróleo crudo, especialmente del tipo maya, la demanda creciente principalmente deEUA y la tendencia ascendente de los precios internacionales. Un factor adicionalaunque de menor escala lo constituyó el aumento de la exportación de petrolíferosque fue de 30.6% en el mismo lapso.En ese periodo, las importaciones reportaron un incremento en dólares de 28.3%,especialmente las de petrolíferos con una tasa media de 29.1%. En 2009, Tanto lasexportaciones (38.2%) como las importaciones (39.9%) de la industria presentarondescensos muy marcados. 27    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.16 BALANZA COMERCIAL PETROLERA Miles de millones de dólares B. Comercial      7.2        11.3         8.8         11.4       14.5       17.9        22.3        27.4         25.6        26.1 16.5 49.5 42.6 Exportaciones 38.7 Importaciones 31.7 30.6 23.4 23.5 18.4 16.9 16.0 14.7 12.9 14.1 9.9 11.3 9.4 4.7 4.1 5.6 2.7 3.3 4.0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de los Informes Estadísticos  de Pemex.   El dinamismo de las exportaciones e importaciones de hidrocarburos se refleja en la balanza comercial total del país: en la última década las exportaciones petroleras fueron ganando participación en las exportaciones totales, estimuladas por la producción en ascenso y por el crecimiento de los precios internacionales. No obstante, el descenso de los precios petroleros y la caída de la producción desde 2005 se reflejaron en una proporción menor de exportaciones. Figura 4.17 COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROS Porcentajes exportaciones petróleo/ exportaciones totales importaciones petróleo/importaciones totales 17.6 18.4 17.4 15.8 14.9 13.4 12.6 11.3 11.6 9.0 9.2 9.0 9.0 8.7 8.3 7.4 5.0 5.7 4.5 4.0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información del Banco de México   Por su parte, la falta de reconversión y de inversiones en la industria petrolera mexicana propició que el país dependiera cada vez más de la importación de petrolíferos, gas natural y petroquímicos, principalmente gasolinas y naftas, y ello se reflejó en una mayor participación en las importaciones totales. En 2009, la plataforma 28   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  de exportación de petróleo crudo se redujo a 1.225 millones de barriles diarios cuandoen 2004 había alcanzado 1.87 millones de barriles diarios, en cambio lasimportaciones pasaron de 347.1 miles de barriles diarios en 2004 a 581.5 miles debarriles diarios en 2009. 4.3.2 Rentabilidad y costo financiero de la deuda PIDIREGAEl elevado pasivo de Pemex es resultado del costoso financiamiento del esquemaPIDIREGA que se instrumentó en el periodo 1997-2008 a través de los vehículosfinancieros Master Trust y Fideicomiso F/163. Al adicionarse el saldo de la reservalaboral de la paraestatal la deuda se incrementa de 631.8 miles de millones de pesosa 1,208 miles de millones de pesos, es decir, 86.4% del pasivo total. Figura 4.18 DEUDA TOTAL DE PEMEX Miles de millones de pesos 1,208.1 Reserva Laboral 1,062.4 1,081.8 1,029.1 Corto y largo plazo 913.4 576.2 823.4 471.7 495.1 702.4 528.2 375.7 590.6 315.4 285.8 381.2 392.0 265.2 167.2 173 590.7 586.7 631.9 508 537.7 500.9 416.6 325.4 214 219 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC, estados financieros de Pemex.  El pasivo financiero de las empresas petroleras de la muestra, aumenta en dólares31.1% entre 2008 y 2009; Petrobras la multiplica al pasar de 27.4 miles de millones dedólares a 57.1 miles de millones; la de Petrochina se incrementa en 87.4%; la deStatoil en 67.5% y la de Royal Dutch en 51.3%.Al evaluar los proyectos Pidiregas, en el periodo de su vigencia, se determinó que losflujos netos generados, según los reportes de la Cuenta Pública, tuvieron uncrecimiento explosivo en términos nominales entre 2002 y 2008 puesto que crecieronen forma acumulada 736.9%, lo que se deriva del impacto provocado por el cambiodel Índice de Precios de la Mezcla de Exportación (IPMME). En ese periodo el preciode la mezcla mexicana pasó de 21.5 dpb a 85.4 dpb, propiciando un efectoinflacionario en los ingresos petroleros. 29    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.19 FLUJO NETO AJUSTADO DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS Crecimientos acumulados, 2002=100 736.9 556.6 Flijo neto nominal 523.6 433.9 228.9 140.5 331.1 218.5 211.6 197.1 185.5 162.1 Flujo neto ajustado IPMME 100.0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Fuente: UEC con información  de la Cuenta Pública, varios años.   El flujo neto ajustado por el IPMME muestra un ascenso importante hasta 2004 pero a partir del siguiente año su tendencia real es a la baja, lo que refleja una incapacidad de los proyectos para generar una infraestructura petrolera que sea vea reflejada en aumento de la producción de hidrocarburos. Esa tendencia de los ingresos petroleros de los PIDIREGAS se corrobora al revisar el indicador de volumen de producción de petróleo crudo, cuya evolución en descenso es muy similar. Por el contrario, el saldo de la deuda contratada a través de los vehículos financieros de Pemex reporta un crecimiento acumulado de 308.9%, que con la caída de la producción y de las reservas de hidrocarburos podría convertirse en riesgo moral, es decir, rescate por parte del gobierno federal. Figura 4.20 EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS Crecimientos acumulados, 2002=100 308.9 Saldo de la deuda real 281.8 248.8 221.0 186.5 141.7 Volumen de producción de crudo 100.0 106.1 106.5 104.9 102.5 87.9 96.8 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Fuente: UEC con información  de la Cuenta Pública, varios años. 30   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Al revisar el flujo neto ajustado y el volumen de producción por proyecto, se constataque tienen una evolución similar: Cantarell disminuye sus flujos y su volumen deproducción, KMZ y el Programa Estratégico de Gas, presentan los más altosincrementos en ambos indicadores y Burgos crece a tasas relativamente bajas.(véase cuadro).A diciembre de 2008 de un monto acumulado de la deuda por 813 mil millones depesos, 215 mil millones correspondieron a Cantarell, 151 mil millones al PEG, 101 milmillones a KMZ y 97 mil millones a Burgos, es decir, 70.2% del Total. Debe señalarse,que a esa fecha había proyectos cuyos ingresos no alcanzarían a cubrir el saldo de ladeuda comprometida, como son Burgos (45% de la deuda), PEG (92%), Madero(98%), Arenque (50%), Chicontepec (44%) y Yaxche (70%). Y otros como Cantarell,Bellota-Chinchorro, Cactus Sitio-Grande, Puerto Ceiba y Poza Rica, sus ingresosanuales se encuentran en los límites de sus saldos de endeudamiento, laacumulación de los intereses podría ubicarlos en una situación de insolvencia si elpago del pasivo se hiciera exigible en el corto plazo. Cuadro 4.6 INDICADORES DE LOS PROYECTOS PIDIREGAS 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 TMAC Flujo Neto (Mmp 2008) 551.3 774.8 1,262.1 1,204.6 1,166.7 1,086.8 1,022.8 9.2 Cantarell 499.9 644.6 658.5 601.4 536.6 426.7 290.0 -7.5 Ku-Maloob-Zaap - - 98.9 100.4 122.2 147.4 200.4 15.2 Estratégico de Gas 0.0 32.3 58.3 67.9 89.5 109.7 120.4 24.5 Burgos 22.6 46.5 50.0 45.4 28.6 26.3 25.8 1.9 Otros 114.7 176.9 1,088.7 779.0 625.8 529.9 386.2 18.9 Saldo de la deuda (Mmp 2008) 263.3 373.0 490.8 581.7 654.9 741.9 813.2 17.5 Cantarell 126.2 154.6 208.7 211.1 205.0 197.2 214.8 7.9 Ku-Maloob-Zaap 3.6 8.9 26.1 43.4 77.7 100.9 100.8 60.7 Estratégico de Gas 20.8 44.0 56.8 85.3 106.9 111.1 150.8 32.7 Burgos 41.3 58.9 70.4 82.6 84.6 88.1 92.4 12.2 Otros 71.3 106.6 128.8 159.3 180.7 244.7 254.4 19.9 Inversión (Mmp 2008) 68.8 105.8 131.2 120.3 143.7 161.6 212.5 17.5 Cantarell 32.8 30.0 32.3 28.5 28.6 30.8 46.0 5.0 Ku-Maloob-Zaap 5.2 4.0 12.1 18.7 29.4 37.8 31.5 29.3 Estratégico de Gas 12.2 23.5 27.8 23.6 25.9 24.8 35.2 16.3 Burgos 13.0 14.4 19.4 14.1 17.4 15.4 20.2 6.5 Otros 5.6 33.9 39.6 35.3 42.4 52.7 79.6 46.1 Producción Crudo (Mbd) 3,177 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 -1.8 Cantarell (Mbd) 1,902 2,123 2,136 2,035 1,801 1,497 1,009 -8.7 Ku-Maloob-Zaap (Mbd) 249 294 304 322 404 527 706 16.0 Estratégico de Gas (Mmpcd) 1,113 1,548 1,930 2,013 16.0 Burgos (Mmpcd) 1,007 1,030 1,095 1,217 1,330 1,412 1,383 4.6 Otros (Mbd) 1,025 955 942 976 1,051 1,052 1,077 0.7 Fuente: UEC con información  de la Cuenta Pública, varios años.Del costo total autorizado en el PEF 2008 por 1.24 billones de pesos, solo cuatroproyectos: Cantarell, PEG, KMZ y Burgos, absorbieron 68% del total. Y los quepresentaron los mayores costos respecto a los montos invertidos fueron: Och-Uech-Kax (110%), Puerto Ceiba (96%), Minatitlán (95%9) y KMZ (95%). 31    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.21 COSTO TOTAL AUTORIZADO DE LOS PROYECTOS A 2008 Miles de millones de pesos % de la 76    48   95    50    53   95  85     12   70    75    96   80    56    60     68    86   73   110  77   67     51      inversión 340 179 166 155 52 31 29 28 28 26 21 21 17 17 15 9 8 6 4 4 3 Jujo Puerto Ceiba A J Bermudez Chuc PEG KMZ Cárdenas Chicontepec Integral Caan Arenque Yaxche Och‐Uech‐Kax Sitio‐Grande Cantarell Burgos Carmito Artesa D. Grijalva Ek‐Balam Poza Rica B‐Chinchorro Minatitlán Fuente: UEC con información  del reporte trimestral sobre finanzas públicas de la SHCP.   De acuerdo con las proyecciones del PEF 2009, el saldo del pasivo que vencería hasta el año 2032 ascendía a 2.4 billones de pesos de los cuales hasta 2008 se habían erogado 384.1 miles de millones de pesos, 228.5 miles de millones de capital y 155.3 miles de millones de intereses, es decir, solo de capital estarían pendientes por cubrir 1.99 billones de pesos. El Informe trimestral de 2008 de la SHCP publicó la relación de vencimientos de los todos los proyectos PIDIREGAS de Pemex y la mayoría termina de pagar sus obligaciones entre el 2020 y el 2031. Con la cancelación del esquema PIDIREGA, se desconoce el tratamiento que la propia SHCP le haya dado a ese pasivo en coordinación con Pemex, la entidad deudora, las obras a 2008 se habían entregado a Pemex casi en su totalidad y solo quedaron pendientes proyectos de Pemex Petroquímica y Refinación con valores comparativamente menores a los ya entregados. Por ello, sería recomendable que la ASF revise qué parte de ese pasivo es deuda directa, cuánto correspondería a lo contratado por los vehículos financieros y cuánto se adeuda a los empresarios privados que tenían la concesión de las instalaciones de los PIDIREGAS. Reconocimiento presupuestal del pasivo PIDIREGA de Pemex. Al eliminarse el financiamiento del esquema PIDIREGA en octubre de 2008, se asume presupuestalmente como deuda directa de PEMEX y su registro contable se elimina de los Requerimientos Financieros del Sector Público (RFSP) no presupuestal. Nótese en la gráfica siguiente la disminución para 2009 en el concepto “No Presupuestal” y el aumento en el “Presupuestal”, por 768 mil millones de pesos11. En 2009, el pasivo PIDIREGA y la Reserva Laboral de PEMEX representaron 11.3% del PIB. Mientras que la deuda total significó 37.7%.                                                              11 Cuenta de la Hacienda Pública Federal de 2009, Análisis del Ejercicio del Presupuesto Programático Devengado de Petróleos Mexicanos y Requerimientos Financieros del Sector Público, IV Informe Trimestral de la SHCP, 2009. 32   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.22 REQUERIMIENTOS FINANCIEROS DEL SECTOR PÚBLICO Porcentajes del PIB 30 28.5 No presupuestal 25 Presupuestal 19.5 20 16.1 16.2 7.0 15 13.8 Pasivo PIDIREGA de Pemex, presupuestal  10 9.2 a partir de 2009. 5 0 2007 2008 2009 PIDIREGA Fuente: Elaborada con información de la SHCP.  La eliminación del esquema financiero PIDIREGA implicó que el pasivo acumulado eneste rubro por los vehículos financieros de Pemex, Master Trust y F/163, dejaran deregistrarse en los RFSP no presupuestales. A partir de 2009, al asumirse como unpasivo directo de Pemex es considerado como deuda del organismo y su saldo seregistra en el presupuesto y en la cuenta pública federal. Afectará asimismo el déficitrestringido del sector público presupuestario. Por su parte los RFSP nopresupuestario se reducen en esa misma proporción. 4.3.3 Pasivos laboralesEl pasivo laboral de la empresa estatal en 200-2009 reportó una TMARC de 9.8% yde 12.4% en 2009 respecto al año anterior lo que la sitúa en magnitudes casiequivalentes al saldo de la deuda PIDIREGA. Este pasivo está también ejerciendouna elevada presión sobre la disponibilidad de recursos que requiere la entidad parafinanciar su operación ya representó a este último año 41.2% del pasivo total y suparticipación en el PIB aumentó de 3.2% en 2000 a 4.9% en 2009.Lo anterior, es producto no solo del aumento incesante de la plantilla de personal enetapa de jubilación sino que hay que adicionar los mayores gastos en incrementossalariales efectivos y la nivelación de las prestaciones equivalentes a las del personalactivo, entre otras, el pago de gas y gasolina y la erogación en la canasta básica queestán ejerciendo un desbalance financiero en las cuentas del organismo. 33    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.23 PASIVO LABORAL DE PEMEX Miles de millones de pesos de 2009 % PIB 3.2          3.2           4.4            3.8          3.7            4.1          4.5           4.7           4.1           4.9  % pasivo 40.5        39.9         40.0           35.7        33.4          35.1        39.0          41.3        40.9         41.2 582.8  576.2  540.0  512.8  447.5  370.1  388.2  357.0  248.4  246.2  2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de Pemex.   Se ha señalado, que a partir de 2004 se están reportando jubilaciones masivas incluso para personal de primeros niveles que aun no tiene edad ni antigüedad de jubilación lo que está incrementado todavía más el saldo del pasivo. Los derechos laborales contractuales rebasaron los cálculos actuariales que basan sus estimaciones en factores como la rentabilidad y la disponibilidad de recursos financieros de la empresa, superando los estándares de los beneficios de jubilación. Los recursos presupuestales asignados al Fondo Laboral de Pensiones de Pemex (FOLAPE), que se constituyó en1997, resultan insuficientes para financiar el elevado costo laboral. Se requiere realizar una profunda revisión al contrato colectivo de los trabajadores de la entidad para reducir costos sin dejar de cubrir los derechos de los trabajadores pensionados. 4.3.4 El campo petrolero de Chicontepec El activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, abarca un área de 3,875 km2 y está ubicado en los estados de Veracruz y Puebla; Pemex PEP ha señalado que concentra 39% de las reservas totales de hidrocarburos del país, es decir, alrededor de 17.7 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente12. El objetivo de PEMEX es convertir al Proyecto Chicontepec en una cuenca que pueda producir entre 550 mil a 700 mil barriles diarios hacia el 201713. Pemex PEP señaló que este es el proyecto de mayor potencial para la obtención de hidrocarburos en el país, lo cual se incrementa gradualmente al desarrollarse sus reservas probables14.                                                              12 Ya con anterioridad Pemex había señalado que las reservas totales ascendían a 139 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y buscó sin éxito que estas fueran certificadas por una compañía privada. 13 Pemex, Proyecto Chicontepec. Febrero de 2009. 14 Pemex PEP, Viabilidad del Proyecto Chicontepec, Abril de 2010. 34   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Con el objeto de compensar la caída de la producción de otros campos petrolerosimportantes, Pemex intenta intensificar el desarrollo de este proyecto por lo que sepropuso alcanzar una meta de producción de 119 mil barriles diarios en 2009 y 226mil barriles diarios para 2010. Pemex, a mediados de 2008, había adelantado que elproyecto alcanzaría su máximo nivel de producción en 2017 con un volumen deproducción de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de píescúbicos diarios de gas natural. También había señalado que el proyecto dejaríaingresos por 2.2 billones de pesos entre 2009 y 2023 y pagaría impuestos y derechosal fisco 565 mil millones de pesos durante 14 años. Los gastos de capital enChicontepec ascienden a más de 4.5 mil millones de dólares y debido a los problemasde extracción este se ha constituido en un activo de baja rentabilidad y productividadcuyos beneficios se trasladan a las empresas transnacionales contratistas. Cuadro 4.7 EMPRESAS TRANSNACIONALES CONTRATISTAS DE CHICONTEPEC Empresa País Contratos Operaciones 2008-2009 Schlumberger Inc EUA USD 687 millones Perforación de 500 pozos Weatherford International Ltd EUA USD 646 millones Perforación de 500 pozos Halliburton Corp EUA USD 159 millones Perforación de 150 pozos Baker Hughes Inc EUA Servicios tecnológicos Ica Flour EUA USD 1,400 millones Perforación/infraestructura Tecpetrol Italia-Arg Servicios tecnológicosPara 2009, el Congreso aprobó recursos para inversión por 22.4 miles de millones depesos para el proyecto y se ejercieron 22.9 miles de millones, adicionalmente se tienecontemplado ejercer en 2010 recursos por 26 mil millones de pesos. Sin embargo, laproducción en 2009 solo alcanzó 29 mil barriles de petróleo por día -0.9% de laproducción nacional- y se espera que alcance 48 mil barriles por día para 2010, por loque un nuevo escenario con menor producción podría generar 365 mil millones deingresos –sólo 16.6% del proyecto original- y 95 mil millones de impuestos y derechosen el mismo periodo. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estimó queexiste una gran reserva de petróleo crudo y gas natural en el terreno de Chicontepec,pero la complejidad del subsuelo dificulta su extracción15. El escenario tuvo un cambioradical, las reservas probadas que se registraron a diciembre de 2008 bajaron de 668millones de barriles a 483 millones al cierre de 200916.Diversos sectores, entre ellos consejeros profesionales de Pemex, la CNH y la ASF,se han manifestado a favor de la detención y replanteamiento del proyecto en virtudde su alto costo, 13 y 17 dólares por barril en los últimos cinco años, elevado monto                                                            15 La CNH anunció que es poco probable que el proyecto empiece a generar flujos de efectivo antes de 2015, y quesin cambios en la forma que Pemex está invirtiendo en el proyecto, no recuperará su capital antes de 2030.Proyecto Aceite Terciario del Golfo. Primera revisión y recomendaciones. CNH, abril de 2010.16 La empresa Ryder Scott, certificadora internacional de reservas petroleras de Pemex, informó que la pérdida depresión de los pozos propicia que resulte más difícil y costoso extraer el crudo con las tecnologías disponibles. 35    
    • SECTOR ENERGÉTICO     de inversiones y bajos niveles de producción. Por lo que se espera nuevas proyecciones para reservas, producción e inversión, más acotadas al potencial real del proyecto. 4.3.5 Declinación de la producción y de las reservas En 2009, la producción de petróleo crudo fue 23% menor que la producción máxima observada en 2004. En ese año, Pemex alcanzó un volumen de producción de 3.4 millones de barriles diarios y al finalizar 2009 fue de solo 2.6 millones de barriles diarios, lo que significó que la producción de crudo decreciera a una tasa media anual de 5.1% entre 2004-2009. Debe señalarse que la proporción de crudo pesado ha disminuido considerablemente, pasando del 73% del total en 2004 a 58.4% en 2009. Esta declinación se debe principalmente a la etapa de madurez alcanzada por el campo Cantarell cuya producción cayó de 2.1 millones de barriles diarios en 2004 a 684 miles de barriles diarios en 2009, con su correspondiente caída en la participación de la producción total de crudo, que pasó de 63.2% en 2004, su máximo histórico, a 26.3 % en 2009. Cuadro 4.8 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR ACTIVO INTEGRAL  a Miles de barriles diarios Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Total  2,906.0  3,012.0  3,127.0   3,177.1  3,307.9  3,382.9  3,333.3   3,255.6    3,075.7  2,791.6    2,601.5 ‐6.8   Ku‐Maloob‐Zaap       288.7       292.1       254.8       249.3       293.6       304.4       321.7        403.8        527.2       706.1         808.0 14.4   Cantarell  1,265.6  1,471.1  1,731.0   1,902.3  2,122.8  2,136.4  2,035.3   1,800.9    1,490.5  1,039.5         684.8 ‐34.1   Abkatún‐Pol‐Chuc       613.3       557.5       496.8       406.8       359.0       321.8       299.8        332.2        312.3       308.1         305.4 ‐0.9   Litoral Tabasco        70.2        64.2        57.3         45.4        38.6        66.4        96.5        142.9        193.6       192.2         212.3 10.5   Samaria‐Luna       250.4       236.0       226.3       212.3       205.9       181.9       195.5        192.7        186.7       184.7         199.9 8.2   Bellota‐Jujo       228.5       215.9       197.1       201.8       195.4       212.3       224.0        219.1        190.0       174.8         172.2 ‐1.5   Poza Rica‐Altamira        78.9        75.5        77.0         73.4        72.1        79.5        81.6         83.0          85.1        55.7          59.1 6.1   Cinco Presidentes        39.4        37.3        30.7         34.3        37.3        37.7        38.8         39.3          44.6        47.3          56.6 19.5   Muspac        67.7        59.7        54.0         48.2        42.2        36.1        33.3         33.6          33.6        36.1          42.1 16.4   Aceite Terciario del Golfo * * * * * * * * *        29.3          29.5 0.7   Macuspana            1.1            0.7            0.7          1.6            2.5            4.9            5.0             6.6          10.4        15.7          27.1 72.3   Veracruz 2.1                       1.9            1.6          1.5            1.5            1.7            1.9             1.5           1.8            2.1              4.6 126.6 a/  Apa rti r de 2004, la  es tructura  a dminis tra ti va  de Pemex‐Expl ora ci ón y Producci ón ca mbi a  a  a cti vos  i ntegra les , por lo que l a s  cifra s  de a ños  a nteriores  fueron a jus ta da s . Fuente: Ela bora do por l a  UEC de la  H. Cá ma ra  de Diputa dos  con da tos  de PEMEX   El activo Ku-Maloob-Zaap que en 2004 producía 304 mil barriles diarios, con una participación en el total de 9%, se incrementó en 2009 a 808 mil barriles diarios y una contribución en el total de 31.1%; el Abkatún es el otro activo que tiene un desempeño favorable, no obstante, sus niveles de producción están disminuyendo. El resto de los activos tiene un crecimiento gradual y su contribución en el volumen total producido es menor. Pemex está destinando mayor financiamiento para incrementar los niveles de inversión a fin de estabilizar los niveles de producción de los activos más grandes. Sobreestimación de las reservas de petróleo crudo. Del total de reservas probadas que originalmente de estimaron para los diez activos más importantes, 163.4 miles de millones de barriles, solo es explotable a costos de extracción históricos –es decir 6-7 36   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  dpb- 29.5% del total. Datos de Pemex17, confirman que el restante 70.5% estáconstituido por reservas de difícil acceso a su extracción y una vez que se agote elremanente por 10.4 miles de millones de barriles, el costo de producción por barrilpodría incluso triplicarse. Cantarell es el activo con mayor tasa de extracción respectode sus reservas probadas originales de 43.2%, que incluye la producción totalacumulada más el remanente, no obstante, existen 21 mil millones de barriles cuyocosto se verá sensiblemente incrementado. En contraste, se encuentra el activo ATG(Chicontepec) cuyas reservas probadas originales ascendieron a 21.5 miles demillones de barriles pero son explotables solamente 2.8% del total, de hecho, conelevados costos. Figura 4.24 RESERVAS PROBADAS Y PRODUCCIÓN ACUMULADA 2009 Miles de millones de barriles de petróleo crudo Total Original 37.0 163.4 Difícil 27.6 Extracción 21.0 115.4 21.5 21.3 21.9 14.3 Remanente 2.5 14.9 12.7 10.4 10.9 20.7 8.4 Producción 8.1 6.9 6.8 13.5 7 4.5 Acumulada 0.3 3.6 0.6 4.8 1.23 0.9 5.1 3.5 37.8 5.4 0.4 5.3 3.4 0.13 0.21 3 3 1.7 1.8 0.5 0.2 0.5 Cantarell Poza Rica KMZ ATG Abkatún Samaria  Bellota Jujo Muspac Cinco  Otros1 Luna Presidentes 1 Litoral de Tabasco,  Veracruz y Macuspana. Fuente: UEC con información de Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex.El agotamiento de las reservas de fácil extracción o de bajo costo, significa que de noencontrarse nuevos yacimientos similares a Cantarell, la estructura de costos dePemex PEP se modificará radicalmente y se requerirán montos de inversión enexplotación y producción significativamente mayores a los actuales para extender elplazo de los niveles de producción vigentes o incluso menores. En tal disyuntiva,Pemex requiere fuentes alternativas de financiamiento para promover la inversión ydirigirla en una mayor proporción a investigación y desarrollo de nuevos activos concaracterísticas similares a los que están en operación, esa sería la única manera demantener una estructura de costos de extracción que no erosione radicalmente losmárgenes operativos y la tasa de rendimiento de la inversión.Costo de producción por barril de petróleo crudo. El agotamiento de grandes activosdonde no se requiere de tecnología muy sofisticada, como el de Cantarell, permitióoperar a Pemex PEP con costos de extracción muy competitivos a nivel internacional,6.2 dpb en 2008. A partir del desarrollo de campos de difícil acceso, la estructura decostos de producción podría verse alterada radicalmente. Está tendencia empieza aapreciarse en los datos actuales.                                                            17 Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2010, Pemex. 37    
    • SECTOR ENERGÉTICO     De 2000 a 2008, los costos de producción de PEMEX aumentaron a una tasa promedio anual de 8.2%, al pasar de 3.3 a 6.2 dpb. Este aumento se explica por un incremento de los precios y el consumo de gas para bombeo neumático; mayores gastos de mantenimiento; el aumento de los precios de los equipos y servicios asociados a la producción y la madurez promedio de los campos petroleros18. Se estima que el proyecto más ambicioso de PEMEX durante los próximos años, Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), tendrá costos de producción tres o cuatro veces superiores a los de Cantarell. En los últimos cinco años, los costos de este activo se ubicaron entre 13 y 17 dpb y es una de las tres zonas con mayores costos de producción, incluidas la de el Activo Poza Rica-Altamira en donde el costo de la extracción es de 20 dpb y Cinco Presidentes cuyo costo supera los 14 dpb. Los costos de producción en Aguas Profundas podrían resultar incluso superiores. En lo referente a las reservas de hidrocarburos, al finalizar 2009, PEMEX PEP presentó un nivel de reservas totales por 43 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cantidad menor en 22.3% a los 56 mil millones reportados en 2000. La tendencia muestra que las reservas continuarán descendiendo en el mediano plazo como lo confirma el descenso del activo Cantarell y el lento desarrollo de otros activos por lo que de no existir políticas y estrategias para intensificar las actividades de exploración y producción en otros posibles campos de producción, así como la investigación y desarrollo de proyectos en aguas profundas, se podría manifestar un riesgo de insuficiencia de hidrocarburos en el corto plazo. La demanda interna de petróleo crudo podría quedar descubierta para la producción de gasolinas y gas natural, así como para comercializar el crudo en el mercado internacional.19 Por su parte, las reservas probadas presentaron una tasa de crecimiento promedio anual negativa de 8.7%, toda vez que desde 2000 no ha sido revertida la tendencia de caída en su cuantificación y pronóstico, de tal manera que respecto de ese año el resultado presentado fue inferior en 55.7%. En 2009, las reservas probadas sumaron 10.4 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente y en 2000 totalizaron 23.5 mil millones. En un comparativo internacional se puede observar que en sólo diez años, las reservas probadas de petróleo de PEMEX se deterioraron sensiblemente, al pasar de 21.5 miles de millones de barriles en 1999, a 11.7 miles de millones de barriles en 2009.20                                                              18 Reporte de Pemex PEP, marzo de 2009. 19 Programa de Producción y Petróleo, Gas Petrolíferos y Petroquímicos. Indicador de Producción de Petróleo Crudo y Gas. Revisión practicada por la Auditoría Superior de la Federación a PEMEX Exploración y Producción, relativa al Informe de la Revisión de la Cuenta Pública 2008. 20 Esta cifra de 11.7 miles de millones de barriles de reservas probadas difiere de la que se presenta PEMEX en su anuario estadístico 2009 por 10.4 miles de millones de barriles, en razón de la metodología que utiliza BP Statistical Review of World Energy para homologar las mediciones entre países. 38   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.25 RESERVAS PROBADAS: PRINCIPALES PAÍSES Miles de millones de barriles de petróleo crudo 1999 2009 Arabia Saudita 262.8 264.6 Venezuela 76.8 172.3 Irán 93.1 137.6 Irak 112.5 115 Kuwait 96.5 101.5 Emiratos Á. Unidos 97.8 97.8 Federación Rusa 59.2 74.2 Libia 29.5 44.3 Kazakhstan 25 39.8 1999 Nigeria 29 37.2 2009 Canadá 18.3 33.2 Estados Unidos 29.7 28.4 Qatar 13.1 26.8 China 15.1 17.8 Angola 5.1 13.5 Brasil 8.2 12.9 Algeria 11.3 12.2 México 21.5 11.7 Noruega 10.9 7.1 Fuente: UEC con información de BP Statistical Review of World Energy, Junio de 2010.  En contraste destacan las reservas probadas de Venezuela que se incrementaron de76.8 miles de millones de barriles en 1999 a 172.3 miles de millones de barriles21, laFederación Rusa de 59.2 miles de millones a 74.2 miles de millones, Canadá quepasó de 18.3 a 33.2 miles de millones de barriles en el mismo periodo, Brasil que lasaumentó de 8.2 a 12.9 miles de millones de barriles.De la muestra de los 19 principales países productores en el mundo, México es el queobservó el mayor declive en sus reservas probadas en esos diez años. 4.3.6 Importación y quema de gasLa producción de gas natural ha tendido un repunte importante en 2002-2009, cuandocreció a una tasa media anual de 6.8%, sustancialmente mayor a la producción depetróleo crudo. No obstante el destacado crecimiento, Pemex continúa enviando gasa la atmósfera y en los últimos años a pesar de que en 2004 había logrado reducir suaumento a 3.9%, como proporción de la producción total; en 2008 alcanza las másaltas proporciones con 1,347 millones de píes cúbicos diarios, 19.5% de totalproducido, y en 2009 los órdenes de magnitud se mantienen elevados, 1,044 millonesde píes cúbicos diarios, 14.8% de total.La SENER22 señala que la quema y el gas enviado a la atmósfera, se atribuye aproblemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión de                                                            21 La OPEP en su Annual Statistical Bulletin de 2009, señala que las reservas probadas de Venezuela ascendieronen 2008 a 172.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo y a 211.2 miles de millones en 2009.22 SENER (2009), Perspectiva del Mercado de Gas Natural, 2008-2017. 39    
    • SECTOR ENERGÉTICO     plataformas, al contenido de nitrógeno en la producción, a libranzas realizadas y a contingencia ocasionada por explosiones en gasoductos de PGPB. Figura 4.26 PRODUCCIÓN Y ENVÍO A LA ATMÓSFERA DE GAS NATURAL Millones de pies cúbicos diarios Producción 6,919  7,031  % producción enviada 6,058  5,356  4,791  4,679  4,818  4,511  4,423  4,498  4,573  19.5% 14.8% 11.9% 11.6% 9.4% 9.2% 7.2% 6.6% 4.1% 5.3% 3.9% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información  del Anuario Estadístico de Pemex 2010.   Con relación al consumo de gas seco, en 2009 alcanzó 3.1 miles de millones de píes cúbicos diarios, una tasa media anual de 5.1% con relación a 1999. A pesar de los niveles de producción, Pemex está recurriendo a la compra del insumo en el exterior para cubrir el faltante de la demanda doméstica. La importación de gas seco llegó a un máximo histórico en 2004 cuando la paraestatal tuvo que importar 766 millones de píes cúbicos diarios, 28% del consumo interno, y para 2009 aunque se redujo su volumen continua siendo importante ya que se adquirió 422 millones de píes cúbicos, lo que significó 13.5% del total. Figura 4.27 CONSUMO E IMPORTACIONES DE GAS SECO Millones de pies cúbicos diarios Consumo interno 3,064  3,086  3,119  2,955  Importaciones 2,756  2,622  2,634  2,425  2,061  1,993  1,899  757 766 593 480 451 386 447 422 292 231 149 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información  del Anuario Estadístico de Pemex 2010.   40   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  Pemex, el sector eléctrico y el sector industrial del país, en ese orden, son losprincipales consumidores de gas seco. 4.3.7 Refinación de petróleoLa capacidad de refinación de Pemex no se ha modificado en los últimos veinte años,continúa procesando 1.5 millones de barriles de petróleo crudo por día, lo queequivale a 56.7% de los 2.6 millones de barriles diarios de producción de petróleocrudo en 2009.En consecuencia, en 1999-2009 el volumen de producción de petrolíferos solo hacrecido 0.4 TMAC siendo la producción de diesel (2.2%) y las gasolinas (1.5%)) losproductos con mayor crecimiento en ese periodo. A 2009, 84% de la producción seconcentró en solo tres petrolíferos: Gasolinas, diesel y combustóleo. La bajacapacidad de refinación y procesamiento de petróleo implica que Pemex tenga queexportar un volumen importante de su producción sin valor agregado.El estancamiento de la capacidad de refinación y del bajo volumen de producción depetrolíferos, es producto de la conjunción de varios factores, entre otros, el bajomantenimiento de las seis refinerías existentes, un número elevado de paros noprogramados que es de los mayores en la industria y rezagos en la ejecución de losproyectos23. Lo anterior, sin considerar la necesidad de la industria de construir entredos y tres refinerías con una capacidad promedio de 250 mil barriles de petróleocrudo por día, lo que implicaría aumentar la capacidad de procesamiento hasta 88%del volumen de producción vigente. Figura 4.28 ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Miles de barriles diarios 1,600 Otros Turbosina Combustóleo Diesel Gasolinas 1,400 10.0% 10.3% 11.3% 11.7% 12.0% 1,200 8.2% 4.6% 11.7% 12.2 4.4% 4.4% 4.7% 4.9% 4.3% 5.1% 4.9% 1,000 27.0% 23.5% 29.5% 26.2% 24.5% 23.0% 22.1% 35.2% 800 600 22.9% 23.9% 23.8% 24.7% 25.4% 26.3% 25.1% 20.9% 400 200 31.2% 33.2% 34.3% 34.0% 34.3% 34.8% 34.5% 35.1% 0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Nota: otros incluye gas licuado, lubricantes, parafinas, gas seco y  otros. Fuente: UEC con información de Pemex.  El mantenimiento es un factor que debe ser atendido en todo el Sistema Nacional deRefinerías de Pemex, actualmente las deficiencias en su ejecución están implicandoque el número de paros sea mayor en 4.2 veces la referencia de la industria. Se                                                            23 Diagnóstico Situación de Pemex. SENER, 2008. 41    
    • SECTOR ENERGÉTICO     requiere asimismo, destinar mayores recursos financieros a la construcción de nuevas refinerías y atender los tiempos de construcción de la nueva refinería de Tula, programada para concluirse en 2015. Los actuales niveles de inversión en Pemex Refinación son muy bajos y muy bien podría diseñarse un plan para incrementar la infraestructura de refinación. El costo promedio por refinería es de 10-11 mil millones de dólares, se requieren refinerías de alta conversión que aseguren una mayor producción de petrolíferos por barril de petróleo crudo procesado. Cuadro 4.9 PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO POR REFINERÍA Miles de barriles diarios 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Total        1,245        1,286        1,303        1,284        1,284        1,270        1,261        1,295 Tula            281            272            296            294            273            292            269            299 Salina Cruz            306            306            288            293            290            272            279            277 Cadereyta 196 209 213 195 207 210 208 217 Salamanca 185 185 199 197 196 188 193 192 Minatitlán 170 177 167 163 169 170 162 167 Madero 108 141 145 142 149 141 152 152 Fuente: UEC con información de Pemex.   Se ha señalado, que la refinería de Deer Park24, donde participa Pemex desde 1993, muestra brechas financieras -resultado de menores costos en insumos- que podrían servir como referencia para incrementar los márgenes de operación25. Con cifras a 2007 solo Caderyta (13.2 dólares por barril) era la que más se le acercaba al rendimiento de Deer Park (14.2 dólares por barril), comparativamente con Minatitlán (2.2 dólares por barril), Tula (5.4 dólares por barril) y Salina Cruz (5.5 dólares por barril), que eran de los más bajos.                                                              24 Pemex y Shell tienen una sociedad de coparticipación en la Refinería Deer Park desde 1993. Pemex, a través de PMI Norteamérica, SA de CV es dueño de la mitad de los activos de la refinería. 25 El margen variable de refinación es una estimación del rendimiento de operación por barril de crudo procesado. La estimación del rendimiento de operación es el valor de las ventas menos el costo de materias primas, autoconsumos (combustóleo y gas natural utilizados para el funcionamiento de las refinerías) y servicios auxiliares (energía eléctrica, agua y catalizadores). El margen de operación, se deriva de la relación entre el rendimiento de operación y el valor de las ventas de las refinerías. 42   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.29 MÁRGENES VARIABLES DE REFINACIÓN 2007 Dólares por barril 14.24 13.2 9.81 7.14 7.03 5.5 5.37 2.19 Deer Park Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula PEMEX  Refinerías Fuente: UEC con información de Pemex Refinación.Datos correspondientes a 2009, indican una caída abrupta de los márgenes variablesde refinación a nivel internacional, debido a que las estrategias de algunos gobiernosestán buscando depender menos del consumo de productos fósiles como el petróleoy están buscando otras alternativas. Así, por ejemplo, en 2005-2009 en Norteaméricase cayeron los volúmenes de consumo de petróleo crudo a una TMAC de 1.8%, soloEUA lo hizo a una tasa de 2.1%, y Europa con una disminución promedio de 0.9%26.Esta situación explica que haya una sobrecapacidad de refinación mundial que estállevando a un desplome de los márgenes de procesamiento de crudo que hace 10 y15 años habían llegado a 15 dólares por barril de petróleo crudo y en 2009 seubicaron en 3.8 dólares por barril, en EUA fueron de 8.5 dólares y en México de 1.6dólares por barril. Figura 4.30 MÁRGENES VARIABLES COMPARATIVOS DE REFINACIÓN, 2009 Dólares por barril 35.4 24.8 17.5 19.6 12.8 6.6 8.5 1.1 1.4 3.1 4.1 1.6 0.0 0.9 ‐0.7 ‐1.3 SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN EUA ‐55.6 ‐59.4 Gas Licuado Gasolinas Diesel Querosinas Residuales Gasóleo de  Otros Crudo Margen  Fuente: UEC con datos del Informe Anual de Pemex, 2009. Vacío variable                                                              26 EUA continúa siendo el principal país consumidor de petróleo crudo con 22.7% del consumo mundial a 2009,después de alcanzar un máximo de 25.8% en 1999 y declinar a 24.9% en 2005. Y en gas natural aunque en menorproporción, hay una tendencia similar, 22% en 2009, 27.3% en 1999 y 22.5%. 43    
    • SECTOR ENERGÉTICO     La modernización de las capacidades de procesamiento de petróleo en las refinerías de Cadereyta y madero permiten mantener la capacidad de refinación, no obstante, se requiere no postergar aun más la construcción de la refinería de Tula y avanzar en los proyectos de reconfiguración de las refinerías de Minatitlán, la de Tula en operación, Salina Cruz y Salamanca. Con la nueva refinería, con capacidad de 250 mbd y las reconfiguraciones las importaciones de gasolinas podrían disminuir a 27% como proporción del consumo. Algunos analistas recomiendan que ante la coyuntura de sobrecapacidad de refinación EUA, Canadá y Europa analizan la posibilidad de eliminar 4.3 millones de barriles en los procesos de refinación entre 2010 y 2013, lo que implicaría que 56 refinerías de estas regiones podrían reducir sus ritmos de producción y probablemente hasta cerrar operaciones27. En tal sentido, se recomienda que México no invierta más en construcción de refinerías cuando podría destinar un capital menor a la adquisición de alguna de estas refinerías que están disponibles para su venta, como lo hizo con Deer Park en EUA. Las estimaciones de Pemex indican que la paraestatal podría estar produciendo 1.9 millones de barriles diarios de crudo en 2020, 700 mil menos que en 2009, lo que indicaría que con la nueva refinería de Tula casi se cubriría el total de las necesidades de refinación del país, por lo que resulta poco beneficioso aumentar la capacidad de transformación de petróleo crudo. No obstante, el incremento en la oferta de infraestructura de refinación propia es necesaria para México, debido a que el proceso de transformación requiere de plantas de alta conversión y de refinación de crudo pesado, con estándares compatibles con la instalación de ductos y trenes de procesos y sin los vicios ocultos que podrían tener las refinerías disponibles para su compra en el mercado internacional. Las refinerías externas podrían tener un menor costo de adquisición pero sus gastos de operación y mantenimiento podrían ser más altos en el largo plazo por probables problemas técnicos, de mantenimiento, administrativo-laborales y financieros no resueltos. Con la importación de gasolinas, México está financiando inversiones y empleos en el exterior que deberían generarse internamente. Se requiere que el país cuente con un SNR sólido que no ponga en riesgo la naturaleza de la propiedad y que responda a los estándares de conversión necesarios para atender una demanda creciente de hidrocarburos (gasolinas, diesel y turbosinas). A nivel mundial, algunas de las empresas petroleras más importantes han aumentado su capacidad de destilación primaria y han superado a Pemex, aun teniendo menores niveles de producción de petróleo crudo, tales son los casos de la venezolana PDVSA con una capacidad de 3.0 millones de barriles, la brasileña Petrobras, 2.11 millones de barriles, NIOC de Irán, 1.6 millones y la china CNPC, 2.83 millones de barriles diarios, entre otras. Estas son empresas que han destinado mayor financiamiento a la inversión en infraestructura de refinerías y para la reconfiguración de las plantas existentes.                                                              27 Estimaciones del Departamento de Energía de EUA indican que en 2009 los resultados operativos y financieros de las refinerías BP, Chevrón, Exxon Mobil, Shell, Valero, ENI y Total, entre otras, reflejan pérdidas millonarias por exceso de capacidad y bajos márgenes. 44   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   4.3.8 Evolución de la producción de petroquímicosLa capacidad de producción de petroquímicos se mantuvo estancada en 1999-2009,al pasar de 11.7 millones de toneladas a 13.1 millones de toneladas, es decir, tuvo uncambio de tan solo 1.1% promedio anual y la elaboración de petroquímicos tuvo undescenso de 0.5%, al llegar en 2009 a 7.6 millones de toneladas. Al igual que en otrossegmentos de la industria, en petroquímica los aumentos son marginales y con unatendencia a la baja en los niveles de producción. Cuadro 4.10 CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN, ELABORACIÓN Y VENTA DE PETROQUÍMICOS Millones de toneladas 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Capacidad de producción 11.7 11.6 11.2 11.6 12.5 12.5 12.6 12.6 12.6 12.8 13.1 Elaboración 8.0 6.8 6.0 5.9 6.1 6.2 6.2 6.6 7.5 7.8 7.6   Derivados del metano 3.0 2.3 1.8 1.7 1.4 1.7 1.2 1.4 1.9 2.2 2.0   Derivados del etano 2.7 2.6 2.4 2.3 2.2 2.1 2.5 2.7 2.6 2.6 2.7   Aromáticos y derivados 1.2 0.7 0.6 0.7 0.8 1.2 1.2 1.1 1.3 1.4 1.2   Otros 1.0 1.3 1.2 1.2 1.7 1.3 1.4 1.3 1.7 1.7 1.7 Elaboración/capacidad de producción 68.4% 58.6% 53.6% 50.9% 48.8% 49.6% 49.2% 52.4% 59.5% 60.9% 58.0% Valor de ventas (miles de millones de pesos) 9.3 10.0 8.0 7.1 10.6 16.4 19.7 20.4 21.4 25.8 19.3   Derivados del metano 1.6 1.6 1.4 1.1 1.6 2.2 2.5 2.7 3.1 5.4 3.9   Derivados del etano 5.5 5.9 4.8 4.1 6.2 8.3 10.3 11.2 11.7 14.1 12.0   Aromáticos y derivados 1.7 1.7 1.2 1.3 1.9 4.7 5.6 5.8 5.9 5.3 2.7   Otros 0.6 0.8 0.5 0.7 0.9 1.3 1.4 0.6 0.7 0.9 0.7 Volumen de ventas internas 3.6 2.5 2.3 2.2 2.1 2.4 2.5 2.5 2.7 2.8 2.7 Balanza comercial 707 798.9 652.3 634.4 718.2 809.6 628.6 563.7 422.6 336.7 356.8 Fuente: UEC con datos de Pemex, Anuarios Estadísticos.  El índice de elaboración de petroquímicos a capacidad de producción, descendió 10puntos porcentuales en los últimos diez años, lo que refleja un mayor deterioro de lacapacidad del proceso de producción. Así, hay un descenso en el volumen deproducción de petroquímicos que en términos de valor es compensada por elincremento de los precios de los productos petroquímicos, de tal manera que lasventas internas en valor, se han mantenido con crecimientos importantes en términosreales.Un deterioro mayor, se observa en el volumen de ventas de petroquímicos quedescendió a una tasa media anual de 2.8%, al reportar 3.6 millones de toneladas en1999 y 2.7 millones de toneladas en 2009. Los factores que explican la decadencia dela petroquímica están asociados a los bajos niveles de inversión y al desinterés enrestituir las cadenas de valor con la industria privada del país. La cancelación deproyectos de inversión en varios de los complejos petroquímicos, donde se privilegióun proceso de privatización de plantas.Y aunque la balanza comercial en volumen presenta superávit, tiene un marcadodescenso cuyo nivel significó en 2009 la mitad del reportado en 1999. Por ello, losprecios se reflejaron en rápido ascenso de las importaciones y un lento crecimiento delas exportaciones, por lo cual a 2009 la petroquímica registró un déficit en su balanzacomercial de 16.2 millones de dólares. 45    
    • SECTOR ENERGÉTICO     4.3.9 Contratos de servicios incentivados Los contratos incentivados es un nuevo modelo de contratación de servicios de Pemex que se encuentra en revisión en el Consejo de Administración de la paraestatal, se pretende utilizarlo en un 95% de las nuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros. Las dos zonas donde podría aplicarse este nuevo modelo son en Aguas Profundas del Golfo de México, donde se estima que existen yacimientos por 30 mil millones de barriles de petróleo crudo y las Cuencas del Sureste donde hay aproximadamente 23 mil millones de barriles. Los contratos pretenden maximizar el valor económico de los proyectos mediante la utilización de tecnología para extraer el petróleo crudo. El modelo se aplicará a la contratación de bienes y servicios, el desarrollo de tecnologías y habilidades personales y consistirá en el otorgamiento de incentivos en proyectos donde se obtengan mejores resultados de los programados. Particularmente será utilizado en campos maduros como Chicontepec y Aguas profundas. Un problema que se ha detectado es que estos servicios se pagarán en función del ingreso que genere la venta de petróleo, gas y otros hidrocarburos. Asimismo, el modelo promueve la opacidad de los contratos, la solución de las controversias las llevaría a las cortes internacionales, se fomentaría la adjudicación directa de los proyectos y no se establecen límites a la participación de empresas transnacionales. Los contratos incentivados no son más que los anteriormente conocidos como contratos de riesgo que operaron durante los años 60´s y que consisten en asumir riesgos y ganancias conjuntos entre Pemex y la empresa contratista. Las empresas transnacionales extranjeras especializadas podrían participar en proyectos de extracción y exploración de Pemex y recibir una ganancia proporcional a los beneficios que generen los proyectos. Un claro ejemplo de estos contratos lo constituyen los campos del activo Chicontepec, donde empresas transnacionales de extracción como Halliburton están cobrando regalías aun sin producir petróleo en los volúmenes presupuestados por Pemex. En febrero de 2010, se realizaron modificaciones a la normatividad en materia de contratos incentivados, particularmente en las Disposiciones Administrativas de Contratación (DAS) del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos28, donde se establece desaparecer el control compartido con particulares de los proyectos y la distribución de la renta petrolera.                                                              28 En febrero de 2010 se realizaron modificaciones al Reglamento de Ley de Petróleos Mexicanos, relativas a las DAS con el objeto de evitar que las empresas contratistas recibieran beneficios abiertos por su participación en proyectos de exploración y explotación en activos petroleros que se tradujeran en violaciones al marco constitucional en la materia. Se modificaron principalmente los términos relativos a realizar conjuntamente con particulares el control estratégico de los proyectos y a posibilitar que los proyectos de riesgo asignen a los contratistas parte de la renta petrolera. Será necesario revisar los nuevos contratos y sobre la práctica evaluar la permanencia e impacto de los incentivos que promovían originalmente. 46   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   4.3.10 Importación de gasolinas y política de preciosProducto de la falta de infraestructura de refinación y de financiamiento requerido paraatender los programas de reconfiguración de las seis refinerías que operan en el país,la importación de petrolíferos creció entre 1999 y 2008 a una TMA de 27.2% endólares y 6.1% en barriles de petróleo crudo equivalente. Sobresale por encima detodos los petrolíferos el aumento promedio de las compras de gasolinas al exterior,que fue de 34.7% en valor en ese mismo periodo, y 14.2% en barriles de petróleocrudo equivalente. En 2008-2009, la menor demanda de energéticos y el descenso delos precios de las gasolinas, promueven una caída de 36.2% en el valor de las ventas. Cuadro 4.11 IMPORTACIÓN Y CONSUMO DE PETROLÍFEROS 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Importaciones (MD) Petrolíferos  2,512  4,233  3,656  2,495  2,423  3,792  7,859  10,029  15,797  21,893  13,310 Gas Licuado      392      606      601      472      574      648      707        814      1,095      1,118        771 Gasolinas  1,003  1,346  1,931  1,192  1,033  2,136  5,205      6,624  10,917  14,611      9,323   % del consumo interno      24.2      27.7      24.0      16.0      15.9      24.3      39.1       39.1       53.7       65.7       47.3 Diesel      246      388      488      205        61        60      601      1,263      1,961      3,379      1,381 Combustóleo      579  1,132      716      156      199      226      415        285        385      1,158        943 Importaciones (mbpc) Petrolíferos 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3 Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281 Gasolinas 104.8 90.6 139.3 95.6 69.1 112.5 190.4 214.2 315.3 345.6 335.1   % del consumo interno 20.5 17.1 25.3 16.9 11.5 17.7 28.4 29.8 41.5 43.6 42.3 Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359 Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209 Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos de Pemex.  La producción de gasolinas prácticamente está estancada en las refinerías deMinatitlán, Salina Cruz, Salamanca y Tula, debido a que este grupo de refineríasrequieren procesos de reconfiguración y de conversión de residuales, modernización,mantenimiento y nuevos trenes de refinación que se estiman en 514 mil millones depesos en proyectos a desarrollar entre 2009 y 201729.Las reconfiguraciones de Minatitlán (2010) y Salamanca (2014), aunado capacidadadicional (300bpcd) de la Nueva refinería de Tula (2016), podrían abatir segúnestimaciones de Pemex Refinación el volumen de importaciones de gasolinas y pasarde 42.3% del consumo interno en 2009 a 27% en 2016. Es decir, Pemex adelanta queen los próximos años se van a mantener elevadas las importaciones de gasolinas yque los proyectos y sus recursos son insuficientes para abatirlas totalmente. Más aun,si los proyectos se postergan o no se alcanzan las importaciones podrían representaren los siguientes años cerca de 50% del consumo doméstico del petrolífero.El costo financiero de las importaciones de petrolíferos está afectando la rentabilidadoperativa del organismo, particularmente a partir de 2004 cuando representó 5.4% delas ventas totales y progresivamente fue aumentando hasta alcanzar 15.2% en 2007,                                                            29 Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017. SENER 47    
    • SECTOR ENERGÉTICO     18.4% en 2008 y 16.5% en 2009. Durante esos últimos seis años se acumuló un gasto financiero de 834 mil millones de pesos, por compra de petrolíferos al exterior, similar al saldo del pasivo PIDIREGA y muy superior al pasivo laboral, equivalente a 83% de la inversión física total acumulada de Pemex en 2004-2009, recursos con los que se podrían construir 6 refinerías como la que está en proceso en el estado de Hidalgo. El costo de la importación de gasolinas también ha sido considerable, en 2004-2009 ascendió a 561 mil millones de pesos, 67% del total de petrolíferos importados, y su incremento se refleja en una mayor proporción en el valor del consumo interno: 24.3% en 2004, 65.7% en 2008 y 47.3% en 2009. Figura 4.31 IMPORTACIÓN DE GASOLINAS Miles de millones de pesos 162.7  125.9  119.3  72.2  56.7  24.1  12.7  18.0  9.6  11.5  11.1  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos  de Pemex.   Pemex Refinación30 enfrenta retos importantes de corto, mediano y largo plazos en cuanto a la construcción de infraestructura, las cuales deben ser atendidos a la brevedad para garantizar la sustentabilidad de la empresa y el suministro de combustibles líquidos para el país. Estos retos se resumen en cuatro líneas de acción: ― Incrementar la capacidad de importación y fortalecer la infraestructura de almacenamiento y distribución, en el muy corto y mediano plazos. ― Reconfigurar las refinerías faltantes del SNR (concluir Minatitlán e iniciar proyectos en Salamanca, Tula y Salina Cruz). ― Construir nueva capacidad de refinación. ― Construir infraestructura para cumplir con la normatividad ambiental. Ya en el Informe de Revisión de la Cuenta Pública 200731, la Auditoría Superior de la Federación dio cuenta que la empresa PMI Trading Limited, filial de Pemex, realiza la intermediación de las importaciones de gasolinas que adquiere Pemex Refinación                                                              30 Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México. Pemex, julio de 2008. 31 ASF (2008). Importación de Gasolina. Informe del Resultado de la Revisión y Fiscalización de la Cuenta Pública 2007. 48   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  para su venta en el mercado nacional. La ASF, comprobó que la filial es una empresaprivada constituida en Irlanda en 1991 bajo el régimen de sociedad limitada, razón porla que Pemex no la considera una empresa paraestatal. Es una empresa instrumental,unimembre, sin empleados que comercializa en el mercado internacional productospetrolíferos, cuyo accionista mayoritario es Pemex. A través de esta empresa se hapromovido la adquisición de gasolinas en el exterior, Pemex en 2009, tuvo que recurrira 16 países para adquirir un promedio de 335 mil barriles diarios donde destacan EUAcon 59.4%, Holanda 15.4%, España 5.1% y Arabia Saudita 3.7%. Dado el perfil legalde la empresa, la ASF determinó que PMI Trading no se apegó al régimen derendición de la Cuenta Pública Federal y se maneja bajo un régimen de derechoprivado.Los precios de las gasolinas negociados por Pemex refinación en esos mercados lehan sido desfavorables en virtud que comparativamente con los preciosinternacionales de la mezcla mexicana de exportación, significan un elevado margenpara las empresas que le venden la gasolina a la paraestatal. Entre 2005 y 2008, esosmárgenes rebasaron 30 dpb el precio de la mezcla de exportación, es decir, cadabarril de gasolina importado le costó a Pemex en promedio 92.9 dólares y cada barrilde petróleo crudo vendido a las refinerías procesadoras internacionales de esospaíses, lo colocó en promedio a 60.4 dólares. La caída de los precios internacionalesy una menor demanda de petrolíferos en 2009, implicó que Pemex pagara un menormargen. Figura 4.32 DIFERENCIAL DE PRECIOS: GASOLINA IMPORTADA Y MEZCLA DE  EXPORTACIÓN Dólares por barril Gasolina 25.6          39.6           37.8          34.1           41.7            52.4           75.5            85.2          95.1         115.5           75.9 MME 15.6          24.8           18.6          21.5           24.8            31.1           42.7            53.0          61.6          84.4           57.4 32.7 32.1 33.5 31.1 21.4 19.2 18.5 16.9 14.8 12.5 10.0 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos  de Pemex.  Se ha señalado que la refinería subsidiaria de Pemex en Texas, Deer Park, maquilapara la paraestatal diversos productos petrolíferos y que comercializa la gasolina conmárgenes mayores a los antes señalados. En 2007, para procesar gasolina ultra bajaen azufre (UBA), un tipo de gasolina Premium, la refinería pagó a Pemex 20dpb porcada barril de petróleo crudo adquirido y la gasolina se la vendió a precio de mercadointernacional, 74dpb. Tomando como referencia ese año, el precio del combustible enpuerta de la refinería en México era de 5.08 pesos por litro, 3.07 pesos más barataque la que se vende en el país. Pemex requiere invertir en plantas resulfurizadoras 49    
    • SECTOR ENERGÉTICO     para procesar estas gasolinas, mientras no cuente con ellas tendrá que importar ese tipo de gasolina. Dichas cotizaciones de venta de petróleo crudo y adquisición de gasolinas requieren ser revisadas por el órgano de fiscalización superior mexicano con el objeto de transparentar las operaciones implícitas y buscar correcciones en transacciones que puedan afectar la situación financiera de Pemex. 4.4. Riesgos legales en el esquema financiero de Pemex En general, Pemex reporta diversos riesgos financieros y operativos que se reflejan en un deterioro de sus resultados. Un aspecto sin duda relevante lo es también la parte jurídica y regulatoria de operaciones e instrumentos financieros: deben destacarse por su relevancia el régimen legal de los vehículos financieros y empresas filiales donde la empresa tiene participación accionaria mayoritaria que triangulan operaciones en mercados off-shore cuyas operaciones están fuera de balance y no están regidos por la legislación del país; el régimen fiscal de Pemex, que se fundamenta en la Ley de Derechos, en materia de hidrocarburos, requiere ser revisado principalmente en sus implicaciones sobre la disponibilidad de recursos financieros para apuntalar sus programas estratégicos, la descapitalización de la empresa y los altos niveles de endeudamiento. 4.4.1 Vehículos financieros Los vehículos financieros de PEMEX realizan sus transacciones financieras extraterritorialmente y no se sujetan a la normatividad y regulación correspondiente, presupuestal y financiera existente en el país. En el ejercicio fiscal 2008, PEMEX omitió rendir cuentas a la federación sobre la situación financiera de las transacciones realizadas por instrumentos financieros de este tipo que cuentan entre sus activos con capital del organismo y que realizan operaciones en paraísos fiscales, donde la regulación financiera es laxa y donde coexisten regímenes tributarios de excepción. El Master Trust y el Fideicomiso F/163, son los dos vehículos financieros de PEMEX más importantes en la obtención de recursos para financiar la operación de la empresa y para complementar el financiamiento de los PIDIREGAS, que operó desde 1997 hasta 2008, y que resultó insuficiente para cubrirse con recursos propios. Debido al oneroso régimen fiscal, los flujos netos obtenidos de la operación de los PIDIREGAS fueron negativos, por ello, PEMEX recurrió a través de la colocación de diversos instrumentos de de deuda a diversos intermediarios del país y del exterior. Otros tres fideicomisos como el PEMEX Finance Ltd., el Repcon Lux, S.A. y Pemex Capital, son instrumentos financieros de la empresa que conforman el esquema total de los vehículos financieros, están facultados para realizar diversas operaciones tales como emitir deuda con garantía en el patrimonio de la entidad pública descentralizada, emitir bonos y pagos de deuda, intercambiar compromisos de deuda por acciones (swaps) y compra de cuentas por cobrar. 50   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.33 BNP Private ING, SA de CV Bank & Trust TMF Corporate Services Casa de Bolsa Pemex Corporativo Cayman Limited Nacionalidad: Luxemburgo Bancomer, SA de CV Nacionalidad Islas Nacionalidad Mexicana Caimán Pemex Projet Pemex Capital Rep Con Lux Fideicomiso F/163 Pemex Finance, Ltd Funding Master Nacionalidad Nacionalidad Nacionalidad Nacionalidad Islas Trust Nacionalidad EUA Luxemburgo Mexicana caimán EUA  Emite títulos de  Mecanismo de  Monetización de las  Emisión y colocación  Emisión de deuda. deuda en moneda emisión y pagos. acciones de Repsol de certificados  Compra de cuentas extranjera.  Emite papel YPF. bursátiles. por cobrar de la venta  Fuera de comercial.  Emisión de un bono  Contrata créditos con de petróleo. presupuesto hasta  Venta y convertible en la banca mexicana.  Financiamiento de 2008. amortización de acciones.  Financia proyectos proyectos PIDIREGAS  Triangula bonos.  Emisión de deuda PIDIREGAS. operaciones en en moneda paraísos fiscales extranjera.  Dada la escasa claridad sobre el régimen jurídico de estos vehículos, no sonconsiderados filiales, subsidiarias o empresas paraestatales. PEMEX no reportó susbalances en los informes de cuenta pública, la cual se prepara y presenta conforme alas Normas Gubernamentales. En los estados financieros consolidados de PEMEX, laparaestatal elabora su información en base a las Normas de Información Financiera,antes PBCGA, en los que consolida a los vehículos en el rubro de deuda de largoplazo y, no así bajo los criterios de la contabilidad gubernamental (PBCG), debido aque los vehículos no son entidades que estén bajo control presupuestal, de acuerdocon lo expuesto por PEMEX sobre la naturaleza de estos intermediarios.No obstante, para informar a la Securities and Exchange Commission (SEC), de EUA,sí se consideró como deuda todo el pasivo de estos instrumentos financieros y no sereportó para propósitos de cuenta pública y presupuesto de egresos. En el gastoprogramable de los ejercicios fiscales correspondientes se registraron parcialmentelos pasivos. 4.4.2 Régimen fiscal sobre hidrocarburosLa SHCP, desarrolló una compleja estructura de impuestos, derechos yaprovechamientos, de diferente naturaleza, porcentajes y destinos de aplicación queestán vigentes hasta 2009 en la normatividad existente. El régimen establecido hatenido depuraciones en las que se han derogado algunos impuestos y derechos,incluso el ARE que estuvo vigente hasta 2006. Se ha buscado asimismo crear nuevosderechos cuyos recursos se destinan a crear fondos para la investigación científica ytecnológica dentro de las funciones del IMP, la estabilización de los ingresospetroleros y para apoyar la función de fiscalización de la industria petrolera. Elimpuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) dejó de aplicarse a partir de2006 como gasto de Pemex debido a que los diferenciales con relación a los preciosinternacionales de las gasolinas implicaron impuestos negativos, es decir, constituyenun ingreso por lo que se registra ahora en el rubro de otros ingresos netos. 51    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.34 NORMATIVIDAD APLICABLE CUENTA PÚBLICA 2007-2009 Impuestos y derechos Normatividad Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOH). Tasa de 78.76% Ley Federal de Derechos Artículo en 2007, 74% en 2008, 73.5% en 2009, 73% en 2010, 72.5% en 254. 2011 y 71.5% en 2012, aplicada a la diferencia entre el valor anual del petróleo crudo y gas extraídos y las deducciones permitidas. Derecho al Fondo de Investigación Científica y Tecnológica en Ley Federal de Derechos Artículo Materia de Energía. Tasa de 0.05% al valor anual del petróleo 254. Bis. crudo y gas natural. Derecho Fiscalización Petrolera. Tasa de 0.003% al valor anual Ley Federal de Derechos Artículo 254 del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año. Ter. Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización. Ley Federal de Derechos Artículo Derecho de 1 a 10% al valor anual de petróleo crudo del año 256. incluido el consumo de Pemex PEP, cuando en el año el precio promedio exceda 22dpb. Derecho Extraordinario sobre la Exportación de Petróleo Ley Federal de Derechos Artículo Crudo. Cuando el precio del barril exceda al precio de referencia 257. estimado en la LIF, se aplicará la tasa de 13.1% al valor que resulte de multiplicar de ambos precios por el volumen de exportación del año. Derecho Adicional sobre la Extracción de Petróleo Crudo. Ley Federal de Derechos Artículo Cuando la extracción de petróleo crudo exceda en un año un rango Sexto Transitorio. de 1,248 a 1,286 mbp. Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Ley del Impuesto Especial sobre Gasolina y Diesel Producción y Servicios. Impuesto al Valor Agregado. Gasolinas y Diesel Ley de Ingresos de la Federación. Impuesto a la Exportación de Petróleo Crudo, Gas Natural y Ley de Ingresos de la Federación. Derivados. Impuesto a los Rendimientos Petroleros Ley de Ingresos de la Federación. Impuesto a la Importación de Mercancías. Ley de Ingresos de la Federación. Aprovechamiento sobre Rendimientos (ARE). Derogado a partir de 2007   El Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos (DOH), es el más relevante de todos debido a que en 2009 representó 82.5% de la carga fiscal total y se destina a financiar los ingresos del gobierno federal. Buscando disminuir el gasto que para el organismo significa este derecho, en 2006 el régimen fiscal sufrió modificaciones con disminuciones propuestas en los porcentajes aplicables del DOH, de 79% en 2007 a 73.5% en 2009 y 73% en 2012, no obstante, en impacto en el costo fiscal ha sido menor y no ha provocado el beneficio pretendido por la entidad que busca disponer de mayores recursos para incrementar proyectos de inversión básicos y estratégicos. La revisión del costo fiscal únicamente de ese derecho ha implicado todo lo contrario de lo pretendido, el DOH como proporción de la rentabilidad operativa se incrementó de 80% en 2006 a 95% en 2007 y 117% en 2008; aun en 2009, con una sensible disminución de la renta operativa el derecho representó 105%. 52   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Cuadro 4.12 CARGA FISCAL  COMO PROPORCIÓN DEL RENDIMIENTO  CARGA FISCAL DE PEMEX OPERATIVOMiles de millones de pesos 2004 2005 2006 2007 2008 2009Impuestos, derechos y aprovechamientos 490.1 580.6 582.9 677.3 771.7 546.2 135% 116% 128% Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 344.9 515.1 486.2 559.4 667 450.7 115% 2% 16% 2% Otros Derechos 52.8 0 61.9 78.2 94.2 87.2 104% 20% 18% 96% 7% Impuestos y Aprovechamientos 92.4 89.1 34.8 39.7 10.5 8.3 0% 13% 20% 6% 10%Estructura porcentual 11%Impuestos, derechos y aprovechamientos 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 117% 103% 95% 105% Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 70.4 88.7 83.4 82.6 86.4 82.5 80% 73% Otros Derechos 10.8 0.0 10.6 11.5 12.2 16.0 Impuestos y Aprovechamientos 18.9 15.3 6.0 5.9 1.4 1.5Miles de millones de pesos de 2009 2004 2005 2006 2007 2008 2009Impuestos, derechos y aprovechamientos 603.3 691.6 667.3 747.3 799.3 546.2 Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos 424.5 613.6 556.6 617.2 690.8 450.7 Impuestos  y Aprovechamientos Otros Derechos 65.0 0.0 70.9 86.3 97.6 87.2 Otros Derechos Impuestos y Aprovechamientos 113.7 106.1 39.8 43.8 10.9 8.3 Derecho Ordinario sobre HidrocarburosFuente: UEC con información de estados financieros de Pemex.  En la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos32, aprobada ennoviembre de 2008, se incorporaron modificaciones al régimen fiscal de Pemex,creando nuevos derechos que no fueron incluidos en la Ley de Ingresos de laFederación de 2009 pero que la Cuenta Pública de este año33 sí reportó recaudación: Figura 4.35 DERECHOS ADICIONALES EN 2009 Nuevos derechos Artículos LFDDerecho sobre Extracción de Hidrocarburos (DSEH) de Chicontepec y 257 Bisaguas profundas. De 10 a 20% sobre valor de extracción, para el FEIP.Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) para el Paleocanal de 257 TerChicontepec. El 75.1% del valor anual extraído.Derecho Especial sobre Hidrocarburos (DESH) para campos en aguas 257 Quáterprofundas. Tasa entre 60% y 71.5% del valor anual extraído. En el Paleocanal de Chicontepec y en aguas profundas, los cambios a la LFDpretenden reconocer los mayores costos de diversas tecnologías que se estánempleando para su exploración y explotación. Las modificaciones al régimen fiscalcontemplan que ante un escenario de menor producción y de precios internacionalesde petróleo, se requería perfeccionar el régimen fiscal de Pemex. En la seccióncorrespondiente, se mencionó los altos costos en los que está incurriendo el proyectoChicontepec, el elevado monto de sus inversiones y los bajos volúmenes deproducción de petróleo crudo y gas natural. De tal manera que aun con un régimen dededucciones más agresivo la rentabilidad generada no será suficiente para recuperarrápidamente la inversión.                                                            32 Diario Oficial de la Federación. Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la LeyFederal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos mexicanos. Noviembre 13 de 2008.33 La Cuenta Pública de 2009 reportó ingresos por la recaudación del DSEH por 2.7 miles de millones de pesos y7.7 miles de millones por el DESH para campos en el Paleocanal de Chicontepec. SHCP 53    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Ibarra D. (2008)34, señaló que la absorción masiva de las rentas petroleras por la vía de derechos y de impuestos ha dejado a la empresa en la imposibilidad de gastar apropiadamente en la localización y el desarrollo de campos petroleros, en la reconstitución de reservas, en emprender la construcción de nuevas refinerías y en impulsar la petroquímica. La creación de derechos adicionales afectará en la misma proporción la disponibilidad de financiamiento para atender el rezago de las inversiones en infraestructura productiva y de exploración de la industria y proveerá escasos recursos adicionales al gobierno federal para compensar el déficit fiscal. En su plan de fiscalización superior, la ASF podría incorporar a sus programas de auditoría la revisión y probable propuesta de reducción del principal derecho, el DOH, una valoración del régimen fiscal implicaría una disminución de 25 a 30 puntos porcentuales del DOH en función de la propia valoración de los requerimientos de inversión de la paraestatal. Este ajuste en el derecho significaría recursos adicionales por más de 200 mil millones de pesos para Pemex35 y habría margen para diseñar nuevos derechos, cuyo destino iría dirigido a crear fondos preventivos para pensionados y jubilados, seguridad médica, seguro de desempleo, como ya lo hacen otros países petroleros. La SHCP, tendría que comprometerse a revisar su política tributaria y disminuir al menos en una proporción equivalente su gasto fiscal, principalmente las exenciones, facilidades, deducciones y créditos fiscales al ISR de las empresas corporativas. 4.5. Evaluación de la inversión de Pemex La inversión presupuestaria fue desplazada por inversión privada. En 1997 la privada representó 19.1% de la total y para 2008 ascendió al 65%, mientras que la presupuestaria pasó de 81% en 1997 a 35% en 2008. Esto quiere decir que, en 2008 por cada peso invertido por PEMEX 65 centavos los financia el sector privado y 35 centavos el sector público. En la evolución de la inversión de capital, es de notar, el declive de la participación de la inversión directa programada que pasó de representar 61% en 1998 a sólo 11.7% en 2008; en contraste, fue creciendo la relevancia de la inversión PIDIREGAS, que para este último año representó 88.3% en el total de la inversión.                                                              34 David Ibarra, El desmantelamiento de Pemex. ECONOMÍAunam vol. 5 núm. 13, 2008. 35 Los recursos del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos (FEIIP), son insuficientes para atender sus programas de inversión, los saldos reportados por Pemex mostraron a diciembre de 2008, 31 mil millones de pesos y 29 mil millones a diciembre de 2009.   54   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Figura 4.36 INVERSIÓN HISTÓRICA Y PROGRAMADA DE PEMEX Miles de millones de pesos 263 251.5 PIDIREGA No PIDIREGA 201.2 169.6 151.2 122.7 127.2 113.5 251.5 263 177.8 71.8 63.1 80.4 130.6 152.2 50.5 52.3 94.4 110.3 105.6 43.1 35.6 57.7 19.7 27.6 30.6 24.7 28.7 27.4 22.7 19.1 21.6 20.7 17.4 23.5 12.4 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010e e/ Estimación. Fuente: PEMEX  Al eliminarse el financiamiento no presupuestal del esquema PIDIREGA, esteconcepto es substituido por Pemex bajo la denominación de activos y campos deexplotación a partir de 2009. Prácticamente la totalidad de la inversión de losproyectos se concentró en Pemex PEP con 90.9% del total; 66.5% de la inversióntotal fue absorbida por siete proyectos de un total de 37 que originalmente fueronreconocidos como PIDIREGAS: Cantarell, Programa estratégico de Gas, AceiteTerciario del Golfo, Burgos, KMZ, Complejo Antonio J. Bermúdez y Delta de Grijalva.Con excepción de Burgos (2027), todos estos proyectos tienen un avance cuyaconclusión se estableció entre 2010 y 2015.Con la desaparición del esquema, se elimina el financiamiento privado de la inversióny se cancelan los proyectos concesionados a los empresarios privados,principalmente dueños de transnacionales. El nuevo modelo de inversión, conrecursos totalmente presupuestales, deberá dirigirse hacia una visión estratégica-integral de todas las áreas de negocio de Pemex, sin descuidar ninguno de losprocesos primarios, de transformación y de integración de las cadenas de valor-producción de crudo y gas, refinación y producción de petrolíferos. 55    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 4.13 EVOLUCIÓN DE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN DE PETRÓLEOS MEXICANOS Monto de Inversión Anual           % Avance  Fecha de  Fecha de  Millones de pesos físico desde  Nombre del Proyecto Objetivo inicio  inicio término 2007 2008 2009 proyecto a  2009 TOTAL    175,772.8 187,492.1 248,548.0 Pemex Corporativo 74.0 98.8 313.3 Pemex‐Exploración y Producción 161,848.9 172,342.8 226,011.5 Acel era r l a  recupera ci ón de  Cantarell res erva s  y a provecha mi ento de ga s 01/01/1997 31/12/2015 38,635.9 38,482.9 51,457.8 67.0 Conti nua r con el  des a rrol l o de l os   Burgos ca mpos  con ma yor res erva 31/01/1997 31/12/2027 18,573.2 17,016.1 23,120.5 46.5 Cons trucci ón de 118 ba tería s  de  Proyecto Aceite Terciario del Golfo s epa ra ci ón, 4 es ta ci ones  de  05/10/2002 31/12/2010 5,022.7 10,289.0 22,860.6 8.9 compres i ón y 153 de bombeo Menores  cos tos  y ma yor a horro en  Integral Caan opera ci ón y ma nteni mi ento. 3,063.5 3,351.5 Al ca nza r producci ón de 4,532 mb de  Integral Ku‐Maloob‐Zaap a cei te y 1726 (MMPC) de ga s  en el   22/04/2002 31/12/2012 35,763.0 26,021.7 26,449.3 51.5 peri odo 2002‐2025 Mejora r recupera ci ón y a s egura r l a   Integral Complejo A. J. Bermudez opera ci ón de l os  ca mpos   30/04/2002 31/12/2012 8,842.5 11,190.8 12,358.1 53.4 Recupera r de 1998‐2022, 383 mb de  Delta del Grijalva a cei te y 1393 mi l  mi l l ones  de pi es   01/01/1998 31/12/2011 2,208.9 4,339.0 4,943.4 63.8 cúbi cos  de ga s Des a rrol l a r un pl a n i ntegra l  de  Programa Estratégico de Gas expl ora ci ón y expl ota ci ón 27/01/2001 31/12/2011 27,263.1 29,832.4 36,417.8 39.7 1 Otros proyectos 22,476.1 31,819.4 48,404.0 Pemex‐Refinación 11,750.9 11,526.9 16,949.6 Refineria de Cadereyta Cons trucci ón de pl a nta s  nueva s 26/11/1997 21/11/2003 1,845.3 588.5 332.5 56.7 Ins ta l a r 11 pl a nta s  p/ l a  s us ti tuci ón  Refinería de Salamanca  de crudo l i gero por pes a do  11/03/2000 09/01/2003 337.0 981.8 104.2 n.d Cons trucci ón 9 pl a nta s , i ntegra ci ón  Refinería de Minatitlán y s ervi ci os  a uxi l i a res  a s oci a dos 08/12/2003 28/10/2008 8,795.4 7,362.0 5,158.6 91.7 2 Otros proyectos 773.2 3,156.7 11,354.3 Pemex‐Gas y Petroquímica Básica 1,889.3 3,026.8 3,286.0 Proyecto de rehabilitación e  Conta r con tres  quema dores  pa ra   integración del sistema de desfogue  des fogue húmedo y á ci do ene‐07 dic‐11 110.9 100.5 251.8 28.2 a quemadores del CPG cd. Pemex Cons trui r una  pl a nta  cri ogéni ca   Planta Criogénica  pa ra  a l ma cena r ga s  l i cua do 08/01/1997 27/12/1999 1,745.3 1,314.6 639.7 16.7 Otros proyectos 33.1 1,611.7 2,394.6 Pemex‐Petroquímica 209.7 496.8 1,987.6 Modernización y ampliación del tren  Mejora s  tecnol ógi ca s  p/ a umenta r  producci ón de Pa ra xi l eno y benceno 28/12/2007 20/12/2010 209.7 10.2 442.5 6.5 de aromáticos I Otros proyectos 0.0 486.0 1,545.1 1  Entre otros , Ca becera  de l a  Regi ón Sur y Norte, Bel l ota  Chi nchorro, Integra l  Jujo e Integra l  Chuc. 2  Refi nería s  de Ma dero y Tul a . Fuente: UEC con información de la SHCP.   Los proyectos además de fortalecer la infraestructura de refinación, rezagada por más de 20 años mediante mayores asignaciones para mantenimiento, reconfiguración del sistema de ductos, de plantas y de transporte, buscará dirigirse hacia la reconstitución e incremento de las reservas de petróleo crudo y gas natural y de esta manera recuperar los volúmenes de producción perdidos en los últimos cinco años. Las mayores inversiones destinadas a los activos maduros como Cantarell, KMZ, Burgos, A.J. Bermúdez, entre otros, buscarán estabilizar los volúmenes de producción. Las reservas originales en gran parte de los activos no se están explotando totalmente por lo que es necesario continuar presupuestando recursos para extender el plazo originalmente fijado para su agotamiento. 56   
    •    SECCIÓN SEGUNDA EL SUBSECTOR ELÉCTRICO   Las mayores variaciones en los niveles de consumo de energía eléctrica a nivelmundial tienen lugar en países como China, India, Brasil que están experimentandoelevados crecimientos en sus economías y han destinado un mayor consumo deenergía al desarrollo de la industria intensiva en consumo de electricidad. Encontraste, países como EUA y Canadá, Europa Occidental en general y otros paísesde Asia y Oceanía, su crecimiento económico ha sido más moderado y por ello suconsumo de electricidad ha aumentado a menores tasas.4.6. El consumo de energía eléctrica en MéxicoEn México, el consumo venía creciendo a tasas 2.1% en 2008, ventas internas yautoabastecimiento, no obstante, la declinación de la actividad productiva en 2009provocó una caída que se estima en 1.6%. La SENER36 determinó que existe unacorrelación entre el comportamiento de la economía y el consumo interno de energíaeléctrica que propició que en 2009 las ventas internas cayeran 1.3% y elautoabastecimiento 3.9%. Cuadro 4.14 CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 1999‐2009 Miles de GWh tmca % 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 1999‐2009 Consumon nacional 155.9 166.4 169.3 172.6 177 184 191.3 197.4 203.6 207.9 204.5 2.8   variación % 6.5 6.7 1.7 1.9 2.6 3.9 4 3.2 3.1 2.1 ‐1.6 Ventas internas 145 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5 169.8 175.4 180.5 183.9 181.5 2.3   variación % 5.7 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8 3.3 2.9 1.9 ‐1.3 Autoabastecimiento 10.9 11.0 12.1 12.4 16.6 20.5 21.6 22.1 23.2 23.9 23.0 7.8   variación % 19.7 1.5 9.4 2.5 34.3 23.2 5.5 2.2 5 3.4 ‐4.1 Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER.En 1999-2009, las ventas internas por sector económico se concentraron en laempresa mediana (36.1%), el consumo doméstico (24.9%) y la gran industria (22.8%)y en menor proporción en el agrícola, servicios y comercial. La recesión de 2008-2009, propició una desaceleración en el consumo de electricidad principalmente delas empresas de la gran industria, con una TMAC de -0.8% en el periodo, y aunque laempresa mediana también redujo su consumo en 2009, la TMAC del periodo fuepositiva en 3.2%. El consumo doméstico es el segmento que más se ha expandido ya                                                            36 Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009-2024, SENER. 57    
    • SECTOR ENERGÉTICO     que su contribución respecto del total es mayor a la de 1999 y su TMAC de 3.8% es la más elevada de todos los sectores. Figura 4.37 SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL VENTAS INTERNAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Miles de Gigawatts hora 180.5 183.9 181.5 163.5 169.8 175.4 Total 155.3 157.2 160.2 160.4 38.6 34.8 145.0 37.9 38.8 37.8 39.2 37.4 37.5 40.3 38.5 Gran ind. 37.8 67.8 69.1 67.6 61.9 65.3 54.7 55.8 56.9 59.2 E. mediana 49.4 53.4 7.8 8.1 9.3 7.0 8.1 8.0 6.8 7.1 7.8 Agrícola 7.9 7.5 7.6 7.3 6.3 6.4 6.6 8.0 5.9 6.0 6.1 6.1 13.2 13.4 13.6 13.4 Servicios 5.4 12.2 12.5 12.8 12.9 13.0 11.0 11.7 Comercial 38.3 39.0 39.9 40.7 42.5 44.5 45.8 47.5 48.5 Doméstico 33.4 36.1 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información  del sector eléctrico de la SENER. 4.7. Generación nacional de energía eléctrica La generación de energía eléctrica nacional en 2009, ascendió a 262.9 miles de GWh, equivalente a 1.9% menos que en 2008. La desaceleración económica de 2009 propició que, en el año, prácticamente todos los generadores de electricidad disminuyeran sus volúmenes de producción acentuándose la caída en los permisionarios para usos propios, autoabastecimiento y cogeneración, incluida también la generación de electricidad para exportación. Los productores independientes (PIE), reportaron un menor incremento que en años anteriores pero continuaron siendo el segmento más dinámico. Cuadro 4.15 GENERACIÓN BUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Miles de GWh TMCA % 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 200‐2009 Total 204.3 209.6 214.4 223.9 234.0 246.3 254.9 261.8 267.7 262.9 2.8 1   S. Público 191.4 192.5 178.5 170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9 157.0 ‐2.2   Permisionarios 12.9 17.1 35.9 53.0 72.8 74.7 90.8 101.8 107.8 105.9 26.4     PIE 1.3 4.6 21.9 31.6 45.9 45.6 59.4 71.0 74.2 76.5 57.3     Usos propios 1.7 1.4 1.5 1.5 1.5 1.4 1.2 1.0 1.0 0.8 ‐8.2     Autoabastecimiento 6.4 6.3 8.0 10.6 13.9 14.4 15.4 12.1 12.8 11.4 6.6     Cogeneración 3.4 4.8 4.6 6.7 7.2 7.3 7.8 11.5 12.4 11.1 13.9     Exportación 0.0 0.0 0.0 2.5 4.4 6.1 6.9 6.2 7.4 6.1  ‐ 1 CFE y LFC. Nota: La generación de electricidad de los permisionarios y su composición en 2009 es estimación propia. Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico 2009‐20024, SENER. 58   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  La generación del servicio público, que incluye CFE y LFC37, cuya contribución en eltotal generado a 2009 fue de 59.7%, descendió en el año 1.8% producto no solo de ladepresión y menor demanda de energía eléctrica sino también de su tendencia a labaja muy marcada entre 2000 y 2009 con una TMAC de -2.2%. En los últimos años, ladependencia de los permisionarios por parte del servicio público ha tendido aincrementarse. La generación de energía eléctrica por parte de los permisionariosprivados aumentó a una TMAC de 26.4%, destacando el crecimiento y volumengenerado de los PIE´s, el autoabastecimiento y la cogeneración: su contribución en elvolumen generado pasó de 4.3% en 2000 a 40.3% en 2009. Aunque la CFE cuentacon 65% de la capacidad de generación de electricidad, ésta se ocupa parcialmentedebido a que se privilegia la generación potencial de los permisionarios. Desde el año2000, los permisionarios venden electricidad a CFE la cual es colocada en elsegmento de la industria que es el más rentable38, el doméstico que es donde seencuentran los mayores problemas y más altos costos de suministro se estádestinando a las dos paraestatales. Figura 4.38 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Miles de GWh 191.4 192.5 178.5 170.9 161.2 171.6 164.1 159.9 159.9 SERVICIO PÚBLICO 157.0 101.8 107.8 90.8 105.9 74.7 53.0 72.8 35.9 PERMISIONARIOS PRIVADOS 17.1 12.9 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información  de la Prospectiva del Sector Eléctrico 2009‐2024, SENER.Los permisionarios tampoco corren riesgos debido a que venden la energíacomprometida a la CFE y aunque se presenten paros o haya una menor demanda delenergético, la paraestatal tiene que colocar los excedentes al costo que seanecesario, la electricidad no se puede almacenar y la CFE tiene que buscar que seconsuma en el momento que se genera. Las altas tarifas de la electricidad no sonproducto exclusivamente de la energía generada por el servicio público, también sederivan de los altos costos de interconexión de los productores independientes y delgas natural que es el único combustible que los PIE´s utilizan. Se ha reiterado la                                                            37 La SENER en sus prospectivas del sector eléctrico, incluye la generación de electricidad de los productoresindependientes de energía (PIE) como parte del servicio público, lo que en principio indicaría que existe unimportante incremento en la generación de energía eléctrica por parte del mismo servicio público.38 Se estima que las tarifas en el sector industrial son 60% más elevadas que las aplicadas a la energía destinada alsector doméstico. 59    
    • SECTOR ENERGÉTICO     violación al artículo 27 constitucional donde se señala que corresponde solo a la nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público (...) por lo que no se otorgarán concesiones a los particulares39. CFE, ha disminuido sus niveles de generación de electricidad y en consecuencia sus ventas debido a que el número de concesiones al sector privado se ha incrementado considerablemente. Actualmente, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tiene autorizados 772 permisos, 24 corresponden a grandes productores independientes, 595 a autoabastecedores, 58 para cogeneración, 37 para importación, 7 para exportación, 3 para pequeña producción y 48 para usos continuos. Todos ellos, tienen autorizada una generación de electricidad de 166.7 miles de GW hora/año40. 4.8. Capacidad instalada para la generación de energía eléctrica En 2009, la capacidad instalada nacional ascendió a 60.4 miles de MW, 1.3% más que la reportada en el año anterior y con una TMAC de 4.5% en 2000-2009. Al servicio público le correspondió 39.2 miles de MW lo que equivale a 64.9% de la capacidad nacional y a los permisionarios privados, 21.2 miles de MW, el restante 35.1% de la capacidad. La CFE indica que para satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país se ha tenido que aumentar la capacidad de generación de los Productores Externos de Energía (PEE), que son los mismos Productores Independientes (PIE’s). Como se muestra en la siguiente tabla, la infraestructura generadora de electricidad del servicio público está siendo subutilizada ya que en 2000-2009 se observa tan solo una TMAC de 0.9% en ese segmento, por el contrario, la TMAC de los permisionarios independientes aumentó en el mismo periodo 19.3%. Cuadro 4.16 CAPACIDAD INSTALADA EN EL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL Miles de MW tmca % 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2000‐2009 TOTAL 40.5 42.5 45.6 51.0 53.6 53.7 56.3 59.0 59.6 60.4 4.5   Servicio Público 36.2 36.9 37.2 36.9 38.4 37.2 37.3 38.4 38.4 39.2 0.9   Permisionarios 4.3 5.5 8.4 14.1 15.2 16.5 19.0 20.5 21.0 21.2 19.3     PIE 0.5 1.6 3.9 7.7 8.2 9.3 11.5 12.6 12.5 12.5 42.1     Usos propios 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 ‐0.3     Autoabastecimiento 2.2 2.3 2.8 3.1 3.7 3.9 4.1 3.5 4.0 4.1 7.4     Cogeneración 1.1 1.1 1.1 1.4 1.4 1.4 1.6 2.7 2.7 2.8 10.7     Exportación 0.0 0.0 0.0 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 ‐0.4 Fuente: UEC con información de CFE y Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER. A diciembre de 2009, operaron 21 centrales generadoras -termoeléctricas- de productores externos de energía con capacidad de 11.5 miles de MW, que equivale a                                                              39 No obstante, en las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica de 1992, se introdujeron las figuras de productores independientes, autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción, exportación e importación, en contraposición de lo dispuesto en el 27 constitucional. 40 Tabla de permisos de generación e importación de energía eléctrica administrados al 31 de mayo de 2010, CRE. 60   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   22.8% de la capacidad eléctrica del servicio público, incluidos los productoresindependientes. Entre las empresas que venden electricidad a la CFE y que algunasde ellas tienen contratos a 25 años, son Iberdrola que a esa fecha concentró unacapacidad de 4.2 miles de MW, EDF International, con capacidad de 1.8 miles de MW,Unión Fenosa, 1.5 miles de MW y Mitsubishi con 1 mil MW, entre otras. Figura 4.39 CAPACIDAD EFECTIVA  INSTALADA DE GENERACIÓN PRODUCTORES EXTERNOS DE ENERGÍA (PEE) MW 4,239 1,765 1,491 990 984 525 511 495 484 Iberdrola EDF  Union  Mitsubishi Intergen Mitsui TransAlta Mitsubishi  AES International Fenosa EDFI Fuente: UEC con información de CFE.El resto de los permisionarios tiene una capacidad de generación de 8.7 miles de MW,equivalente a 14.4% del total nacional, destacando los autoabastecedores ycogeneradores. Con la liquidación de LFC, los particulares tendrán un mayor campo deacción ya que tendrán que satisfacer la demanda de electricidad de alrededor de 6millones de usuarios y adicionalmente podrán utilizar más abiertamente lainfraestructura dejada por LFC.Margen de reserva de energía eléctrica. Según establece la Prospectiva del SectorEléctrico, 2009-2024 de la SENER, el margen de reserva (MR) se define como ladiferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema eléctrico y la demandamáxima coincidente, expresada como porcentaje de la demanda máxima.Considerando que en 2009 hubo una contracción de la demanda de energía eléctricadel SEN que se estima en 1.3% y por el contrario un aumento en la capacidad degeneración de alrededor de 1.34%, el margen de reserva resultante sería de 44% en2009, superior al 42.5% de 2008. Un MR alto significa mayores costos operativosporque existe infraestructura subutilizada, que se traduce en mayores precios de laelectricidad. 61     
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.40 MARGEN DE RESERVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL Porcentajes de la demanda máxima 43.3 42.5 44.0 41.3 40.0 38.0 31.8 28.0 23.2 21.0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009e e/ Estimación propia. Fuente: UEC con información  de Prospectiva del Sector Eléctrico, 2009‐2024, SENER. El margen de reserva operativo (MRO), una vez descontados el mantenimiento programado, fallas y degradación, después de 2000 también muestra una tendencia a la alza con tasas que oscilan entre 15% y 25% en los últimos años. La SENER atribuye el incremento del margen de reserva de 2000-2009, principalmente al menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica lo que se explica, entre otros factores, por el comportamiento del crecimiento de la economía. Cuando la economía crece a una menor tasa que la estimada, generalmente se observa un menor crecimiento de la demanda de energía eléctrica41. Existe el argumento de que la CFE realiza estimaciones de largo plazo de la demanda con demasiada anticipación basadas en escenarios macroeconómicos que posteriormente ajustan sus metas por debajo de las expectativas42. Lo cierto es que también hay una explicación en los excedentes de capacidad instalada que anualmente se están incrementando a tasas muy altas y que en gran medida son producto de un mayor número de permisos de generación de electricidad otorgados a permisionarios privados. 4.9. Programas de inversión en infraestructura La inversión en infraestructura eléctrica tiene dos componentes principales: la propia del servicio público, constituida por CFE y LFC, y la financiada que está integrada por los PIDIREGAS, principalmente Productores Independientes de Energía (PIE´s) y por otros productores externos de energía. La inversión financiada como proporción de la inversión total alcanzó una preeminencia estratégica al pasar de 30.4% en 1997 a 37.6% en 2009 y se estima que en 2010 se incrementará a 56.5% del total.                                                              41 Prospectiva del Sector Eléctrico 2009-2024, SENER. 42 Véase CFE y la Transición Energética. Odón de Buen. Revista Energía A Debate, Marzo-Abril de 2009. 62   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009    4.9.1. Inversión financiadaLos proyectos PIDIREGA, como se definieron originalmente43 para el sector eléctricoen 1995 fueron conceptuados para financiar obras de infraestructura con recursos delsector privado. En la normatividad vigente quedaron establecidas dos modalidades delfinanciamiento de la inversión: Los PIE´s, donde a través de un contrato de largo plazogenera la infraestructura con inversiones y recursos privados y al término de la obravende la electricidad; a mayo de 2010 este tipo de productores concentró 57.5% de lainversión acumulada. Cuadro 4.17 INVERSIÓN PRIVADA EN ENERGÍA ELÉCTRICA Permisos Capacidad de   Energía Inversión USD Inver/ USD Inver/ autorizados generación autorizada autorizada MW GWh Miles USD     % Capacidad Generado Número      % MW           % GWh           % PIE            27 3.9     13,760 50.9        96,715 57.5    12,946 44.8 1.06 0.13 Autoabastecimiento 507 74.1      6,453 23.9        29,989 17.8        9,178 31.8 0.70 0.31 Cogeneración 60 8.8      3,321 12.3        19,462 11.6        3,253 11.3 1.02 0.17 Exportación              6 0.9      2,780 10.3        19,681 11.7        2,832 9.8 0.98 0.14 Usos propios continuos            45 6.6           464 1.7         1,434 0.9          636 2.2 0.73 0.44 Pequeña producción              3 0.4            19 0.1               72 0.0              24 0.1 0.79 0.33 Importación            36 5.3           228 0.8              770 0.5              18 0.1 12.64 0.02 Total           684 100.0    27,026 100.0    168,124 100.0    28,888 100.0 0.94 0.17 Fuente: UEC con información de la CRE, datos a mayo de 2010.El menor gasto de inversión por capacidad de generación de electricidad correspondióa la modalidad de autoabastecimiento con 70 centavos de dólar por MW y el más alto aimportación con 12.6 dólares por MW y en lo relativo a la energía autorizada por laCRE los gastos de inversión más bajos fueron para las modalidades de importación (2centavos de dólar por GWh) y para los PIE´s (13 centavos de dólar por GWh). Lamodalidad de PIE es la que en generación de electricidad obtiene los mayoresmárgenes de rentabilidad, principalmente en electricidad que se vende al sectorindustrial.Los proyectos de obra pública financiada, son aquellos donde el inversionista privadodesarrolla la obra con financiamiento propio y al finalizarla la entrega a la CFE quienpaga el costo de las instalaciones cuando estas empiezan a producir, operándolas porsu cuenta. Alrededor de 80% de la inversión en infraestructura eléctrica se financia conPIDIREGAS, es quema que ha permitido incorporar en promedio 5 mil millones dedólares anuales con recursos privados.La Comisión Federal de Electricidad desarrolla 260 proyectos bajo el esquemafinanciero PIDIREGA, por un monto de 328.7 miles de millones de pesos a diciembrede 2009, 66.2% de inversión directa y el restante 33.8% de condicionada. Losproyectos que concentran el mayor gasto de inversión son cuatro proyectos de                                                              43 Proyectos regulados a través del Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía 1995-2000, Diario Oficial de la Federación, marzo de 1996.  63     
    • SECTOR ENERGÉTICO     inversión directa: Pacífico, 13.3 miles de millones de pesos, El Cajón, 13.6 miles de millones, La Yesca, 13.7 miles de millones y Laguna Verde, 9.7 miles de millones. Destacan asimismo, 27 centrales generadoras, 21 en operación y 6 en construcción, que son operadas por productores independientes, principalmente empresas españolas44. Los permisionarios privados de CFE tienen contratos de compra-venta de energía eléctrica hasta por 25 años por un monto total de 1.6 billones de pesos45. Figura 4.41 PAGOS ANUALES POR ADQUISICIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PROYECTOS DE INVERSIÓN FINANCIADA CONDICIONADA 128 Miles de Millones de pesos de 2010 121 115 111 99 95 93 88 Hasta 2041 Hasta 2009 128 121 92 73 55 54 115 66 49 49 48 48 48 47 46 46 45 45 43 83 88 42 41 40 33 31 27 26 24 22 22 55 41 30 32 37 28 30 32 19 20 16 15 15 19 26 12 27 12 8 9 15 17 7 16 14 9 16 15 11 8 6 8 7 7 La Laguna II Río Bravo IV Tuxpan II Río Bravo II Hermosillo Guadalajara I Tuxpan III y IV Monterrey III Mexicali Bajío Tuxpan V Altamira III y IV Altamira II Mérida III Campeche Altamira V Valladolid III Río Bravo III Norte Saltillo Norte II Baja California III Chihuahua III Naco‐Nogales Tamazunchale CC Noreste Fuente:  UEC con información del Presupuesto de Egresos 2010. Los contratos se extienden hasta el año 2041 pero pueden ser renovados, según lo establecen las cláusulas contractuales. A diciembre de 2009, los permisionarios privados recibieron ingresos por 268 mil millones de pesos, 17% de los ingresos programados para todo el periodo, lo que implica que al menos con la infraestructura actual recibirán hasta 1.32 billones de pesos entre 2010 y 2041, es decir, el 83% restante. Existen cinco proyectos nuevos de inversión condicionada (Noreste, Norte II, Guadalajara I, Norte y BC III) cuyas fechas de operación son entre 2010 y 2016 que recibirán pagos por la venta de electricidad a CFE por 507 mil millones de pesos, 31.7% del total, y sólo generarán una capacidad de 1,913 MW, 7.7% del total programado (24,844 MW). Deuda Pidirega. Entre 1999 y 2043, la CFE tendrá que cubrir un pasivo PIDIREGA por 545.3 miles de millones de pesos, de acuerdo con la tabla de amortización y pago de intereses del PEF 2010. Al 31 de diciembre de 2009, la CFE pagó 63.7 miles de millones de pesos de capital y 42.2 miles de millones de intereses, lo que significa que entre 2010 y 2043 tiene pendiente de pago amortizar 435.4 miles de millones de                                                              44 Los capitales de estas empresas se están posicionando de manera importante en los segmentos de generación de ciclo combinado, energía eólica y gas natural. 45 Presupuesto de Egresos de la Federación 2010. Tomo V, Entidades de Control Directo, Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo. 64   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  pesos y de costo financiero 131.2 miles de millones. En la medida que se incorporenmás proyectos el pasivo incrementará montos y plazos de vencimiento, con los saldosactuales se inició un periodo a partir de 2009 de elevados pagos de capital e interesesque se extenderá hasta el 2023, con pagos anuales que en promedio superan los 25mil millones de pesos. Las tasas de los pasivos en moneda extranjera superan el 7%anual por lo que el servicio de la deuda ejercerá una fuerte presión en el pago de lasobligaciones. Figura 4.42 PASIVO PIDIREGA DIRECTO Y CONTINGENTE Miles de millones de pesos 140.7 137.6 131.0 108.9 102.1 96.8 86.4 64.1 24.3 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública, varios años, SHCP.El pasivo directo y contingente de los PIDIREGAS crecen a una TMA de 24.2%, loque implica que la CFE con el impacto diferido en el gasto de los compromisosfinancieros adquiridos se le empezaron a acumular progresivamente los pasivoscuando los proyectos entraron en operación. Es decir, el esquema está generandoingresos pero una proporción muy importante se está destinando al pago apermisionarios privados por la compra de electricidad y al pago de los pasivos que losproyectos están acumulando. Por ello, anualmente la CFE tiene que estar recibiendorecursos presupuestales subsidiados para compensar sus pérdidas. 4.9.2. Inversión presupuestalLa inversión física de CFE y LFC, ha sido insuficiente para que el servicio público degeneración de electricidad cuente con una infraestructura sólida que permita cubrir elcrecimiento de la demanda interna de electricidad. El gasto en inversión comoproporción del gasto programable, disminuyó de 22.7% en 1998 a 10.8% en 2009 yen LFC de 6.2% pasó a 5%, en el mismo lapso. Lo anterior, ratifica el dominio quetienen los PIE´s en los proyectos de generación de electricidad. 65    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 4.18 INVERSIÓN FÍSICA PRESUPUESTARIA Y FINANCIADA Miles de millones de pesos 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010p Total 21.5 27.2 30.3 35.2 41.6 41.4 43.6 46.6 52.5 43.3 51.7 51.0 62.1   Presupuestaria 14.9 18.8 16.4 15.3 20.6 21.6 24.2 21.7 30.3 30.3 31.6 31.8 27.0     CFE 13.0 15.4 13.3 12.8 17.2 18.0 20.0 17.2 23.2 24.1 26.7 28.3 27.0       % gasto programable 22.7 22.7 15.3 13.8 16.9 13.7 13.1 9.4 11.9 11.6 9.3 10.8 9.8     LFC 1.9 3.3 3.1 2.5 3.4 3.7 4.2 4.5 7.1 6.2 4.9 3.5 0.0       % gasto programable 6.2 12.5 7.5 5.6 6.9 6.9 6.7 6.7 8.9 7.1 4.4 5.0 0.0   Financiada 6.5 8.4 13.9 19.9 21.0 19.7 19.4 24.9 22.2 13.0 20.1 19.2 35.1      % inversión total 30.4 30.9 45.9 56.5 50.4 47.7 44.4 53.5 42.3 30.0 38.9 37.6 56.5 p/ PEF 2010 Fuente: UEC con información de la Cuenta Pública y IV Informe de Gobierno. La Cuenta Pública de 2009 enfatiza, a través del Programa de Transformación Corporativa, las acciones de modernización y fortalecimiento de la CFE, no obstante, en ese año el organismo sólo canalizó 10.7% de la inversión presupuestaria ejercida a construcción de nuevos proyectos. El 89.3%, fue destinado a cubrir gastos de mantenimiento de la infraestructura en operación y a la amortización de la deuda PIDIREGA. Si se incorporan el resto de los PEE, incluidos los PIE´s, la inversión de los permisionarios privados podría haber ascendido a más de 50% de la inversión total y considerando el gasto de CFE efectivamente canalizado a la construcción de nueva infraestructura, la de los permisionarios podría ser mayor a 85% del total: 3.4 miles de millones de CFE, 19.2 miles de millones de PIE´s y 6.8 miles de millones de otros productores externos. 4.10. Pérdidas de energía eléctrica En el proceso de distribución de energía eléctrica se presentan pérdidas técnicas y no técnicas. En el periodo 2000-2009, en el caso del área de atención de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LFC), dichas pérdidas se incrementaron de manera casi constante hasta alcanzar un máximo de 31% en 2009. Se estima que 19% es por robo de energía, con un valor de 14.5 miles de millones de pesos. Figura 4.43 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA Porcentajes de la generación de electricidad 32.5 31.0 CFE LFC 27.2 24.0 10.7 10.5 10.9 11.3 Estándar  internacional   6‐8% 2001 2003 2006 2009 Fuente: UEC con unformación  de CFE. 66   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  En el resto del país, el comportamiento ha sido más estable, con pérdidas deaproximadamente 11.3%, con variaciones poco significativas. A nivel internacional, laspérdidas totales de energía oscilan entre 6 y 8%.464.11. Balance financiero del sector eléctricoProducto de la caída de la demanda de energía eléctrica de consumidores domésticose industriales, los ingresos en 2009 de CFE se redujeron en 20.9% en términos realesrespecto del año anterior. No obstante, las ventas del organismo crecieron a unaTMAR de 8.9% entre 2001 y 2008 y 4.6% entre 2001 y 2009, lo que significa que aundescontando la inflación los ingresos reportan gran dinamismo debido al incrementode las tarifas promedio reales del organismo.La CFE, no ha podido transferir el aumento de los gastos y costos de explotación alas tarifas eléctricas para que se reflejen en ingresos operativos. En esos mismosperiodos costos aumentaron a una TMAR de 9.8% el primero y 6.8% el segundo, detal manera que sus ingresos operativos son negativos por 70.6 miles de millones depesos nominales entre 2001 y 2009. Cuadro 4.19 ESTADO DE RESULTADOS DE CFE Miles de millones de pesos 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Ingresos 107.1 118.1 147.0 163.3 190.7 211.5 225.7 269.7 220.0 Costos y gastos 107.7 113.1 154.6 167.9 200.9 208.7 224.0 287.3 259.9   De explotación 77.3 78.9 115.0 127.0 154.6 158.9 171.6 212.9 181.0   Depreciación 17.6 18.5 20.0 21.1 22.7 22.6 25.4 26.2 26.6   Gastos administrativos 3.1 3.5 3.7 3.7 4.0 4.7 4.4 5.1 5.6   Obligaciones Laborales 9.8 12.2 15.4 16.2 19.6 22.5 22.7 43.1 46.6 Resultado de operación ‐0.6 5.0 ‐4.6 ‐4.6 ‐10.1 2.8 1.7 ‐17.6 ‐39.8 Otros ingresos ‐0.4 ‐0.4 1.5 1.5 ‐1.5 3.6 ‐2.1 0.4 0.5 ISR sobre remanente ‐0.6 ‐0.6 ‐0.9 ‐0.9 ‐0.8 ‐0.9 ‐1.5 ‐0.9 ‐1.0 Insuficiencia tarifaria 5.9 2.5 13.7 12.9 17.3 0.1 1.6 21.2 42.9   Aprovechamiento 40.7 40.0 47.1 47.4 52.5 51.8 54.0 55.8 55.5   Subsidio del gobierno federal 46.6 42.5 60.8 60.3 69.9 51.9 55.6 77.0 98.3 Resultado integral de financiamiento ‐0.3 ‐12.0 ‐10.3 ‐2.6 0.5 ‐3.6 ‐2.0 ‐22.6 ‐1.4 Regularización fiscal  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐  ‐ ‐5.2  ‐  ‐ Resultado neto 6.5 ‐5.5 ‐6.3 ‐8.3 5.0 2.1 ‐7.5 ‐19.5 1.2 Fuente: UEC con información de CFE.Los costos y gastos de explotación están influenciados principalmente por los costosde explotación que incluyen básicamente el gasto que tiene que cubrir la CFE a lospermisionarios privados por la compra de energía eléctrica, mismo que se incrementóa una TMAR de 6.4%, en 2001-2009, y por las obligaciones laborales que reflejan unincremento de la TMAR de 16.2% en ese mismo periodo. El elevado crecimiento de laventa de energía eléctrica de los PEE a la CFE y el gran crecimiento de lasobligaciones labores, propiciaron que los costos y gastos de explotación seincrementaran, como proporción de los ingresos de CFE, de 101% en 2001 a 118%                                                            46 Estrategia Nacional de Energía, Febrero de 2010, SENER. 67    
    • SECTOR ENERGÉTICO     en 2009. Lo propio ha hecho el costo de explotación que aumentó de 72.2% a 82.3% en ese mismo periodo, dinámica que es resultado del incremento de los precios de la electricidad que compra CFE a los permisionarios privados. Las tarifas promedio de CFE, a precios de 2009, se incrementaron de 0.88 pesos por KWh en 2001 a 1.42 pesos por KWh en 2008, lo que implicó una tasa media de 7.1% en el periodo; en 2009, la tarifa registrada fue de 1.21 KWh, resultando un aumento promedio anual de 4.1%, en 2001-2009. Figura 4.44 TARIFAS Y COSTOS DE EXPLOTACIÓN DE ELECTRICIDAD Pesos por KWh de 2009 1.7 1.65 1.41 1.36 1.61 Costos CFE 1.5 1.53 1.17 1.27 1.43 1.3 1.21 1.42 1.27 1.29 1.21 1.22 1.1 1.18 1.07 Tarifas promedio CFE 0.9 0.95 0.88 0.7 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de CFE. Entre 2001 y 2009, las pérdidas operativas de LFC fueron mayores en alrededor de 4 veces las de CFE, debido principalmente a que sus costos de compra de electricidad a CFE han sido elevados. Durante ese periodo, se estima que los costos de explotación representaron 178% de los ingresos totales por ventas, muy superior al indicador de CFE. Las ventas de electricidad de CFE a LFC, con una sobretasa47 respecto de su costo de adquisición, impactaron desfavorablemente incrementando aun más el costo de explotación del organismo liquidado. En ambas empresas, el gobierno federal transfirió recursos presupuestales para compensar las pérdidas operativas: En CFE, se registraron operaciones virtuales en aprovechamiento por explotación48 que debió haber sido entregado al gobierno federal, no obstante, el organismo recibe subsidios virtuales mayores al aprovechamiento para sostener las bajas tarifas, el neto resultante se carga al patrimonio de la entidad como insuficiencia tarifaria49. En 2001-2009, LFC recibió subsidios efectivos por 248 mil millones de pesos y CFE subsidios virtuales por 563 miles de millones, 2.3 veces más que el organismo liquidado. Los subsidios recibidos                                                              47 Fuentes de CFE indicaron que la empresa vendía energía eléctrica a LFC a 1.5 pesos el KWh y que la comparaba a los PEE a 1 peso el KWh. 48 A cargo de CFE, determinado mediante la aplicación de una tasa del 9% sobre los activos fijos netos en operación del año anterior. 49 Los subsidios virtuales recibidos por CFE, en la práctica son subsidios efectivos debido a que la empresa no realizó la erogación fiscal que le correspondía a través del aprovechamiento al gobierno federal. 68   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  por las dos empresas no fueron suficientes para impedir pérdidas netas acumuladasen el periodo.En el balance financiero de CFE, mientras los activos se reducen a una TMAR de0.3%, el pasivo se incrementa 7.2% derivado del dinamismo del pasivo de largo plazoque aumenta 20.8%. El endeudamiento de largo plazo, es producto del elevandopasivo acumulado por los proyectos PIDIREGAS y el pasivo laboral. El patrimonio,como ha sido afectado por las pérdidas netas del organismo reporta una TMARnegativa de 5.1% en 2001-2009. Cuadro 4.20 RESUMEN DEL BALANCE GENERAL DE CFE  Miles de millones de pesos 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Activos 573.6 579.4 634.8 631.0 692.6 744.5 764.0 784.8 803.0    Circulante 45.0 52.9 56.5 52.0 66.9 80.7 93.4 123.3 110.6    Fijo 517.6 510.7 567.5 571.4 614.2 641.4 650.0 653.0 672.5    Otros 1.8 5.2 1.5 0.4 5.8 6.6 7.0 8.5 19.9 Pasivos 169.5 211.1 249.7 271.9 317.4 347.0 386.6 368.7 422.3    A corto plazo 29.8 30.3 29.6 37.4 45.1 44.8 56.2 60.3 73.9    A largo plazo 53.7 57.6 73.0 69.6 83.5 85.7 89.1 117.9 348.4       Reserva laboral 86.0 123.3 147.1 164.8 188.7 216.6 241.2 190.4 223.7 Patrimonio 404.1 368.3 385.1 359.1 375.2 397.5 377.4 416.1 380.7 Fuente: UEC con información de Estados financieros de CFE, 2001‐2009.Los PIDIREGAS están generando un pasivo directo y contingente que se reflejará enuna acumulación creciente de amortizaciones y pago de intereses y mayores saldosde la deuda que no se están reportando en la Cuenta Pública Federal50.Por otra parte, existe un contraste entre los indicadores operativos y financieros deambas empresas que favorece a CFE en general, no obstante, los números indicanuna descomposición progresiva del servicio público eléctrico donde CFE presentapérdidas operativas y netas elevadas que están siendo compensadas por lastrasferencias presupuestarias del gobierno federal que fueron duplicadas en losúltimos ocho años.                                                            50 El saldo de la deuda de los PIDIREGAS de CFE, aparece registrado en los Requerimientos Financieros delSector Público (RFSP) que a 2009 asciende a 90.3 miles de millones de pesos, 59.7 miles de millones de deudaexterna y 30.6 miles de millones de deuda interna. 69    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Figura 4.45 INDICADORES COMPARATIVOS DE CFE Y LFC 2009  — Ventas de energía por trabajador, 2,429 MWh/año en CFE y 719 MWh/año en LFC   — Pérdidas totales de electricidad, 31.0% en LFC y 11.3% en CFE  — Usuarios de energía eléctrica por trabajador de distribución, 627 en CFE y 291 en LFC  — A diferencia de CFE, LFC no contó con reserva financiera para respaldar la jubilación  — En 2001‐2009, pérdidas operativas: 248 mil millones de pesos en LFC y 68 mil millones en CFE.  — Tiempo de interrupción por usuario con afectación, CFE 98 minutos al año y LFC 124 minutos   — Plazo de conexión a nuevos usuarios, CFE 1.8 días y LFC 6.4 días  — Ventas por trabajador, CFE 3.7 GW h y LFC 2.6 GW h  — Inconformidades por cada mil usuarios, CFE 4.5 y LFC 11.0  — Capacidad instalada, CFE 50,248.1 MW y LFC 1,174.3 MW  — Generación de energía por trabajador, CFE 1.76 GW y LFC 0.72 GW  — Generación de energía por trabajador internacional, Endesa, de España, 17.39 GW,  Delta  Electricity, de Australia, 30.8 GW, EnBW, de Alemania, 5.9 GW y ENEL, de Italia, 7.5 GW.  — En LFC, sólo 11% de su asignación presupuestal se destinó a proyectos de inversión  — Pérdidas de operación respecto de las ventas totales, 18.1% en CFE y de  52% en LFC  — Costos de explotación respecto de ingresos por ventas, 1.8 veces en LFC y 1.2 veces en CFE   — Pasivo laboral, 240 mil millones de pesos en LFC y 218 mil millones en CFE   — En 2008, LFC pagó electricidad a CFE por 119.6% de sus productos de explotación  — La relación pasivo total a patrimonio fue de 1.1 para CFE y 10.9 (agosto) para LFC  — Costo unitario de operación sin combustible y energía comprada, 273.5 pesos de 2006 por  MWh en CFE y 424.7 pesos de 2006 por MWh en LFC.  — Subsidio del gobierno federal, 98.3 miles de millones de pesos para CFE y 31.6 miles de  millones para LFC.  — Inversión física como porcentaje del gasto programable, 10.8% en CFE y 5% en LFC  Los permisionarios privados, a su vez, están obteniendo ganancias extraordinarias y sin riesgos por la venta de energía eléctrica a CFE y están creando una infraestructura con una capacidad de generación excedente que rebasa notoriamente el aumento de la demanda efectiva de electricidad, propiciando márgenes crecientes. Dado que CFE trabaja con costos operativos más bajos que los de LFC, ello debería reflejarse una vez liquidada la paraestatal en tarifas más bajas a los usuarios residenciales de energía eléctrica de la zona centro del país. 4.12. Liquidación de Luz y Fuerza del Centro El 10 de octubre de 2009, el Ejecutivo Federal decretó la extinción de LFC señalando, entre otros argumentos, que los recursos recibidos por el organismo son cada vez más onerosos sin que se refleje una mejora en la calidad del servicio, con costos cada vez más elevados, con una plantilla laboral en crecimiento y con privilegios en el contrato colectivo de trabajo que otorga decisiones de la operación en beneficio de los intereses del Sindicato Mexicano de Electricistas (SME). En diciembre de 1989, se había reformado el artículo Cuarto Transitorio de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), con lo cual se concluyó la liquidación 70   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  de la Compañía de Luz y Fuerza del Centro. El 9 de febrero de 1994, a través de undecreto, el Ejecutivo Federal dispuso de la constitución, estructura y funcionamientode un nuevo organismo denominado Luz y Fuerza del Centro (LFC)51.Entre los factores que se señaló como determinantes en la decisión de extinción deLFC, deben analizarse los siguientes. ― LFC desde su creación había recibido transferencias presupuestales cuantiosas y que entre 2001 y 2009, se incrementaron en más de 200%, ya que pasaron de 13 mil millones de pesos en el primer año a 42 mil millones en el segundo. Sin embargo, debe aclarase, que eso no fue exclusivo del organismo liquidado, también la CFE recibió cuantiosas transferencias que se mantuvieron altas, al incrementarse de 46.6 miles de millones de pesos a 98.3 miles de millones, durante ese mismo periodo. ― Los costos casi duplicaron a sus ingresos por ventas. De 2001 a 2008, la entidad registró ingresos por ventas de 282 mil millones de pesos, mientras que sus costos ascendieron a 524 mil millones, es decir, 186% sus ingresos. Debe reiterarse, que la inversión en proyectos de infraestructura autorizados por los coordinadores sectoriales, SHCP Y SENER, para la entidad fueron insuficientes para que el organismo generara la electricidad que demandaba la zona centro del país y en consecuencia esta provenía de compras a la CFE. Los altos costos de la energía comprada a CFE, implicaron que estos aumentaran 90.8% como proporción de los ingresos totales en 2001 a 119.5% en 2008. ― Se mantenía un pasivo laboral de 240 mil millones de pesos. Este pasivo contribuyó a mermar seriamente la situación financiera de la empresa debido a que adicionalmente no había un fondo para cubrir los requerimientos de pensionados y jubilados. CFE, con una situación financiera menos crítica, también reportó un pasivo laboral equivalente, por 220 mil millones. ― Las pérdidas totales de energía eran excesivas y superiores en casi tres veces a las observadas por la CFE. Una gran proporción de las pérdidas se concentró en adeudos de gobiernos estatales y municipales de la zona centro y de empresas corporativas que realizaban acuerdos con el gobierno federal. ― Los costos unitarios de las obras de LFC eran 176% superiores a los de CFE. Los indicadores podrían ser alarmantes para el organismo desincorporado al compararse con estándares internacionales, lo cual es también válido para la evaluación de los indicadores de desempeño de la propia CFE.Bajo este contexto, es notorio el desplazamiento que está sufriendo el servicio públicode generación, transmisión y distribución de energía eléctrica en el país por losProductores Externos de Energía y el alto grado de desocupación de la plantaproductiva del SEN en propiedad del Estado. No solo es LFC, quien por decreto se                                                            51 El SME interpuso un amparo en contra del Decreto de Extinción, argumentando que LFC por ser constituidamediante la reforma al artículo Cuarto Transitorio de la LSPEE su extinción debía realizarse con la intervencióndel Poder legislativo y no únicamente del Ejecutivo, autor del decreto. La SCJN, el 5 de julio de 2010, confirmó laresolución emitida por un Juez de Distrito y negó el amparo al SME, señalando en esencia que dicho acto estáreconocido como una facultad del Titular del Ejecutivo Federal. 71    
    • SECTOR ENERGÉTICO     extinguió, sino también CFE está perdiendo progresivamente participación de mercado y los PEE detentan alrededor de 50% de la capacidad de generación de CFE. En 2007, Unión Fenosa, productor privado independiente de origen español, vendió el KWh a CFE a 59 centavos y CFE lo vendió a su vez a LFC a 1 peso y 93 centavos a los industriales. En 2008, las compañías eléctricas en su conjunto aumentaron el KWh entregado a CFE a 93 centavos y CFE lo transfirió a LFC a 1.50 pesos y la SHCP obligó al organismo liquidado a vender al usuario a 1.18 centavos. Ello originó que los costos de explotación de CFE fueran absorbidos por LFC, generando un sobreprecio de cerca de 13 mil millones de pesos en 2009. La energía comprada a CFE tuvo un costo que se incrementó de 41.5 miles de millones de pesos en 2001 a 108.4 miles de millones de pesos en 2008; así, los costos de explotación se integraron 56% de electricidad comprada a CFE y 26% de pasivo laboral, principalmente. Los altos costos de energía eléctrica que la CFE adquiere de los PEE fueron transferidos a la propia LFC deteriorando aún más su difícil situación financiera. Otros costos adicionales, que impactaron negativamente en las finanzas del organismo, fueron el suministro de combustible para la generación de electricidad; los adeudos de los gobiernos estatales de Hidalgo, México, Morelos y Puebla por la venta de energía eléctrica que a junio de 2009 ascendieron a 7.4 miles de millones de pesos; el deficiente cobro a grandes empresas, a las que se les mantiene el servicio, y cuyos adeudos ascienden a 2.4 miles de millones de pesos; el costo de transporte de electricidad desde plantas generadoras externas; las pérdidas no técnicas, como el consumo ilícito, la alteración de medidores y facturaciones alteradas; los salarios y prestaciones al personal solo representaron 6.3% de los costos y gastos de explotación. El sector eléctrico mexicano requiere un diagnóstico detallado y una propuesta de una profunda reconfiguración, la extinción de LFC no corrige el problema de fondo que es la reconstitución de la capacidad de generación eléctrica pública a costos y precios competitivos, de tal manera que atienda las necesidades de consumo de los diversos sectores económico y doméstico utilizando su propia infraestructura que está subutilizada. La CFE disminuyó su capacidad de generación en más de 12 mil MW para permitir el ingreso de los permisionarios privados y los seis millones de usuarios cuyo suministro era cubierto por LFC, el cual será atendido por estos mismos permisionarios. Adicionalmente, las pérdidas de LFC subsidiadas presupuestalmente por el gobierno federal a través de menores tarifas a los consumidores, también es una práctica utilizada por la CFE. Los costos fijos y variables que implica tener una infraestructura subutilizada deterioran sensiblemente el margen operativo, que son complementados por el alto costo que la paraestatal tiene que destinar al pago a permisionarios por la compra de la electricidad, incluidos todos los excedentes. Por ello, las exportaciones de energía se han incrementado en los últimos años debido a que no hay forma de colocar los excedentes en el mercado nacional. Entre 2001 y 2009, CFE recibió casi el doble de las transferencias que el gobierno asignó a LFC para financiar sus 72   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  elevados costos de explotación; la diferencia respecto de la primera es que elorganismo no recibió esos recursos como un flujo directo sino que han sidooperaciones compensadas atribuibles a la cancelación del pago deaprovechamientos. Los subsidios a LFC fueron utilizados para pagar los costos deenergía que la empresa adquirió de CFE y otros costos de combustibles. Figura 4.46 SUBSIDIOS DEL GOBIERNO FEDERAL Miles de millones de pesos 98.3 LFC CFE 77.0 69.9 60.8 60.3 55.6 51.9 46.6 42.5 42.3 42.0 33.5 31.8 26.0 25.2 21.0 13.0 13.1 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Fuente: UEC con información de CFE, LFC y Cuenta Pública.LFC operó con un alto grado de ineficiencia en sus procesos y perdió una grancantidad de energía eléctrica, pero las transferencias contables aplicadas a CFE sonun indicador de los altos costos que le transfieren los permisionarios privados con laventa de electricidad y al propio tiempo reflejan los bajos índices de rentabilidad yproductividad. Adicionalmente, la CFE está imposibilitada para pagar al gobiernofederal el aprovechamiento por la explotación de la electricidad que le establece lanormatividad vigente debido a la insuficiente renta operativa. 73    
    • SECTOR ENERGÉTICO     74   
    •   SECCIÓN TERCERA CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONESLa estrategia del sector energético de mediano y largo plazo debe replantearse envarias vertientes, con el fin de atender los rezagos de gasto de capital que enfrenta laindustria desde al menos las dos últimas décadas. Se requiere diseñar una estrategiapara conducir a la industria energética del país hacia un proceso modernizador condesarrollo tecnológico para que deje de ser productor de insumos y se convierta enproductor de procesos con alto valor agregado. Al respecto, la fiscalización superior yen particular la Auditoría Superior de la Federación tiene un papel relevante que jugaral aportar su perspectiva evaluadora del desempeño, para participar en el debate dela redefinición del modelo de gestión petrolera más apropiado para el país. Deacuerdo a las tendencias internacionales recientes sobre la adopción del modelo másapropiado para la industria petrolera, se plantea como un área de oportunidad de lafiscalización evaluar la pertinencia acerca de si Pemex debe reconvertirse en unaempresa petrolera integrada consolidando las cuatro subsidiarias y comenzar arealizar inversiones mínimas en todas ellas bajo un enfoque global.En electricidad, es necesario replantear el modelo de intensa participación de lospermisionarios privados que están desmantelando el servicio público nacional,primero con la extinción y liquidación de LFC y progresivamente con la pérdida decapacidad de generación de electricidad por parte de CFE. Los elevados márgenesde generación son producto del gran número de permisos otorgados a PEE por partede la CRE, que están generando nueva infraestructura eléctrica en manos privadas endetrimento de la subutilización de la pública. — Es indispensable que la industria petrolera recupere las cadenas de valor de sus procesos productivos. Desarrollar los procesos para que se restablezcan los vínculos entre la petroquímica básica y la secundaria, el petróleo crudo y los productos procesados, mediante la generación de petrolíferos con alto valor de refinación, y a su vez con otros segmentos de la industria nacional. — El descenso de las reservas de hidrocarburos es uno de los puntos medulares a atender, la sobreexplotación y la falta de capital generó desatención en este segmento de la industria. El ejecutivo federal con las coordinadoras sectoriales y la propia empresa, deberán fomentar la implementación de una estrategia enfocada a crear un stock de recursos presupuestales y financieros que se dirijan a resolver rezagos tan apremiantes como la reconstitución de las reservas petroleras para extender su plazo, actualmente de once años. Los yacimientos adicionales de Chicontepec aunque podrían aumentar el plazo son insuficientes debido a las dificultadas topográficas de la zona y la imposibilidad para extraer petróleo y gas natural con la tecnología existente. En consecuencia deberán 75    
    • SECTOR ENERGÉTICO     incrementarse las inversiones hacia nuevos proyectos de exploración en aguas someras y profundas, el descubrimiento de activos similares al de Cantarell y KMZ será viable solamente incrementado los trabajos de exploración. Evaluar las opciones de corto y mediano plazo de restitución de reservas petroleras, es una oportunidad para la fiscalización. En el corto plazo, la estrategia más verosímil de reconstitución de reservas petroleras es la exploración en aguas no profundas en donde se identifican reservas del orden de los 24 mil millones de barriles. Se ha sugerido que como primera etapa, Pemex se concentre en este segmento durante los próximos años para mantener la producción y reconstituir reservas; con ello se prepararía Pemex para enfrentar en el mediano plazo el reto de la extracción de aguas profundas. En adición a lo anterior, deberá fortalecerse esa estrategia en aguas no profundas donde los costos de extracción son todavía financieramente viables para Pemex. Acceder exclusivamente a las reservas de difícil acceso de los activos en operación, a proyectos como los de Chicontepec o de aguas profundas, implicarán para la paraestatal costos de extracción muy superiores a los actuales que afectarán los márgenes operativos, incluidos los beneficios que recibe el gobierno federal producto de la carga fiscal. Las metodologías para cuantificar reservas probadas no son las más eficientes debido a que se ha sobreestimado su volumen y existe un margen de más de 70% de la estimación original que es considerado de difícil acceso. En consecuencia, deberá revalorarse la mecánica para su estimación incorporando el concepto de reservas probadas netas o efectivas, la estructura de costos y el acceso difiere por lo que las nuevas estimaciones deberían agregar una composición de costos por tipo de reservas a explotar. — Es necesaria la supervisión del proceso de construcción de la refinería prevista, para evitar retrasos adicionales que impliquen mayores costos de operación de Pemex Refinación. El rezago por más de quince años ha implicado que más de la mitad de la producción de petróleo se tenga que exportar porque la capacidad de refinación es actualmente de 1.5 millones de barriles diarios; la construcción de la refinería de alta conversión como la de Tula, Hidalgo, de 300 mil barriles diarios, podrá aumentar la capacidad de transformación del petróleo crudo y disminuirá la desviación de recursos para la compra de petrolíferos en el exterior, especialmente de gasolinas. Con los niveles de producción de petróleo crudo de 2009, 2.6 millones de barriles diarios, el aporte de la refinería implicaría aumentar la capacidad de refinación de 57.7% a 69%, no obstante, continuaría siendo insuficiente para abatir los costos de la importación de petrolíferos. En tal circunstancia, además de los trabajos de reconfiguración del SNR se requieren al menos dos refinerías de capacidad de procesos equivalentes para complementar casi en su totalidad los requerimientos de transformación. Con los 834 mil millones de pesos erogados por Pemex en la adquisición de petrolíferos en el exterior, entre 2004 y 2009, la paraestatal pudo haber construido 6 refinerías similares a la que está en proceso de construcción en Hidalgo. 76   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   La ASF fiscalizó a la subsidiaria PMI TRD radicada en Irlanda en la Cuenta Pública 2008, encontrando un régimen legal que escapa a la rendición de cuentas. PMI TRD tiene a su cargo entre otras tareas, la de adquirir gasolinas en el extranjero para su venta a PMI refinación. Se ha dicho que hay un interés especial de algunos grupos de que se mantengan los niveles de importación de la gasolina por parte del gobierno, y mantener limitada la capacidad de refinación del petróleo. Un área de oportunidad para la fiscalización es determinar las estrategias del gobierno para corregir las crecientes importaciones de gasolina. Un área clara de oportunidad para la fiscalización es evaluar la competitividad generada en el esquema de otorgamiento de concesiones de estaciones de venta de gasolina, con el objetivo de evitar una indebida concentración de las empresas propietarias de las estaciones de gasolina. — La evaluación de los márgenes de refinación de Pemex bajo una comparativa internacional con el rigor crítico metodológico pertinente es por la trascendencia del tema una oportunidad para la fiscalización. Entre 2008 y 2009, se registraron marcados descensos en los márgenes variables de las 6 refinerías existentes en el país debido principalmente a la falta de recursos para darle mantenimiento a todo el SNR y para la reconfiguración de las plantas que están en operación. Los recursos requeridos son cuantiosos en la medida que se ha permitido la acumulación de limitaciones en ductos, transporte, mantenimiento de trenes de procesos y la propia reconfiguración. En contraste, aunque a nivel internacional también se vieron afectados los márgenes de las principales refinerías, es evidente que el rezago en el SNR mexicano es aun mayor lo que explicaría en buena medida las importantes pérdidas del país en refinación. Ante el exceso de capacidad de producción de un buen número de refinerías de las principales empresas multinacionales, sería recomendable que el órgano de fiscalización superior realice una evaluación del sistema de refinerías internacional donde se analice la magnitud de la sobrecapacidad, los márgenes variables y la probable reducción de la capacidad de refinación que podrían estar buscando algunas de esas corporaciones. Y como se propone, evaluar la viabilidad financiera y tecnológica que podría significar para Pemex y el país la compra de alguna de esas refinerías. — Los costos de administración de Pemex, es un tema que merece una amplia reflexión y revisión por parte de la fiscalización superior. En el apartado correspondiente de este estudio se concluyó que entre 1999 y 2009, el organismo casi duplicó en términos reales su gasto administrativo por empleado al pasar de 264 mil pesos a 473 mil pesos, en ese lapso. Debe señalarse que la plantilla de personal que Pemex da a conocer en su página web, ascendió a 129 plazas en 1999 y 145 plazas en 2009, es decir, un aumento promedio anual de 12.4%, no obstante, cifras extraoficiales indican que estas plazas solo corresponden al personal activo y que existen alrededor de 75 mil plazas de 77    
    • SECTOR ENERGÉTICO     pensionados y jubilados que será conveniente corroborar, con lo cual la plantilla total de la paraestatal se ubicaría en 220 mil plazas. — Los proyectos de desarrollo tecnológico, es otro renglón que debe abordarse con la aplicación de mayores recursos a la investigación y desarrollo de tecnologías aplicables a la industria petrolera dirigidos a subsanar las enormes carencias financieras del Instituto Mexicano del Petróleo, que sólo en el papel ha sido considerado como brazo tecnológico de PEMEX. El agotamiento de las reservas probadas de hidrocarburos es producto de los bajísimos montos de inversión destinados a exploración y desarrollo de nuevos yacimientos petroleros. Pemex requiere generar un fondo sólido de recursos para financiar proyectos IDT del IMP y para destinarlos a sus programas de investigación y exploración de nuevos proyectos y no exclusivamente en aguas profundas. — El país requiere constituir un mayor número de fondos con excedentes del petróleo para cubrir necesidades de distintos segmentos de la población: por ejemplo, para la construcción de infraestructura en áreas distintas al petróleo, fondos preventivos para sufragar gastos de pensionados y jubilados, fondos para mitigar problemas de desempleo en épocas de crisis y fondear necesidades de inversión de gobiernos estatales y municipales, cuyo destino de los recursos sea totalmente transparente. — La afectación de los ingresos operativos de PEMEX, antes de impuestos, derechos y aprovechamientos, ha generado pérdidas recurrentes, una afectación del patrimonio de la paraestatal y mayores niveles de endeudamiento, por lo que la carga fiscal se ha convertido en el principal obstáculo para su desarrollo y la formulación de una estrategia de largo plazo en proyectos de inversión en infraestructura tecnológica para la reconstitución de la planta productiva. Las revisiones realizadas al régimen fiscal de Pemex desde 2006, con las modificaciones subsecuentes a la Ley Federal de Derechos en materia de hidrocarburos, son insuficientes y más bien se contraponen a lo que el discurso recurrente de las coordinadoras sectoriales buscan corregir: la depuración de una compleja variedad de derechos y la disminución de las tasas aplicables a los ingresos petroleros, especialmente la del DOH. Las tasas hacia 2009 disminuyeron en proporciones menores y se crearon nuevos derechos para el activo Chicontepec y para proyectos en aguas profundas, con lo que el efecto neto fue una mayor carga fiscal sobre los ingresos operativos. Se requiere revisar sensiblemente a la baja el DOH y evaluar objetivamente los requerimientos financieros de la APF, un esfuerzo serio de reducir el DOH sería bajarlo en alrededor de 30 puntos porcentuales y destinar esos recursos a apuntalar los proyectos estratégicos de la industria petrolera; esa disminución significaría también revisar a la baja los requerimientos no estratégicos de los 78   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   programas de la APF. Incluso si se aplicara una carga fiscal equivalente a la de las principales empresas petroleras el ahorro para Pemex podría ser aun mayor, no obstante, habrá que evaluar los requerimientos financieros de otro tipo de proyectos no petroleros que se han postergado por varias décadas. — Deberá clarificarse el régimen jurídico y regulatorio de los vehículos financieros de de PEMEX y de otros organismos subsidiarios propiedad de la paraestatal, habrá que determinar si estos instrumentos seguirán operando en regímenes de excepción fiscales y regulatorios como lo venían haciendo hasta el ejercicio fiscal de 2008. Las transacciones realizadas hasta la cuenta pública de 2008, estuvieron fuera de presupuesto y no reportan sus balances a los informes de Cuenta Pública. Las múltiples operaciones principalmente de tipo financiero deberán ser reguladas y transparentadas por dependencias supervisoras del sector financiero mexicano. A diciembre de 2009, Pemex no ha emitido ningún reporte acerca de los dos vehículos, F/163 y Master Trust, que dejaron de financiar los proyectos PIDIREGAS con la desaparición del esquema, se desconoce si están realizando otro tipo de operaciones. Asimismo, existen otros tres vehículos que realizan diversas transacciones off-shore, en paraísos fiscales, y que no reportan sus operaciones a la cuenta pública sobre los cuales deberá realizarse una amplia evaluación para transparentar y regular sus operaciones. — La magnitud de la corrupción en México, como es percibida en los ámbitos nacional e internacional a través de los indicadores de percepción de la corrupción emitidos por prestigiadas organizaciones, justifican la necesidad de que los auditores se entrenen en seguir pistas, incluyendo el seguimiento de las transferencias financieras de los funcionarios públicos y proveedoras expuestos al riesgo de corrupción especializada. En el sector energía, se han desarrollado tecnologías para combatir la corrupción, identificando el robo de petróleo, vigilando la calidad del suministro de la gasolina, de los lubricantes y aditivos en beneficio del usuario. La evaluación a Pemex sobre el uso de estas tecnologías para vigilar los procesos que van desde la extracción a la venta de gasolina es de la mayor importancia para combatir con la tecnología la corrupción organizada. — Al cierre de 2008, los pasivos relacionados con los proyectos PIDIREGAS- Pemex, representaban 6.9% del PIB, con costos financieros elevados. La contratación de estos cuantiosos pasivos, se fundamentó en la rentabilidad de los proyectos elegidos. Sin embargo, los pasivos se han ido acumulando, y las tasas de producción de petróleo son negativas, por el agotamiento de los activos Cantarell y de otros campos, así como la baja reconstitución de reservas no se corresponden con la inversión realizada al amparo de estos financiamientos, situación que genera serias dudas sobre la rentabilidad global generada por los PIDIREGAS. La realización de una evaluación global de la rentabilidad de los proyectos PIDIREGAS es una oportunidad para la fiscalización. En el presente análisis, se incluyeron indicadores que dan cuenta de la baja rentabilidad de una 79    
    • SECTOR ENERGÉTICO     muestra amplia de proyectos y de los bajísimos niveles de producción, con excepciones de los grandes activos como Cantarell, KMZ, Burgos que han atravesado por etapas de sobreexplotación y en el caso de Cantarell agotamiento de sus reservas. Adicionalmente, estos proyectos generaron un enorme pasivo que no es comparable con el de las principales empresas petroleras a nivel mundial. Los costos financieros de los PIDIREGAS que el gobierno ha pagado con tasas reales de interés elevadas en algunos casos cercanas al 10%, o cuando menos tasas de interés muy por encima de la tasa libre de riesgo, obligan a la fiscalización a emprender esfuerzos especiales para evaluar la estrategia financiera del gobierno, y las alternativas propuestas de una amortización acelerada de los pasivos en la expectativa de reestructurarlos. Igualmente esta es una oportunidad para la fiscalización superior. El seguimiento de la evaluación de los proyectos Burgos y Cantarell para incrementar la producción de petróleo y de gas, mediante auditorías dinámicas de seguimiento es una oportunidad para la fiscalización y para la efectividad de la misma en un tema trascendental para el país. — La evaluación integral de la eficiencia del sistema de precios de transferencia que rige entre las subsidiarias de Pemex, es un también un tema que debe ser perfectamente abordado y transparentado por la fiscalización superior. — En materia de contratos incentivados o de desempeño, luego de las revisiones al marco normativo del Reglamento de la Ley de Pemex, será conveniente transparentar los términos en los que quedaron redactados los nuevos contratos y verificar si efectivamente se eliminó la posibilidad de asignar a contratistas particulares parte de la renta petrolera de los proyectos donde tengan participación. Por otra parte, en el Reglamento original se establecía que Pemex y los contratistas tendrían conjuntamente el control de los proyectos estratégicos, situación que en principio se eliminó en las Disposiciones Administrativas de Contratación (DAC). Sería recomendable que la ASF realice un seguimiento puntual de la normatividad sobre contratos incentivados a fin de corroborar que no incumplen con las disposiciones constitucionales en la materia. — En electricidad, la fiscalización superior tiene un amplio potencial en temas como la revisión de la capacidad de generación de la CFE, que está siendo subutilizada, con el aumento de los costos fijos y variables que ello implica, para permitir que los productores externos de energía (PEE) exploten y vendan al organismo público la electricidad que generan. Estos productores no asumen riesgos porque deciden vender a la CFE la energía que producen a los precios que pactaron en contratos que se extienden por 25 años y más. Existe un campo a evaluar por parte de la ASF en materia de licitaciones y permisos a permisionarios privados como Iberdrola, EDF International, Mitsubishi, AES, 80   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Intergen, TransAlta, entre otros, ya que la CRE ha autorizado inversiones y proyectos que están desplazando a los del servicio público nacional. — En lo relativo a las tarifas de electricidad, será importante para la fiscalización determinar en qué medida los altos precios de los permisionarios privados provocaron el aumento de costos de las empresas públicas y estos están siendo transferidos a las tarifas de los usuarios de electricidad del servicio público: consumo residencial y de las diversas actividades económicas. Incluso en qué medida también la reventa a LFC de la electricidad adquirida de los permisionarios por parte de CFE, con una sobretasa, deterioró aun más la difícil situación financiera del organismo liquidado. — La fiscalización tendrá como tarea la revisión de los subsidios que el gobierno federal ha entregado con recursos presupuestales a las dos empresas públicas, LFC y CFE, para compensar las bajas tarifas eléctricas y determinar si efectivamente deben ser imputados a las bajas tarifas o a los altos costos de venta derivados de los pagos que la CFE está realizando a los permisionarios privados por la adquisición de energía eléctrica. Lo cual podría implicar que en la medida que CFE esté siendo desplazada por los proyectos de las empresas extranjeras, el suministro de la electricidad continuará aumentando su precio. — Un campo fértil adicional para la fiscalización superior, lo es el elevado margen de generación del SEN. Se esgrime que ese margen es producto de la baja demanda efectiva de energía eléctrica que se deriva, a su vez, del lento crecimiento de la actividad económica del país y que el aumento de la generación proviene de una programación de largo plazo realizada por la CFE basada en expectativas de crecimiento alto del producto nacional de los criterios macroeconómicos que no se cumplen. No obstante, pareciera entonces que la CRE sigue fielmente esas expectativas porque es quien finalmente autoriza los permisos de concesión a los permisionarios privados, principalmente extranjeros. La ASF, deberá evaluar bajo qué criterios de política energética la CRE está autorizando esos permisos que están desplazando a las empresas del servicio público y están generando una sobreoferta en la capacidad de generación eléctrica. — Deberá evaluarse por parte de la fiscalización superior, el contexto económico, financiero, legal y político de la extinción y liquidación de LFC. En el marco del predominio de la inversión extranjera en una industria de generación y suministro de electricidad que constitucionalmente pertenece al Estado mexicano, habrá de revisarse qué tanto la liquidación de LFC, la propia subutilización de la capacidad instalada y desplazamiento de la CFE son resultado de la presencia de los permisionarios privados y no tanto de deficiencias operativas y financieras del organismo liquidado. Qué tan expuesta está la CFE para que entre en un proceso similar o se convierta en un intermediario para compra-vender electricidad y así salvar los preceptos constitucionales. 81    
    • SECTOR ENERGÉTICO     — Se requiere en cualquier caso, revisar los lineamientos y objetivos rectores de la política eléctrica nacional y sus programas de prospectivas de tal manera que se diseñen propuestas alternativas para redefinir la estructura del SEN. No es mediante la liquidación de empresas públicas y la privatización del SEN que se logrará contar con una industria eléctrica eficiente que garantice el suministro con tarifas adecuadas para los usuarios, habrá que replantear el reposicionamiento del servicio público mediante una estrategia de largo plazo con la rectoría estatal.                                     82   
    •   ANEXOS   Cuadro 1 COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOS Millones de Dólares Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008   (%)Exportaciones Netas  7,215.2  11,294.5      8,836.1  11,374.7  14,444.1  17,856.4  22,339.1  27,380.3  25,643.5  26,069.2  16,509.0 ‐36.7Exportaciones   9,884.9  15,966.3  12,944.7  14,691.1  18,437.9  23,421.6  31,702.6  38,671.9  42,581.6  49,543.3  30,615.0 ‐38.2Petróleo Crudo  8,829.5  14,552.9  11,927.7  13,392.2  16,676.3  21,257.9  28,329.4  34,706.8  37,937.5  43,341.5  25,693.2 ‐40.7Olmeca  2,830.7      4,219.9      2,775.7      2,222.9      2,307.7      3,187.9      4,246.2      5,443.4      4,469.1      4,712.2      3,444.9 ‐26.9Istmo  1,211.2      1,119.5        705.9        392.5        255.4        380.9      1,569.6      1,427.9      1,049.9        683.1        327.4 ‐52.1Maya  4,787.7      9,213.4      8,446.1  10,776.8  14,113.2  17,689.2  22,513.5  27,835.4  32,418.5  37,946.3  21,920.9 ‐42.2 a/Gas Natural Seco         114.3            48.8            47.8              4.0 * *            78.9            71.8        350.5        316.3        103.5 ‐67.3Petroliferos       832.7      1,118.9        856.3      1,182.0      1,612.3      1,929.2      2,951.0      3,570.8      4,051.5      5,536.8      4,671.0 ‐15.6Petroquímicos       108.4        245.7        112.9        112.9        147.5        216.7        302.9        298.7        242.1        348.6        147.3 ‐57.7Importaciones  2,669.7      4,671.8      4,108.5      3,316.5      3,993.8      5,565.2      9,363.5  11,291.6  16,938.2  23,474.1  14,106.1 ‐39.9 a/Gas Natural Seco        132.2        366.5        423.8        775.4      1,526.2      1,715.1      1,397.9      1,134.5        995.7      1,423.6        632.8 ‐55.6Petroliferos  2,511.5      4,233.4      3,656.2      2,495.2      2,423.3      3,791.6      7,858.7  10,028.8  15,797.5  21,892.8  13,309.8 ‐39.2Petroquímicos         25.9            72.0            28.6            45.9            44.3            58.4        106.8        128.2        145.0        157.7        163.5 3.6a/  Pa ra  1999 i ncl uye l a  compra  y reventa  de ga s  na tura l  s eco en Es ta dos  Uni dos .* Da to no di s poni bl e.Fuente: El a bora do por l a  UEC de l a  H. Cá ma ra  de Di puta dos  con da tos  de PEMEX.   Cuadro 2 COMERCIO EXTERIOR DE HIDROCARBUROS Y SUS DERIVADOS Miles de Barriles Diarios Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008   (%)Exportaciones  Petróleo Crudo  1,553.6      1,603.7      1,755.7      1,705.1      1,843.9      1,870.3      1,817.1      1,792.7      1,686.2      1,403.4      1,225.4 ‐12.7  Olmeca       434.4        397.8        317.4        244.8        215.6        221.4        215.8        230.6        172.7        129.6        143.5 10.7  Istmo       190.1        109.8            86.8            45.8            24.9            27.4            81.0            68.3            41.1            23.0            14.2 ‐38.5  Maya       929.1      1,096.4      1,351.4      1,414.5      1,603.4      1,621.6      1,520.3      1,493.8      1,472.3      1,250.8      1,067.8 ‐14.6 aGas Natural Seco  (MM pcd)       138.5            23.6            24.9              4.4 * *            23.9            32.7        138.7        107.4            66.5 ‐38Petroliferos       148.5        111.5        103.7        155.9        177.0        151.5        184.9        186.9        179.7        192.0        243.9 27.1Petroquímicos (Mt)       809.2      1,116.2        780.4        831.8        812.9        914.3        867.2        817.5        692.6        586.5        741.3 26.4Importaciones aGas Natural Seco  (MM pcd)       148.9        231.4        292.2        592.5        756.9        765.6        480.4        450.9        385.6        447.1        422.0 ‐5.6 bPetrolíferos       325.3        363.2        335.3        243.6        199.9        234.2        333.7        368.9        494.6        552.5        519.3 ‐6Petroquímicos (Mt)       106.2        317.3        128.1        197.4            94.7        104.7        238.6        253.8        270.0        249.8        384.5 53.9a . Pa ra  1999 i ncl uye l a  compra  y reventa  de ga s  na tura l  s eco en Es ta dos  Uni dos .b. No  i ncl uye retorno de productos  por concepto de ma qui l a  de crudo. Fuente: El a bora do por l a  UEC de l a  H. Cá ma ra  de Di puta dos , con da tos  de PEMEX.       83    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 3 EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO POR PAÍS DE DESTINO  a (miles de barriles diarios) Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Total  1,553.6  1,603.7  1,755.7  1,705.1  1,843.9  1,870.3  1,817.1  1,792.7  1,686.2  1,403.4  1,225.4 ‐12.7 Estados Unidos  1,172.8  1,203.4  1,321.7  1,338.6  1,437.5  1,482.0  1,424.7  1,441.9  1,351.5  1,142.9  1,052.2 ‐7.9 España       121.9       140.1       147.0       140.8       143.4       149.5       160.8       144.3       125.1       122.9        93.1 ‐24.3 India *            4.9        20.8        36.7        52.5        36.3        32.8        32.0        35.2        24.9        34.5 ‐1.0 Canadá        22.9        26.7        27.6        19.9        29.3        28.1        38.2        36.3        30.6        26.0        22.4 ‐13.9 Holanda        11.4           1.4 *            2.7 * * *            1.9        14.4            8.8        10.6 20.5 Convenio de San José        32.8        41.6        44.6        27.2        32.1        29.0        30.5        36.7        35.5        20.4           9.4 ‐53.9 Antillas Holandesas       101.5       107.0       139.9        91.8       104.9       116.5        95.8        75.0        70.0        33.8           2.7 ‐91.9 Israel            4.6            4.8            3.6            4.8            4.8            3.6            4.4            3.6            3.6            4.8            0.5 ‐89.6 Inglaterra        16.7        17.8        14.6        15.7        12.5        12.2        10.9            7.8        10.1            5.0 * * Portugal        20.4        17.5        15.2        15.4        15.0        12.5        17.7        12.5        10.0            2.5 * * Otros        48.6        38.5        26.7        11.4        11.9            0.7            1.4            0.6 *            1.4 * * a/.  No Incl uye l a  exporta ci ón tempora l  de petról eo crudo para  proces a miento. Fuente: El abora do por l a  UEC de l a H. Cáma ra  de Di puta dos  Con da tos  de PEMEX.     Cuadro 4 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO POR REGION Y ACTIVO INTEGRAL  a Miles de barriles diarios Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Total  2,906.0  3,012.0  3,127.0   3,177.1  3,307.9  3,382.9  3,333.3   3,255.6    3,075.7  2,791.6    2,601.5 ‐6.8 Región Marina Noreste  1,554.3  1,763.2  1,985.8   2,151.6  2,416.3  2,440.8  2,357.0   2,204.7    2,017.7  1,745.6    1,492.8 ‐14.5   Cantarell  1,265.6  1,471.1  1,731.0   1,902.3  2,122.8  2,136.4  2,035.3   1,800.9    1,490.5  1,039.5         684.8 ‐34.1   Ku‐Maloob‐Zaap       288.7       292.1       254.8       249.3       293.6       304.4       321.7        403.8        527.2       706.1         808.0 14.4 Región Merina Suroeste       683.5       621.7       551.0       452.2       397.6       388.2       396.3        475.1        505.9       500.3         517.6 3.5   Abkatún‐Pol‐Chuc       613.3       557.5       496.8       106.8       359.0       321.8       299.8        332.2        312.3       308.1         305.4 ‐0.9   Litoral Tabasco        70.2        64.2        57.3         45.4        38.6        66.4        96.5        142.9        193.6       192.2         212.3 10.5 Región Sur       587.2       549.6       508.7       498.4       483.3       472.7       496.6        491.3        465.2       458.7         497.7 8.5   Cinco Presidentes        39.4        37.3        30.7         34.3        37.3        37.7        38.8         39.3          44.6        47.3          56.6 19.5   Bellota‐Jujo       228.5       215.9       197.1       201.8       195.4       212.3       224.0        219.1        190.0       174.8         172.2 ‐1.5   Macuspana            1.1            0.7            0.7          1.6            2.5            4.9            5.0             6.6          10.4        15.7          27.1 72.3   Muspac        67.7        59.7        54.0 48.2        42.2        36.1        33.3         33.6                  33.6        36.1          42.1 16.4   Samaria‐Luna       250.4       236.0       226.3       212.3       205.9       181.9       195.5        192.7        186.7       184.7         199.9 8.2 Región Norte        81.0        77.5        78.5         74.9        73.6        81.2        83.5         84.5          86.9        87.1          93.3 7.1   Poza Rica‐Altamira        78.9        75.5        77.0         73.4        72.1        79.5        81.6         83.0          85.1        55.7          59.1 6.1   Aceite Terciario del Golfo * * * * * * * * *        29.3          29.5 0.7   Veracruz            2.1            1.9            1.6          1.5            1.5            1.7            1.9             1.5           1.8            2.1              4.6 126.6 a/  Apa rti r de 2004, la  es tructura  a dminis tra ti va  de Pemex‐Expl ora ci ón y Producci ón ca mbi a  a  a cti vos  i ntegra les , por lo que l a s  cifra s  de a ños  a nteriores  fueron a jus ta da s . Fuente: Ela bora do por l a  UEC de la  H. Cá ma ra  de Diputa dos  con da tos  de PEMEX         84   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Cuadro 5  PRECIO PROMEDIO DEL PETRÓLEO CRUDO EXPORTADO 1999‐2009 Dólares por barril Variaci 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 ón  2009‐Precio Promedio   15.6 24.8 18.6 21.5 24.8 31.1 42.7 53.0 61.6 84.4 57.4 ‐31.9Olmeca 17.9 29.0 24.0 24.9 29.3 39.3 53.9 64.7 70.9 99.4 65.8 ‐33.8Itsmo 17.5 27.9 22.3 23.5 28.1 38.0 53.1 57.3 69.9 81.1 63.4 ‐21.8Maya 14.1 23.0 17.2 20.9 24.1 29.8 40.6 51.1 60.4 82.9 56.3 ‐32.1Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados. Con datos de PEMEX      Cuadro 6 PRECIO PROMEDIO DEL PETRÓLEO CRUDO EXPORTADO 1999‐2009 Dólares de 2009 por barril Variaci 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 ón  2009‐Precio Promedio   20.1 30.7 22.6 25.7 28.9 35.3 46.9 56.5 63.8 84.1 57.4 ‐31.7Olmeca 23.0 36.1 29.0 29.7 34.2 44.7 59.2 68.8 73.4 99.0 65.8 ‐33.6Itsmo 22.5 34.7 27.0 28.0 32.7 43.2 58.3 61.0 72.3 80.8 63.4 ‐21.6Maya 18.2 28.7 20.8 24.9 28.1 33.9 446.1 54.4 62.5 82.6 56.3 ‐31.9Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados. Con datos de PEMEX        85    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 7  ELABORACIÓN DE PRODUCTOS 1999‐2009 miles de barriles diarios Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Petrolíferos 1284.2 1245.9 1267.1 1275.9 1342.9 1361.2 1338.3 1329.7 1312.4 1306.9 1342.7 2.7 gas licuado 31.0 24.9 27.8 31.3 33.8 28.0 30.6 25.4 26.6 25.9 27.1 4.7 Gasolinas 405.8 393.0 390.2 398.2 445.2 466.7 455.1 456.2 456.4 450.7 471.5 4.6 Turbosina 57.8 55.3 56.7 56.7 59.6 62.1 63.3 64.8 66.3 64.0 57.1 ‐10.9 Otros querosenos 0.8 0.3 0.3 * * * * * * * * * Diesel 271.9 265.4 281.6 266.9 307.8 324.7 318.2 328.1 334.0 343.5 337.0 ‐1.9 Cobustible industrial 3.8 2.4 * * * * * * * * * * Combustóleo 427.9 422.6 435.9 449.6 396.5 368.0 350.8 325.2 301.5 288.7 316.2 9.5 Asfaltos 30.3 31.1 28.7 28.8 25.6 27.2 29.3 32.3 31.9 34.3 31.9 ‐7.0 Lubricantes 8.3 6.0 5.2 4.9 5.5 5.4 5.2 5.1 5.2 5.1 4.2 ‐17.7 Parafinas 1.9 1.3 1.2 1.0 0.9 1.0 1.1 1.0 1.1 1.0 0.8 ‐21.5 Gas seco 43.3 41.8 39.0 37.4 51.3 49.9 51.9 56.7 55.2 54.9 54.9 ‐0.1 Otros petrolíferos 1.5 1.9 0.6 1.1 16.7 28.2 32.8 34.8 34.2 38.8 42.0 8.4 Petroquímicos (Mt) 866.4 768.0 712.8 690.6 894.8 1042.6 1048.2 1070.8 1121.2 1070.5 1178.4 10.1 Fuente: Elaborado por la UEC de la H. Cámara de Diputados. Con datos de PEMEX   Cuadro 8  INVERSIÓN EN CAPITAL Millones de pesos corrientes 2009          1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Millones  de dólares a Total  52,382  71,725  62,938  80,759  113,687  122,863  126,988  150,397  170,111  201,740  251,882          18,637 Inversión programable  25,103  28,837  26,993  22,943      19,013      12,243      21,436      20,130      17,573      23,773  251,882          18,637 Inversión PIDIREGAS  27,279  42,888  35,945  57,816      94,674  110,620  105,552  130,267  152,538  177,967 *                ‐ Pemex‐Exploración y Producción  41,080  44,654  53,446  63,000      88,380  113,332  112,863  130,071  148,761  178,104  226,802          16,781 Inversión programable  14,454  17,418  17,501  13,443        8,945        3,694      11,040        8,142        6,992        8,261  226,802          16,781 Inversión PIDIREGAS  26,626  27,236  35,945  49,557      79,435  109,638  101,823  121,929  141,769  169,844 *                ‐ Pemex‐Refinación      6,608  22,026      5,501  14,077      19,878        5,092        9,001      15,229      15,979      17,379      18,526             1,371 Inversión programable      6,608      6,374      5,501      5,893        5,744        4,647        6,542        7,369        7,124      10,580      18,526             1,371 Inversión PIDIREGAS *  15,652 *      8,184      14,134            445        2,459        7,861        8,855        6,800 *                ‐ Pemex‐Gas y Petroquímica Básica      3,430      3,620      2,567      1,796        3,253        2,498        3,206        3,322        4,004        4,203        3,941                292 Inversión programable      2,777      3,620      2,567      1,721        2,148        1,961        1,936        2,845        2,308        2,889        3,941                292 Inversión PIDIREGAS        653 * *            75        1,105            537        1,270            477        1,696        1,314 *                ‐ Pemex‐Petroquímica        945        996      1,058      1,454        1,627        1,598        1,530        1,426        1,139        1,614        2,053                152 Inversión programable        945        996      1,058      1,454        1,627        1,598        1,530        1,426            922        1,604        2,053                152 Inversión PIDIREGAS * * * * * * * *            217              10 *                ‐ Pemex Corporativo        319        429        366        432            549            343            388            349            227            439            560                  41 Inversión programabl        319        429        366        432            549            343            388            349            227            439            560                  41 a/  Ti po de ca mbi o uti l i za do 13.51 Fuente: El a bora do por l a  UEC de l a  H. Cá mara  de Di puta dos . Con da tos  de PEMEX       86   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Cuadro 9  VOLUMEN DE VENTAS INTERNAS miles de barriles diarios Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%)Petrolíferos  1,346.1  1,398.4  1,386.7  1,326.2  1,357.1  1,390.0  1,457.1  1,456.4  1,514.8  1,534.6  1,489.7 ‐2.9Gasolinas 512.6 532.7 551.8 566.2 601.2 636.7 672.1 718.9 760.9 792.6 792.4 0.0   Pemex Magna 468.0 472.3 476.5 476.5 500.2 525.5 559.6 601.8 658.9 706.2 727.7 3.0   Pemex Premium 42.8 58.9 73.9 88.5 100.1 110.4 111.7 116.3 101.3 85.7 64.1 ‐25.5   Gasaviones 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 ‐3.0  a   Otras 1.2 1.1 1.0 0.8 0.4 0.4 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 ‐19.0Querosenos 56.1 56.2 56.1 54.1 54.9 58.5 59.5 62.2 68.8 65.4 55.4 ‐15.3   Turbosina 55.3 55.5 55.3 53.3 54.2 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 ‐15.4 b   Otros  0.8 0.7 0.8 0.8 0.7 0.7 0.8 1.0 0.9 0.4 0.4 1.5Diesel 274.7 284.7 275.8 270.7 294.7 302.7 320.1 344.9 358.4 382.0 359.0 ‐6.0   Pemex Diesel 224.9 228.6 226.4 228.0 240.7 255.4 273.4 297.9 314.5 332.0 314.5 ‐5.3   Otros 49.8 56.1 49.4 42.7 54.0 47.3 46.7 46.9 43.9 50.0 44.5 ‐11.1 cCombustible industrial  4.3 2.3 * * * * * * * * * *Combustóleo 470.8 492.4 474.9 406.2 354.6 332.5 340.6 263.7 256.9 219.6 209.0 ‐4.8Asfaltos 19.5 20.6 20.9 21.6 22.2 24.5 26.9 28.8 29.9 32.6 30.7 ‐5.9Lubricantes 5.8 6.4 5.5 5.2 5.7 5.7 5.7 5.5 5.7 5.6 4.5 ‐19.0Parafinas 1.3 1.3 1.2 1.1 1.0 1.1 1.1 1.0 1.1 1.0 0.8 ‐21.2 dOtros  1.1 1.8 0.4 1.3 22.8 28.4 31.2 31.4 33.1 35.9 38.0 5.9Petroquímicos 845.0 201.1 301.6 235.3 272.3 286.0 289.0 333.8 290.9 278.9 365.4 31.0a/  Apartir de 1998 incluye la gasolina de llenado inicialb/  A partir de 1997 incluye el gasóleo domésticoc/  A partir de 1998 el combustible industrial sustituyó al gasóleo industriald/  Coque e impregnanteFuente: Ela bora do por l a  UEC de l a  H. Cá ma ra  de Di puta dos , con da tos  de PEMEX.   Cuadro 10 PRINCIPALES YACIMIENTOS DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS DEL MUNDO Yacimiento País Año Reserva Status Millones de barriles1. Ghawar Arabia Saudita 1945 75,000-85,000 Declive2. Burgan Kuwait 1938 66,000-72000 Declive3. Santos Brasil 2008 33,0003. Cantarell México 1976 18,000-35,000 Declive3. Bolivar Venezuela 32,0004. Safinaya Arabia Saudita 30,0005. Rumailia Irak 1953 20,0006. Tengiz Kazagistán 1979 15,000-26,0007. Ahwas Irán 1958 17,000 Declive8. Kirkut Irak 1927 16,0009. Marun Irán 1963 16,0009. Daqing China 16,000 Declive10. Gachsaran Rusia 1937 15,00011. Samotlor Rusia 14,000-16,00012.Prudhoe EUA (Alaska) 13,000 DecliveFuente: UEC con información de Simmons & Company International. 87    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 11 PRINCIPALES ESTADÍSTICAS OPERATIVAS CONSOLIDADAS Variación  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Producción (Mbd) Hidrocarburos líquidos        3,343        3,450        3,560        3,585        3,789        3,825        3,760        3,683        3,471        3,157        2,971 ‐5.9    Petróleo crudo        2,906        3,012        3,127        3,177        3,371        3,383        3,333        3,256        3,076        2,792        2,601 ‐6.8    Condensados y líquidos del gas            437            438            433            408            418            442            426            427            395            366            370 1.2 Gas natural (MMpcd)        4,791        4,679        4,511        4,423        4,498        4,573        4,818        5,356        6,058        6,919        7,031 1.6 Proceso decrudo        1,228        1,227        1,252        1,245        1,286        1,303        1,284        1,284        1,270        1,261        1,295 2.7 Petrolíferos        1,485        1,450        1,473        1,481        1,556        1,587        1,554        1,546        1,512        1,491        1,525 2.3 Petroquímicos (Mt) 12,823           11,501      10,377        9,880      10,298      10,731      10,603      10,961      11,757      11,973      11,956 ‐0.1 Ventas internas Volumen (MBD) Petrolíferos        1,654        1,726        1,712        1,658        1,684        1,718        1,771        1,762        1,815        1,826        1,771 ‐3    Gas licuado            312            330            325            332            327            328            313            305            300            291            281 ‐3.5    Gasolinas automotrices            511            531            550            565            600            636            671            718            760            792 792            0    Turbosina              55              56              55              53              54              58              59              61              68              65              55 ‐15.4    Diesel            275            285            276            271            295            303            320            345            358            382            359 ‐6    Combustóleo            471            492            475            406            355            332            341            264            257            220            209 ‐4.8    Otros              30              32              30              31              53              61              66              68              71              76              75 ‐1.5 Gas natural seco (MMpcd)        1,899        2,061        1,993        2,425        2,621        2,756        2,632        2,955        3,064        3,086        3,119 1.1 Petroquímicos (Mt)        4,317        3,505        3,495        3,295        3,181        3,568        3,795        3,869        4,041        4,191        4,064 ‐3 Valor (MP) Petrolíferos  112,246  184,680  171,139  161,213  222,821  296,219  373,383  433,565  473,571  542,687  512,720 ‐5.5    Gas licuado      17,598      28,469      29,327      26,137      36,856      42,663      48,531      52,706      54,456      55,972 49,461      ‐11.6    Gasolinas automotrices      45,722      74,887      71,609      69,756      99,228  144,982  184,651  221,697  247,338  265,981  258,488 ‐2.8    Turbosina        3,800        6,682        5,682        5,194        7,229      10,951      16,241      18,897      23,369      31,936      18,321 ‐42.6    Diesel      22,669      37,917      33,793      30,245      44,707      61,473      78,736      88,374      96,920  111,425  121,521 9.1    Combustóleo      20,250      33,522      27,653      26,709      30,896      31,529      39,521      43,299      42,396      61,670      51,908 ‐15.8    Otros        2,207        3,203        3,075        3,172        3,905        4,621        5,703        8,591        9,091      15,703      13,022 ‐17.1 Gas natural seco        15,557      27,595      28,914      30,313      51,189      69,195      79,038        5,355      78,644  105,436      58,102 ‐44.9 Petroquímicos         10,120      11,465        9,601        8,452      12,425      19,221      23,386      24,659      25,970      33,427      24,054 ‐28 Fuente: Ela bora do por l a UEC de l a H. Cá ma ra  de Di putados , con da tos  de PEMEX.                       88   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Cuadro 12 IMPORTACIÓN Y CONSUMO DE PETROLÍFEROS 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Importaciones (MD) Petrolíferos  2,512  4,233  3,656  2,495  2,423  3,792  7,859  10,029  15,797  21,893  13,310 Gas Licuado      392      606      601      472      574      648      707        814      1,095      1,118        771 Gasolinas  1,003  1,346  1,931  1,192  1,033  2,136  5,205      6,624  10,917  14,611      9,323 Diesel      246      388      488      205        61        60      601      1,263      1,961      3,379      1,381 Combustóleo      579  1,132      716      156      199      226      415        285        385      1,158        943 Importaciones (mbpc) Petrolíferos 325.3 363.2 335.3 243.6 199.9 234.2 333.7 368.9 494.6 552.5 519.3 Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281 Gasolinas 104.8 90.6 139.3 95.6 69.1 112.5 190.4 214.2 315.3 345.6 335.1 Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359 Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209 Verntas internas (MM$) Petrolíferos 112.2 184.7 171.1 161.2 222.8 296.2 373.4 433.6 473.6 542.7 512.7 Gas Licuado 17.6 28.5 29.3 26.1 36.9 42.7 48.5 52.7 54.5 56 49.5 Gasolinas 39.67 45.98 75.18 71.9 70 99.44 145.19 184.88 221.97 247.63 266.29 Diesel 22.7 37.9 33.8 30.2 44.7 61.5 78.7 88.4 96.9 111.4 121.5 Combustóleo 20.3 33.5 27.7 26.7 30.9 31.5 39.5 43.3 42.4 61.7 51.9 Verntas internas (mbpc) Petrolíferos 1654 1726 1712 1658 1684 1718 1771 1762 1815 1826 1771 Gas Licuado 312 330 325 332 327 328 313 305 300 291 281 Gasolinas 511 531 550 565 600 636 671 718 760 792 792 Diesel 275 285 276 271 295 303 320 345 358 382 359 Combustóleo 471 492 475 406 355 332 341 264 257 220 209 Precios (dpb) Gasolina importada 25.57 39.6 37.83 34.05 41.69 52.42 75.45 85.16 95.09 115.45 75.92 Mezcla de Exportación 15.57 24.79 18.61 21.52 24.78 31.05 42.71 53.04 61.64 84.38 57.44 Diferencial 10.0 14.8 19.2 12.5 16.9 21.4 32.7 32.1 33.5 31.1 18.5 Fuente: UEC con información de los Anuarios Estadísticos de Pemex.            89    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 13 IMPUESTOS, DERECHOS Y APROVECHAMIENTOS Millones de pesos Variación  2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2009‐2008  (%) Total 313,966 402,294 490,142 604,164 582,855 b 677,256 a 771,702 546,633 ‐29.2 c Derechos sobre hidrocarburos 177,762  238,670 398,023 515,059 562,092 650,960 761,217 537,911 ‐29.3    Derecho ordinario s obre hidrocarburos 344,909 515,059 486,175 559,408 667,000 450,694 ‐32.4    Derecho es pecia l s obre hi droca rburos 36 * * 5,919 *    Derecho s obre extracci ón de hi droca rburos * * * 2,722 *    Derecho úni co s obre hi droca rburos 15,555 * * 2,734 *    Derecho extraordinario s obre l a  exportaci ón de petról eo 3,371 * 45,899 16,511 25,560 * *    Derecho s obre hi droca rburos  para el  fondo de es tabil iza ci ón 49,068 * 404 61,254 66,930 73,278 9.5    Derecho para el  fondo de i nves ti ga ción ci entífica  y tecnol ógi ca 302 * 24 457 1,676 2,539 51.5    Derecho para l a  fi s cal i zaci ón petrol era 22 * * 27 34 25 ‐24.7    Derecho s obre extracci ón de petróleo * * 17 * * 1 Otros impuestos y derechos  45,000 7,429 3,317 17,039 6,305 4,464 ‐16.8 Impuesto a los rendimientos petroleros (IRP) 1,978 4,915 6,030 1,583 2,503 Impuesto sobre la renta (ISR) 4,605 3,226 2,597 1,756 IEPS 122,437 98,960 56,528 21,033 * * * * * Aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE) 13,766 19,664 35,591 58,665 7,926 * * * * 1  Incluye provisiones a  Inluye efecto inflacionario por 13,303 millones de pesos b  Inluye efecto inflacionario por 13,999 millones de pesos c  Se refiere a los derechos sobre extracción y otros Nota: Apartir de La dinámica ascendente de los precios internacionales de los hidrocarburos y de los productos petrolíferos, ocasionó que en 2009, 2008 y 2007 se presentara un efecto de tasa negativa del IEPS. A partir del 1° de enero de 2006 se modificó la Ley mencionada permitiéndole a PR reconocer como beneficio el efecto de la tasa negativa de IEPS. Al 31 de diciembre de 2009, 2008 y 2007, el efecto de la tasa negativa del IEPS reconocido como otro ingreso fue de $37,247.3, $194,575.7 y $72,137.0 millones de pesos respectivamente. Fuente: Elaborado por la UEC, con datos de PEMEX.                         90   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   Cuadro 14 COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD Agrupación Sectorial de Tarifas Precio Medio (pesos/kWh) Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Doméstico 0.375 0.437 0.492 0.559 0.608 0.769 0.831 0.884 0.920 0.962 1.017 1.062 1.068Comercial 0.924 1.051 1.201 1.277 1.318 1.394 1.634 1.868 2.054 2.359 2.393 2.550 2.373Servicios 0.655 0.824 0.947 1.055 1.136 1.219 1.300 1.410 1.480 1.545 1.660 1.722 1.758Agrícola 0.196 0.226 0.257 0.287 0.313 0.336 0.364 0.393 0.436 0.442 0.478 0.510 0.411Mediana Industrial 0.428 0.462 0.525 0.615 0.629 0.707 0.851 0.978 1.065 1.190 1.236 1.527 1.264Gran Industria 0.291 0.307 0.350 0.429 0.437 0.477 0.596 0.709 0.778 0.877 0.907 1.183 0.955Total 0.395 0.444 0.504 0.583 0.615 0.700 0.821 0.955 1.026 1.102 1.178 1.373 1.212Fuente: UEC con información de CFE Cuadro 15 COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD Miles de Usuarios Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Doméstico 14,572 15,145 15,753 16,451 17,166 17,934 18,740 24,615 25,484 21,304 27,476 28,591 29,455Comercial 1,673 1,749 1,811 1,913 2,024 2,127 2,218 2,966 3,056 2,467 3,250 3,353 3,420Servicios 89 105 112 120 128 136 142 152 158 161 162 168 174Agrícola 84 87 90 92 95 97 100 105 107 109 113 115 117Mediana Industria 80 87 96 106 116 126 138 165 180 181 212 225 236Gran Industria 0.402 0.427 0.463 0.497 0.520 0.543 0.554 0.640 0.661 0.653 0.729 0.749 0.805Total 16,498 17,173 17,863 18,682 19,529 20,421 21,338 28,003 28,986 24,224 31,213 32,451 33,403Fuente: UEC con información de CFE Cuadro 16 COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD Productos Millones de pesos Sector 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Doméstico 8,926 11,259 13,410 16,607 19,373 25,088 27,876 35,986 39,134 36,637 46,590 50,385 51,818Comercial 6,043 7,437 8,982 10,296 11,228 12,287 14,750 24,140 26,721 22,149 32,082 34,792 31,832Servicios 2,300 2,984 3,535 4,164 4,634 5,115 5,577 8,841 9,520 7,199 11,271 12,148 13,686Agrícola 1,485 1,728 2,036 2,242 2,311 2,539 2,660 2,735 3,517 3,495 3,726 4,133 3,824Mediana  13,301 15,685 19,132 24,240 25,474 29,642 36,695 57,867 65,914 60,753 83,767 105,506 85,514Gran Industria 9,369 10,025 12,123 15,865 15,407 17,065 20,402 26,548 29,425 30,324 35,215 45,606 33,242Total 41,424 49,118 59,218 73,414 78,427 91,736 107,959 156,117 174,232 160,557 212,651 252,569 219,915Fuente: UEC con información de CFE 91    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Cuadro 17 SECTOR ELÉCTRICO: PERMISOS OTORGADOS BAJO LA MODALIDAD PRODUCTOR INDEPENDIENTE1 CAP. ENERGIA INVERSION FECHA DE UBICACION AUTORI- AUTORI- (MILLONES LICITANTE ESTADO Tipo PERMISIONARIO ENTRADA EN PAÍS DE LA ZADA ZADA DE GANADOR ACTUAL OPERACIÓN PLANTA (MW) (GWh/AÑO) DOLARES) CC AES MERIDA III, S. DE R.L. DE C.V. 531.5 3,400.0 $ 478.4 31/05/00 AES JAPÓN OPERACIÓN YUCATAN Unión CC FUERZA Y ENERGIA DE HERMOSILLO, S.A. DE C.V. 252.7 1,800.0 $ 227.4 01/10/01 OPERACIÓN SONORA Fenosa ESPAÑA EDF CC CENTRAL SALTILLO, S.A. DE C.V. 247.5 1,650.0 $ 222.8 10/11/01 OPERACIÓN COAHUILA Internatiotal FRANCIA CC ELECTRICIDAD AGUILA DE TUXPAN, S. DE R.L. DE C.V. 535.6 3,707.5 $ 482.0 16/12/01 Mistubishi JAPÓN OPERACIÓN VERACRUZ CC ENERGIA AZTECA VIII, S. DE R. L. DE C.V. 597.0 4,399.0 $ 537.3 15/01/02 Intergen OPERACIÓN GUANAJUATO EUA EDF CC CENTRAL ANAHUAC, S.A. DE C.V. 568.6 3,700.0 $ 511.7 18/01/02 OPERACIÓN TAMAULIPAS International FRANCIA CC IBERDROLA ENERGIA MONTERREY, S.A. DE C.V. 530.1 4,061.0 $ 477.1 26/03/02 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN NUEVO LEON Mitsubishi JAPÓN/ CC ELECTRICIDAD AGUILA DE ALTAMIRA, S. DE R.L. DE C.V. 565.3 3,631.5 $ 508.8 01/05/02 OPERACIÓN TAMAULIPAS EDFI FRANCIA Unión CC FUERZA Y ENERGIA DE TUXPAN, S.A. DE C.V. 1,120.0 7,362.5 $ 1,008.0 23/05/03 OPERACIÓN VERACRUZ Fenosa ESPAÑA CC TRANSALTA CAMPECHE, S.A. DE C.V. 275.0 2,103.0 $ 247.5 28/05/03 TransAlta CANADÁ OPERACIÓN CAMPECHE BAJA CC ENERGIA AZTECA X, S. DE R.L. DE C.V. 597.3 4,850.0 $ 537.5 20/07/03 Intergen OPERACIÓN EUA CALIFORNIA CC TRANSALTA CHIHUAHUA, S.A. DE C.V. 317.9 2,174.4 $ 286.1 08/09/03 TransAlta CANADÁ OPERACIÓN CHIHUAHUA Unión CC FUERZA Y ENERGIA DE NACO-NOGALES, S.A. DE C.V. 339.3 1,920.0 $ 305.4 04/10/03 OPERACIÓN SONORA Fenosa ESPAÑA CC IBERDROLA ENERGIA ALTAMIRA, S.A. DE C.V. 1,153.7 7,797.0 $ 1,038.3 24/12/03 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN TAMAULIPAS EDF CC CENTRAL LOMAS DE REAL, S.A. DE C.V. 541.0 3,780.0 $ 486.9 01/04/04 OPERACIÓN TAMAULIPAS International FRANCIA CC IBERDROLA ENERGIA LA LAGUNA, S.A. DE C.V. 517.8 3,704.0 $ 466.0 15/03/05 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN DURANGO EDF CC CENTRAL VALLE HERMOSO, S.A. DE C.V. 547.0 3,700.0 $ 492.3 01/04/05 OPERACIÓN TAMAULIPAS International FRANCIA CC COMPAÑIA DE GENERACION VALLADOLID, S. DE R.L. DE C.V. 563.4 3,849.4 $ 507.1 01/06/06 Mitsui JAPÓN OPERACIÓN YUCATAN CC ELECTRICIDAD SOL DE TUXPAN, S. DE R.L. DE C.V. 548.4 3,787.3 $ 493.6 01/09/06 Mitsubishi JAPÓN OPERACIÓN VERACRUZ CC IBERDROLA ENERGIA DEL GOLFO, S.A. DE C.V. 1,143.0 10,012.7 $ 1,028.7 01/11/06 Iberdrola ESPAÑA OPERACIÓN TAMAULIPAS SAN LUIS CC IBERDROLA ENERGIA TAMAZUNCHALE, S.A. DE C.V. 1,161.0 10,170.4 $ 1,044.9 21/06/07 Iberdrola OPERACIÓN ESPAÑA POTOSI Unión CONSTRUC- CC FUERZA Y ENERGIA DE NORTE DURANGO, S.A. DE C.V. 596.5 3,478.6 $ 536.9 02/01/10 DURANGO Fenosa ESPAÑA CIÓN CONSTRUC- EOL ENERGIAS AMBIENTALES DE OAXACA, S. A. DE C. V. 102.0 410.0 $ 204.0 26/11/10 ND ND OAXACA CIÓN CONSTRUC- EOL ENERGIAS RENOVABLES VENTA III, S. A. DE C. V. 102.9 288.0 $ 205.7 30/06/11 ND ND OAXACA CIÓN CONSTRUC- EOL CE OAXACA DOS, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND ND OAXACA CIÓN CONSTRUC- EOL CE OAXACA CUATRO, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND ND OAXACA CIÓN CONSTRUC- EOL CE OAXACA TRES, S. DE R. L. DE C. V. 102.0 326.4 $ 204.0 23/12/11 ND ND OAXACA CIÓN Total 13,760.4 96,715.3 $12,946.4 Nota: CC corresponde a generación de Ciclo Combinado y EOL a Eoloeléctrica. 1  Al 31 de mayo de 2010. Fuente: UEC con información de CFE y CRE. 92   
    •   ABREVIATURASASF Auditoría Superior de la Federación o su equivalente órgano de fiscalización superior.CGPE Criterios Generales de Política EconómicaCHPF Cuenta de la Hacienda Pública FederalCRE Comisión Reguladora de EnergíaLD Ley de DerechosLFPRH Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.LGDP Ley General de Deuda PúblicaLI Ley de Ingresos Fiscales del Sector Público.LPCGPF Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público FederalNIF Normas de Información Financiera que sustituyeron a los PCGA y que están vigentes desde mayo de 2007.PBCG Principios Básicos de Contabilidad Gubernamental.PCGA Principios de Contabilidad Generalmente AceptadosPEF Presupuesto de Egresos de la FederaciónPICE Programa para Impulsar el Crecimiento y el EmpleoPPEF Proyecto de Presupuesto de Egresos de la FederaciónRFSP Requerimientos Financieros del Sector PúblicoSEC Securities and Exchange Commission (EUA)SENER Secretaría de EnergíaSHCP Secretaría de Hacienda y Crédito PúblicoUEC Unidad de Evaluación y Control de la Cámara de Diputados 93    
    • SECTOR ENERGÉTICO     94   
    •   GLOSARIO DE TÉRMINOSAsset Backed Securities. Mecanismo financiero que consiste en la conversión deciertos activos en títulos de renta fija negociables en un mercado secundario devalores. La titulación consiste en agrupar una serie de activos (derechos de cobro deingresos petroleros futuros, hipotecas subprime, por ejemplo) en un fondo con el finde emitir bonos del mismo y colocarlos entre los inversores.Autoabastecimiento de energía eléctrica. La utilización de energía eléctrica parafines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantasdestinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarioso socios.Autoabastecimiento remoto de energía eléctrica. Uso de las redes de transmisiónpúblicas –CFE y LFC- por parte de permisionarios privados para desde su centralgeneradora transmitir electricidad a cualquier parte del país.Carga Fiscal de PEMEX. Es la parte de los ingresos operativos del organismo quetoma el Estado, mediante el IEPS y el IVA a gasolinas, así como los derechos sobrehidrocarburos y otro tipo de derechos, productos y aprovechamientos. Pude medirsecomo una proporción de los ingresos fiscales (IF) obtenidos por esta vía con relaciónal valor del Producto Interno Bruto (PIB), Carga Fiscal =IF/PIB.Contratos de Riesgo. Son operaciones que llevan a cabo dos empresas para realizarun determinado requerimiento, obra o para la prestación de un servicio. Estasempresas se asocian con el objetivo de compartir riesgos, tecnologías yfinanciamientos.Contratos incentivados o de desempeño. Los contratos incentivados es un nuevomodelo de contratación de servicios de Pemex que se encuentra en revisión en elConsejo de Administración de la paraestatal, se pretende utilizarlo en un 95% de lasnuevas contrataciones y pretende generar ahorros y mitigar riesgos financieros.Busca asociar a los contratos beneficios no contemplados en los contratostradicionales para el contratista como reparto de la renta petrolera en función de losingresos generados por los proyectos.Déficit Fiscal Ampliado. Es el déficit tradicional más el saldo de los requerimientosfinancieros del sector público (RFSP). Varios puntos porcentuales con relación al PIB.Déficit Fiscal Tradicional. La diferencia entre ingresos y gastos del sector públicopresupuestal, en equilibrio desde 1993. 95    
    • SECTOR ENERGÉTICO     Empresas Offshore. Empresas que realizan operaciones financieras en los denominados paraísos fiscales, donde no están regidos por ningún tipo de regulación, normalmente el registro de sus operaciones se realiza mediante contabilidad paralela. Exportación de energía eléctrica. Los permisionarios de cogeneración, pequeña producción y producción independiente pueden destinar parte de su capacidad de generación para su venta en el extranjero. Flujo Neto. Es la diferencia entre ingresos y egresos después de cubrir el costo financiero. Flujo Neto Efectivo. Es el flujo neto menos las obligaciones fiscales. Importación de energía eléctrica. Para cubrir las necesidades propias del permisionario con energía eléctrica proveniente de fuentes ubicadas en el extranjero. Inversión Financiada Comprometida: Es el total de la inversión que en un proyecto se eroga desde que inicia hasta que concluye el mismo. Inversión Financiada Contratada: Es el monto de inversión erogado en un proyecto a un año específico. Pasivo Contingente. Corresponde a las obligaciones financieras adquiridas por los proyectos PIDIREGAS y que se generen a partir del tercer año del compromiso adquirido hasta el pago total de los mismos. Pasivo Directo. Se refiere a los montos de financiamiento a pagar del os proyectos PIDIREGAS durante el ejercicio fiscal anual corriente y el ejercicio fiscal siguiente. Pasivo Legal: Es la obligación derivada de un pasivo directo, el cual comprende los montos a pagar durante el ejercicio anual y el ejercicio siguiente, según lo establecido en el Artículo 18 de la Ley General de Deuda Pública. Pasivo Real. Representa el pasivo cuyo vencimiento corresponde al año en curso. Pasivo Total: Importe de la obligación total materia de contrato. Pequeña producción de energía eléctrica. La venta a la Comisión Federal de Electricidad de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo caso no podrán tener una capacidad mayor de 30 MW en un área determinada por la SENER. PIDIREGAS. En 1995, se diseñó un nuevo mecanismo de la inversión pública denominado Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo, también conocidos como Proyectos de Infraestructura Diferidos en el Registro del Gasto que se han utilizado para financiar proyectos tanto de PEMEX como de CFE. Productor externo de energía o PEE. Persona física, sociedad, asociación, fideicomiso u otra entidad o forma de asociación, ya sea con o sin personalidad 96   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009  jurídica en México, que sea titular de un permiso de productor externo de energía, quele autorice a proporcionar capacidad de generación de energía eléctrica y a vender laenergía eléctrica asociada a la CFE, de conformidad con lo dispuesto en la Ley delServicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento.Producción independiente de energía eléctrica. La generación de energía eléctricaproveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamentea su venta a la Comisión Federal de Electricidad o a la exportación.Riesgo Moral. El que asumen los gobiernos federales cuando se generan pasivosnacionales públicos o privados y los toma el propio gobierno como parte de subalance fiscal.Titulación de los Flujos de Ingresos Futuros (securitization of future flowreceivables). Esquema financiero utilizado principalmente por países en desarrollocuando experimentan necesidades de financiamiento y se otorga como garantía losingresos futuros que generará el proyecto financiado.Valor Presente Neto Efectivo (VPNE). Generalmente, los beneficios o pérdidas delos proyectos PIDIREGAS están expresados a través del VPNE, que se define comola diferencia entre los ingresos generados y los costos operativos más los costosfinancieros.Vehículo Financiero. También denominada compañía offshore, que realizatransacciones financieras normalmente fuera de normatividad, bajo una contabilidadparalela y que aprovecha las ventajas de nula o escasa regulación en los llamadosparaísos fiscales.Vehículos Financieros de PEMEX. Algunos de ellos operan en los paraísos fiscalescon la garantía de PEMEX y el gobierno federal y sus cuentas financieras no estánregistradas en la contabilidad gubernamental, así como tampoco están sujetas a lasupervisión de entidades regulatorias nacionales.   97    
    •   98    
    •   REFERENCIAS (1) Banco de México (2010). Estadísticas sobre la balanza comercial petrolera. (2) Bergman, M., Carreón, V. y Hernández, F. (2004). Evasión Fiscal en el Impuesto Sobre la Renta de Personas Morales. CIDE. (3) BP (2010). Statistical Review of World Energy. (4) Bureau Labor Statistics (2010). CPI Indicators. (5) Castillo, H. y Naranjo, R. (1984). Cuando el petróleo se acaba. México, Ediciones Océano. (6) Cordera, R. (2008). El destino de la renta petrolera y el desarrollo de México. Centro de Estudios Globales y de Alternativas para el Desarrollo de México. Facultad de Economía, UNAM. (7) Diario Oficial de la Federación (2008, 2009). Ley Federal de Derechos. (8) Elizarrás, G. (2008). El verdadero reto es racionalizar PEMEX. Debate sobre la reforma energética, UNAM. (9) Energy Information Administration (2010). Annual Energy Outlook. (10) Fondo Monetario Internacional (2004), Public-Private Partnerships, Prepared by the Fiscal Affairs Department. (11) Fondo Monetario Internacional (2007), El Directorio Ejecutivo del FMI concluye la Consulta del Artículo IV con México. (12) Luis Alberto, Ibarra (2005). Inversión impulsada por el sector público en México, Unidad de Inversiones, SHCP. (13) Flores, Nancy. (2008). PEMEX: deuda PIDIREGAS por 2.1 billones de pesos, septiembre de 2008. Revista Fortuna. -- (2008). IP y bancos, beneficiarios de los PIDIREGAS, noviembre de 2008. Revista Fortuna. 99    
    • SECTOR ENERGÉTICO     -- (septiembre2008). Operaciones de PEMEX en siete paraísos fiscales, agosto de 2008. Revista Fortuna. (14) Hoover´s (2010). Estados financieros de empresas petroleras. (15) Ibarra, D. (2008). El desmantelamiento de PEMEX. ECONOMÍAunam vol. 5 núm. 13. -- (2008). Impuestos y finanzas petroleras. Revista Nexos No. 372, Diciembre de 2008. (16) Instituto Mexicano del Petróleo (2010). Indicadores de precios de la mezcla mexicana. (17) OPEP (2010). Annual Statistical Bulletin de 2009 (18) Presidencia de la República (2008). Iniciativas de reformas a distintas disposiciones reglamentarias del sector energético. (19) SENER (2008). Diagnóstico: Situación de PEMEX. -- (2010) Estrategia Nacional de Energía. -- (2009) Prospectiva de Petróleo Crudo, 2008-2017. -- (2009) Balance Nacional de Energía. -- (2009) Prospectiva del Mercado de Gas Natural, 2008-2017. -- (2009) Prospectiva de Petrolíferos, 2008-2017 (20) Suhas Ketkar & Dilip Ratha (2001), Development financing during a crisis: securitization of future receivables. Banco Mundial. -- (2005), Recent Advances in Future Flow Securitization. The Financer Vol. 11/12, 2004-2005. -- (2001), Titulización de derechos de crédito futuros. Revista Finanzas & Desarrollo/ Marzo de 2001. (21) UEC (2008), El desempeño económico de PEMEX, 2000-2006. Comisión de Vigilancia de la Cámara de Diputados. -- (2010), Regulación y Transparencia de los Vehículos Financieros de Pemex. -- (2010), Evaluación de la Fiscalización Superior en entes vinculados con Funciones de Desarrollo Económico. Sector Energía. 100   
    • EVALUACIÓN DE LA CUENTA PÚBLICA 2009   (22) ASF (2010). Informe del Resultado de la Revisión de la Cuenta Pública 2008. -- (2010), PEMEX: PMI Trading, Ltd. -- (2010), Operaciones Realizadas con Acciones de la Empresa Repsol YPF, SA -- (2010), Proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec. -- (2010), Programa de Producción de Petróleo, Gas, Petrolíferos y Petroquímicos. (23) ASF (2008). Informe del Resultado de la Revisión de la Cuenta Pública 2007. -- (2008), PEMEX: Evaluación de la deuda PIDIREGAS. -- (2008), PEMEX: Operaciones a través de instrumentos financieros. -- (2008), SHCP, Evaluación financiera de los PIDIREGAS, diciembre de 2008. (24) ASF (2006). Informe del Resultado de la Revisión de la Cuenta Pública 2004. -- (2006), SHCP, Evaluación de la operación y desempeño financiero de los PIDIREGAS. -- (2006), PEMEX, Evaluación financiera de Petróleos Mexicanos. -- (2006), PEMEX, Evaluación del balance presupuestario y la deuda de PEMEX. -- (2006), PEMEX, Operaciones financieras de PEMEX a través de diversos instrumentos financieros. -- (2006), PEMEX, Operaciones financieras de PEMEX con PEMEX Finance, Ltd. -- (2006), PEMEX, Inversión en acciones de empresas propiedad de PEMEX y sus organismos subsidiarios. (25) ASF (2005). Informe del Resultado de la Revisión de la Cuenta Pública 2003. -- (2005), PEMEX, Cuentas de Balance-Pasivo, PIDIREGAS. (26) PEMEX, Informes sobre la situación financiera, varios años -- Presupuesto de Egresos, varios años. -- Informes Anuales, varios años. 101    
    • SECTOR ENERGÉTICO     -- Indicadores Operativos, varios años (27) SHCP, Presupuesto de Egresos de la Federación, varios años -- Cuenta de la Hacienda Pública Federal, 2009 y otros -- Criterios Generales de Política Económica, varios años -- (1995), Ley General de Deuda Pública -- (1995), Ley de Presupuesto, Contabilidad y Gasto Público Federal -- (2008), Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria -- (2008), Programa para Impulsar el Crecimiento y el Empleo --(2000-2010), Informe trimestral sobre la economía, las finanzas públicas y la deuda.   102