LA RENTA PETROLERA
Y LA CONSTRUCCIÓN DE REGÍMENES
NO PROPIETALES: EL CASO DE PEMEX

Rosío Vargas
Miguel Morales Udaeta

La renta petrolera y la construcción de regímenes no propietales. El caso de Pemex, de Rosío Vargas y Miguel Morales Udaeta

Esta obra fue publicada en versión impresa el 30 noviembre de 2011.

[ISBN: 978-607-02-2784-4]

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Formación original: María Elena Álvarez Sotelo.

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Hecho en México

ÍNDICE

“INTRODUCCIÓN”

“ANTECEDENTES”

“La renta en David Ricardo y Carlos Marx”

“La escuela neoclásica”

“Los regímenes propietales y no propietales
(Bernard Mommer)”

“Extractivismo en América Latina”

“EL RÉGIMEN PETROLERO INTERNACIONAL”

“Contratos”

“GOBERNANZA CORPORATIVA”

“La gobernabilidad global aplicada a México”

“UNA APROXIMACIÓN AL CÁLCULO
DE LA RENTA PETROLERA”

“Definición del concepto”

“Componentes de la renta”

“La renta petrolera en los presupuestos
de ingresos y egresos de la Federación”

“Fondo petrolero nacional”

“CONCLUSIONES”

“BIBLIOGRAFÍA”

“ANEXO METODOLÓGICO”

“ANEXO DE POSTULADOS NEOLIBERALES”

“SOBRE LOS AUTORES”

INTRODUCCIÓN

El presente trabajo destaca las principales teorías, enfoques y conceptos relativos a la renta petrolera que nos permitan identificarla en la construcción de la nueva estructura jurídico-institucional vigente en México a partir de la reforma energética de 2008 y en un contexto de disminución de los re cursos petroleros, habida cuenta de que este país alcanzó el pico de Hubbert en el año 2004.[1]

Hemos tomado como punto de partida las aportaciones de los clásicos de la economía política (David Ricardo, Carlos Marx y Adam Smith) en relación con la renta petrolera. Nos interesa destacar su vínculo con la propiedad de la tierra e intentar seguir el desarrollo histórico del concepto de la renta. Un punto de inflexión lo constituyó la obra de Alfred Marshall y la teoría neoclásica, ya que al tomar el concepto de utilidad marginal, se diluye el concepto de renta en la determinación de los precios de producción. El nexo de la renta y la tierra nos hizo llegar a Bernard Mommer cuyo aporte teórico hemos tomado como uno de los ejes fundamentales de este escrito; sobre todo en lo que se refiere al tránsito histórico de un régimen propietal (terminología de Bernard Mommer), basado en la propiedad de los recursos mineros de un Esta donación y de su industria petrolera nacional, a uno no propietal o de competencia y acceso a la inversión privada, en donde se registrará la pérdida gradual de facto del usufructo de esos recursos por parte del Estad o propietario.

La tesis que guía este escrito es que no sólo hay durante la evolución del pensamiento económico un desplazamiento del factor tierra, como categoría de análisis asociada a la renta petrolera, sino también uno de la importancia de la propiedad en relación con la generación y apropiación de la renta. Se constata, en particular, la construcción de un nuevo régimen de gobernanza internacional, del cual forman parte instituciones, actores y acuerdos tanto de libre comercio como de inversión, con normas, reglamentos y va lores que coadyuvan al traspaso de la renta y el poder funda mental mente, desde los países productores petroleros en vías de desarrollo, hasta las naciones industrializadas y sus corporaciones trasnacionales.

Los mecanismos directos para esto son diversos. Si bien destaca la construcción de una serie de principios de gobernanza corporativa,[2] dictados por la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE), que mueven a las empresas públicas hacia una base jurídica privada de regímenes contractuales, a través de los cuales no sólo se redistribuye la renta petrolera en favor de los actores privados, sino que son el mecanismo mediante el cual las corporaciones petroleras se apropian de las reservas petroleras de los países productores y las registran como activos en las bolsas de valores de sus naciones a través de las concesiones. La ejecución de estas políticas es cada vez más generalizada y con el tiempo conduce a los países a desmantelar sus constituciones ante la incertidumbre jurídica que representan para los inversionistas, dada la posibilidad que existe de revertir tales contratos y concesiones.

Sin duda la renta petrolera sigue siendo el factor medular en el proceso de acumulación de la industria petrolera y del sistema capitalista en general, que propicia y justifica el traspaso de su apropiación por parte del Estadoterrateniente en favor de las corporaciones trasnacionales. Esto no es nuevo, excepto en sus formas. Históricamente, la apropiación de la renta en el sistema internacional ha ocurrido a través de la deuda, los altos precios del petróleo, las fusiones entre corporaciones, la fijación de tasas de rentabilidad por parte de las empresas trasnacionales y con las privatizaciones de las empresas estatales. Al interior de los Estados-nación las oligarquías se han apropiado de la renta, al desatender sus obligaciones fiscales, así como a partir de un consumo dispendioso resultante de la importación de mercancías extranjeras. Los tratados de libre comercio, los acuerdos de inversión están entre las forma presentes de apropiación.

La magnitud de la renta petrolera seguirá siendo considerable en tanto se mantengan sus elementos constitutivos, tales como las diferencias de productividad, un alto precio de los crudos de referencia internacionales, una tendencia creciente del consumo, la propiedad privada y estatal de los recursos mineros, así como la existencia misma del sistema capitalista que impone su lógica de acumulación y apropiación en la industria petrolera.

Con base en lo anterior, consideramos que, pese a las mayores dificultades productivas en los yacimientos petroleros de México, la renta seguirá siendo cuantiosa y su tendencia creciente, debido a las alzas en los precios internacionales del hidrocarburo y a la vecindad geográfica con Estados Unidos que significa una alta demanda, con tasas de crecimiento positivas para las exportaciones del crudo mexicano. Su traspaso se estima cada vez mayor a favor del sector privado, sobre todo trasnacional, por el régimen contractual y los cambios regulatorios en toda la cadena de producción de la industria, resultan tes de la reforma energética de 2008. Sin soslayar la histórica apropiación de la renta por parte de las oligarquías nacionales, quienes se han beneficiado a través del régimen fiscal y las transferencias económicas que ha propiciado el diseño de la política económica misma (si bien el enfoque de nuestro análisis no abordará la apropiación de la renta a través de la fiscalidad).

1 De acuerdo con esta teoría, la tasa de producción de cualquier área geográfica —desde una región productora local hasta el planeta entero— tiende a seguir el comportamiento de una curva de campana. Elegir una curva particular determina el punto de producción máximo basado en tasas de descubrimiento, tasas de producción y producción acumulada. En la parte ascendente de la curva, la tasa de producción crece, debido a la tasa de descubrimientos y la incorporación de infraestructura. En la parte descendente de la curva, la producción declina debido al agotamiento del recurso. Pemex, Exploración y Producción, “Principales retos en los proyectos de E&P: campos maduros, Chicontepec, México”, 1º de marzo de 2011, en http://contratos.pemex.com/portal/files/content/ps_esp.pdf, consultada el 27 de octubre de 2011.

2 Éstos tienen como objetivo garantizar la confianza de sus accionistas en una empresa creando un conjunto eficiente de mecanismos, incentivos y monitoreo a fin de asegurar que el comportamiento de los ejecutivos sea congruente con los intereses de los accionistas.

ANTECEDENTES

Durante el inicio de la ciencia económica (fisiócratas), la tierra y los terratenientes desempeñaron un papel importante en vista de que la tierra y el trabajo eran los únicos factores de producción, siendo la primera considerada como un don de la naturaleza. Posteriormente, Adam Smith (1776) distinguió entre la tierra, el trabajo y el capital como factores de producción. En la obra de Smith ya estaban presentes las nociones de renta diferencial y absoluta, desarrolladas luego por David Ricardo y Carlos Marx, respectivamente. Para Smith, la renta no sólo tenía que ver con el nivel de fertilidad y rendimiento de la tierra, sino que era una categoría de tipo residual con factores asociados a la tierra como el nivel del producto y/o la baja del trabajo necesario para producir una determinada cantidad de bienes, así como la importancia de la localización de la producción, variables capaces de conducir al establecimiento de un precio de monopolio. Él suponía también que, al avanzar la sociedad, también lo haría la renta.

En 1817, David Ricardo comenzó a desmantelar esta trilogía reduciéndola al binomio de capital y trabajo. Posteriormente, en 1894, Marx abordó el tema, aunque de manera insuficiente y, recientemente, ésta ha sido estudiada, entre otros, por Emmanuel Arghiri (1969), quien la vincula al intercambio desigual en el comercio internacional. La trayectoria conceptual ha derivado en una “asimilación” de la tierra al capital colocándola en las manos invisibles del mercado. Una de las implicaciones de la desaparición de la renta de la teoría económica es que al quedar incorporada la tierra al mercado, la renta quedó oculta en las ganancias del capital. Por lo tanto, al igual que los recursos naturales, ya no se le considera un término distinto. Pese a su desaparición como categoría de análisis, las rentas diferenciales siguen siendo utilizadas por muchos especialistas y, en general, la contribución de Ricardo suele asociarse a las situaciones de escasez o agotamiento de re cursos. El concepto de renta diferencial resulta pertinente en el análisis de la industria petrolera global, caracterizada por sus diferenciales de productividad, así como por la madurez geológica de los recursos, sobre todo en lo que concierne a la producción de los países que no forman parte de la OPEP cuya situación es de costos crecientes y mayores dificultades productivas. Debido a esto partimos del análisis de David Ricardo intentando recuperar la vigencia de sus planteamientos para la situación petrolera actual.

La renta en David Ricardo y Carlos Marx

David Ricardo asocia el origen de la renta a las características físicas de la naturaleza. En la medida en que los cultivos se extienden y se usan las tierras de menor calidad, el cultivo de la tierra de mayor calidad resulta en renta, es decir, al decrecer la fertilidad aparece la renta.

Para él, la renta diferencial consiste en la disparidad entre el precio de producción (incluida la ganancia media del capital) de la tierra menos productiva y el de otras tierras, una vez que el primero define el precio de producción y no la tierra que funciona al precio medio. Esto es importante para entender las transferencias de renta entre países, ya que los que producen en las peores condiciones obtienen el beneficio medio, en tanto que los que producen en las mejores condiciones obtienen un sobrebeneficio, excedente o renta diferencial. Así, la magnitud de la diferencia de fertilidad entre los dos tipos de terrenos determina la cantidad de la renta obtenida.

Las causas fundamentales de la renta diferencial resultan de la fertilidad o productividad natural de los yacimientos, de su ubicación respecto a los centros de consumo y mercados, de las características físico-químicas del petróleo y de la tecnología. Si se trata de diferentes productividades ante iguales inversiones de capital en yacimientos de diferente fertilidad, entonces nos estamos refiriendo a la “renta diferencial I”. En tanto que la “renta diferencial II” surge cuando montos de capital distintos son aplicados al mismo yacimiento. Así, la “renta diferencial I” y “II” surgen de productivida des naturales diferentes originales o inducidas.

Algunos factores que influyen en el monto de la renta se relacionan con la mayor productividad de un yacimiento y con el volumen del capital re querido para localizar y extraer el petróleo. Estos elementos determinan los costos de producción unitarios que es posible asociar a las diferentes zonas de producción. Al lograr menores costos, la industria petrolera puede obtener ganancias extraordinarias siempre y cuando aumente el precio del crudo en el mercado internacional. Por ello, las alzas en los precios de referencia internacionales del petróleo dan la posibilidad de la transferencia de riqueza hacia los países petroleros, si bien, la existencia de una demanda no elástica de bienes finales —característica de los refinados del petróleo— lleva a que las corporaciones petroleras acumulen importantes ganancias en momentos de alzas, dado el control que tienen de toda la cadena de producción de la industria petrolera y porque logran la apropiación de rentas diferenciales.

En una analogía a la aseveración de Ricardo —en el sentido de que no es la renta la que encarece el cereal, sino todo lo contrario; como el cereal es caro se puede pagar una renta al terrateniente—, como el petróleo es caro, se puede obtener una renta mayor. Esto explicaría los arreglos de la industria petrolera y sus corporaciones tendientes a subir el precio o a tomar los referentes de precio mayores en lo que concierne tanto al petróleo como al gas natural.

La renta se aborda en la obra de Carlos Marx no como un problema del valor ni de la circulación de capital y es por esto que en opinión de algunos marxistas el tema aparece en el tomo III insuficientemente tratado.[3]

Para él, la importancia del factor tierra no yacía en su valor de uso, sino en su valor de cambio, en razón de la producción de los recursos y el valor excedente que generaba. De aquí que confiriera el mayor peso a las relaciones de producción, históricamente determinadas, para la generación de valor.[4]

Marx consideraba que la renta era todo lo que se pagaba al terrateniente por explotar su tierra[5] y era la posesión de la tierra lo que permitía transformar la ganancia extraordinaria en renta. La diferencia entre la ganancia normal y la extraordinaria constituía la renta pagada al terrateniente; aunque, también consideraba la posibilidad de la existencia de renta en las parcelas marginales. Así, de las tierras con productividad diferente, aun en el peor terreno, se podía obtener renta. Esto es un gran aporte.

Para la existencia de renta absoluta era fundamental la propiedad privada y exclusiva del recurso:

La propiedad territorial es un monopolio, amparado en el cual el terrateniente exigirá que el agricultor le abone también un canon por estas tierras. Este canon será la renta absoluta, que no tiene nada que ver con la productividad de las distintas inversiones de capital y se deriva simplemente de la propiedad privada sobre el suelo.[6]

Aunque para otros teóricos marxistas como Emmanuel Arghiri la propiedad del suelo no es determinante para la existencia de la renta, pero sí lo es para la apropiación de ésta. El tipo de propiedad del suelo determina la apropiación de la renta.

La renta también puede resultar de su condición de monopolio, es decir, se halla en quienes disponen de determinadas porciones del planeta. Esta posesión constituye la posibilidad de un monopolio en manos de quien la tiene, una condición de fuerza productiva del capital invertido que no puede lograrse mediante el proceso de producción del propio capital.[7] El control monopólico sobre las fuerzas de la naturaleza asegura a quien las emplea una ganancia excedente.

Es posible decir que la renta absoluta es una renta de propiedad que aplicada a la industria petrolera deviene del carácter privado de la propiedad del yacimiento, independientemente que dicho propietario sea un individuo, un organismo, una corporación o el mismo Estado. La renta es el cargo monetario que cobra el propietario del recurso por permitir el acceso a éste sin necesariamente tener en cuenta su productividad relativa.

Esta situación influye en el excedente y si la condición de propiedad es fuerte, frente a una demanda de mercado inelástica, se generan rentas, por ello la demanda tiene la capacidad de determinar la renta diferencial. Es, entonces, la propiedad de la tierra la que da lugar a la renta absoluta y esta última resulta de la diferencia entre el valor y el precio de producción.[8] Debido a la existencia de renta absoluta, los precios siempre estarán por encima de su valor, en razón de que las mercancías se venderán por encima de su precio de producción.

La renta monopólica se basa en un precio (de monopolio) no determinado por la producción ni por el valor de las mercancías, pero sí por las necesidades y capacidad de compra de los consumidores. Ésta surge “fuera” de la lógica de creación del valor y sólo se explica por el control de mercado, que permite incluso rebasar los límites de la ley del valor, mismos que se encuentran en la situación del mercado y el nivel de pago de los compradores.[9] De esta forma, la condición de monopolio permite la generación de renta.

En el caso de la energía, la propiedad territorial se vuelve un factor que debe ser considerado en el proceso de determinación de los precios, como una condición necesaria, aunque no suficiente, para la existencia de la renta. El aumento de los precios del petróleo genera las condiciones para que la renta sea mayor al identificarse éstos con un costo de producción marginal superior. Por tanto, el aumento de los precios internacionales del crudo posibilita incrementar el nivel de renta, pese a las mayores dificultades pro ductivas. Lo anterior se desprende de las teorías de los autores descritos, quienes consideran que los precios son la causa de la renta.

En el plano internacional, la renta petrolera tiene un valor incluso superior a la renta que producen otros sistemas productivos,[10] capaces de generarla aun con distintos niveles de producción.[11] La renta así resulta de una función creciente de la tasa de variación de los rendimientos de diversas ramas o industrias.

También se crea en los actores que participan en la actividad petrolera: “los Estados petroleros y los Estados consumidores […] [quienes] pueden beneficiarse con dichos ingresos gracias al poder monopólico que detentan, ya sea en el nivel de la propiedad de los yacimientos, o en el mercado de los productos refinados”.[12]

Según la visión actual y el momento geológico por el que pasa la industria petrolera mundial, el último terreno de explotación petrolera produce tanto renta absoluta como diferencial. Las nociones de renta absoluta, basada en la propiedad, la renta de monopolio y la transferencia de plusvalor a partir de las rentas diferenciales, son conceptos pertinentes y aplicables a la realidad petrolera actual.

La escuela neoclásica

Esta escuela constituye un giro conceptual de la teoría del valor hacia la economía subjetiva, basada en redes de transacciones en el mercado concernientes a la oferta, la demanda y los precios de los factores de producción. A diferencia de los autores clásicos aquí abordados, que consideran las clases sociales como categoría de análisis, para los neoclásicos éstas son un conglomerado de individuos cuya sumatoria puede dar cuenta de variables agregadas como la demanda y la oferta.

Puede considerarse a David Ricardo como un antecedente de la es cuela marginalista y en particular de la virtual exclusión de la renta como un elemento a considerar en el precio, ya que para él “Las materias primas entran en la composición de muchos bienes, pero el valor de dichas materias primas, así como el de los demás cereales, está regulado por la productividad de la porción de capital últimamente empleada en la tierra, que no paga renta; por ende, la renta no es un elemento del precio de los bienes”.[13] Un punto de inflexión importante respecto de los clásicos en materia de teoría económica, y en particular en lo que concierne a la renta, lo constituye la obra de Alfred Marshall.

En su teoría del equilibrio parcial, Marshall presenta la noción de la renta como un precio determinado, como un factor del ingreso, intentando esclarecer sus argumentos respecto a la controversia entre clásicos y neoclásicos en cuanto a la línea de causalidad de los precios. Mientras los clásicos argumentaban que los pagos a los factores de producción, a excepción de la tierra, determinaban los precios de los bienes, Marshall los subordina a la utilidad marginal; a los precios de los bienes finales que dependen de los costos de producción en el margen. Los precios de los factores de producción (los salarios, la ganancia y el interés) resultan así de una demanda derivada de bienes finales. La demanda derivada se refiere al hecho que sucede cuan do las empresas lucrativas piden un factor de producción por que el insumo de ese factor les permite producir un bien que los consumidores están dispuestos a pagar ahora o en el futuro. La demanda del factor de producción nace, pues, de los deseos y requerimientos de los consumidores de bienes finales.[14]

Es pertinente enfatizar la distinta causalidad entre las escuelas de los clásicos y los enfoques que le sucedieron, ya que en el caso de los primeros los precios se determinaban por el lado de la oferta, en tanto que para la escuela marginalista resultan de la interacción entre la oferta y la demanda con base en el concepto de utilidad marginal y producción marginal, respectivamente. Considerando su lógica de causalidad, los pagos a los factores de producción parten del precio de los productos, de esta demanda derivada. En esta lógica desaparece la renta.

Si bien Marshall admite todavía la posibilidad de cuasi rentas diferenciales[15] en el corto plazo, para la teoría del equilibrio general,[16] de León Walras y Vilfredo Pareto, la renta[17] queda totalmente desplazada, y sólo se reconoce en casos excepcionales, como condiciones de monopolio. Según Walras, una economía se halla en equilibrio competitivo si existe un conjunto de precios tales que en cada mercado la demanda iguale a la oferta; cada operador tenga la posibilidad de comprar y vender lo que tenga proyectado; todas las empresas y consumidores puedan intercambiar las cantidades de mercancías que maximicen sus beneficios y utilidades. El modelo de formación de precios es el de la contratación competitiva. En un estado de equilibrio, los empresarios no tienen beneficios ni pérdidas. Para esta interacción Walras construyó un sistema de ecuaciones simultáneas.[18]

Un último aspecto que separa a los clásicos de los neoclásicos es que estos últimos no intentaron distinguir entre renta y beneficio.[19] Gracias a ello en el tiempo y bajo la actual teoría económica, la renta quedo subsumida en la ganancia y el pago al factor capital. Sólo la economía crítica aborda la interdependencia entre ganancias y renta.

La evolución histórica del marginalismo, que incorporó a la tierra como parte del capital,[20] ha devenido en un virtual olvido de la renta en el neoliberalismo, que descarta el concepto como parte de los pagos a los factores de producción.[21] Algunas explicaciones no formalizadas se intentan dar al respecto. Por ejemplo:

Se aduce que la definición de los autores clásicos sobre los factores de producción resulta hoy día poco operativa, en virtud de que el concepto de su ingreso ya no se corresponde con los elementos constitutivos de su definición original. La manera en que se abordan tales factores es a partir de la aplicación de los rendimientos marginales a todo factor de producción. Si bien debe reconocerse que el marginalismo no es otra cosa que el análisis de la renta diferencial y su aplicación al conjunto del mercado capitalista por extensión abusiva del postulado, de los rendimientos decrecientes y de la continuidad perfecta de todas las ramas de producción.[22]

La economía agraria aborda la tierra con parámetros acotados. Ésta se trata como un insumo o factor fijo para los sectores de producción de manera análoga a la forma en que se analiza el capital en la industria durante el corto plazo. No obstante, la tierra tiene características propias tales como su duración ilimitada, su característica de no uniformidad y no reproducibilidad a voluntad.

La postura del neoliberalismo respecto de la renta se sostiene en supuestos y nociones como los siguientes:

Se da una definición ad hoc para el concepto de renta como ingresosexcesivos o sobre beneficios normales.

Prescinde del concepto de renta. Esto implica considerar que la maquinaria y los bienes de capital son autosustentables. Esto lleva a tratar a la tierra como si fuera capital y a ignorar la manera en que distintas rentas son parte de la formación de los precios.

Se juzga a la renta como un ingreso por encima de la “legítima ganancia” del empresario, una riqueza no ganada, por tanto la renta no se considera como producto del esfuerzo de sus propietarios. De aquí se deriva una condena por parte de los economistas a la propiedad del terrateniente generadora de renta, mientras que se sataniza al Esta do como propietario de los recursos productivos.

Relacionado con lo anterior, se asocia la renta con la condición de los países poscoloniales, así como con la propiedad de la tierra y el subsuelo, considerando que la renta de la tierra constituye un ingreso anacrónico y feudal no legítimo dentro del capitalismo.[23]

Esto impacta la visión de lo que se conoce como un Estado rentista:

Su definición generalmente resulta de un criterio de contraste con diferentes aspectos de la actividad de mercado, como la productividad y la eficiencia. Una forma sencilla de desacreditar al Estado rentista es asociarlo con la “enfermedad holandesa” o resource course, como si fuera una característica intrínseca de las naciones que viven del producto de sus recursos mineros.[24]

A los Estados rentistas se les califica de secretos y opacos porque son generalmente manejados por las empresas estatales, las cuales son per se ineficientes y corruptas en comparación con las privadas.

A los Estados rentistas se les vincula con las coaliciones de los gobiernos, con las campañas y momentos electorales que contribuyen a financiar, al tiempo que se les califica de poco transparentes y des considerados con las demandas de transparencia de “la sociedad civil”.[25]

Se pinta a los Estados rentistas como prototipos del capitalismo parasitario, por lo que se les adjudica esa cualidad como intrínseca. Se acompaña lo anterior con una imagen construida mostrándolos como Estados poco amistosos, autoritarios y no democráticos.[26]

Se considera la propiedad de la tierra como un posible factor de obstrucción a la competencia del capital. La propiedad de la tierra es responsable no sólo del desarrollo de la industria extractiva, sino del desarrollo del capital, ya que la inmovilidad de la tierra obstruye la movilidad del capital.

Un Estado rentista utiliza los ingresos petroleros para financiar el gasto corriente.[27] Sin embargo, la definición anterior ignora, que en la experiencia histórica, esto es resultado de la estrategia neoliberal misma implantada para debilitar y poner en punto de venta a las empresas estatales.

De aquí que la alternativa para superar el rentismo, de acuerdo con el neoliberalismo, estaría en modificar los anteriores indicadores, al restar peso a la participación de los ingresos petroleros en los parámetros macroeconómicos. Esto hoy es parte de los argumentos para legitimar la pérdida de la propiedad de los recursos mineros por parte de los Estados-nación y de sus empresas estatales, a partir de la evaluación de su desempeño y de considerar la participación de los ingresos por hidrocarburos respecto de otros ingresos en diferentes ámbitos de la economía nacional.[28] Si la participación de los ingresos petroleros es alta, el Estado es catalogado como rentista; si ésta se modifica, el Estado se encuentra en una sana transición. La falacia de tal argumento estriba en que bajar dicho indicador en realidad está justificando la baja en la producción petrolera o el hecho de que las corporaciones privadas están ganando espacio a costa del Estado, visto desde diversos indicadores macroeconómicos como los recursos fiscales. También, puede haber sucedido, como es el caso de México, que el aumento de los ingresos por las exportaciones, por parte de otras ramas de la industria obedece a la mayor contribución del comercio intrafirma de las corporaciones trasnacionales. El trasfon do de tal línea argumentativa no es evidente en una primera lectura, en particular porque la literatura sobre el tema muestra una gran rigurosidad metodológica en el uso de parámetros cuantitativos. Sin em bargo, el objetivo de fondo es justificar la transición hacia una economía de mercado y, en especial, allanar el camino a la pérdida del usufructo de las bondades de la propiedad del recurso petrolero, por parte del Estado-nación.

Claramente el descrédito de la renta y las empresas estatales (National Oil Corporation, NOC) proviene del mercado y de su pretensión de copar los espacios de las empresas petroleras estatales, sin embargo, también hay razones geopolíticas que se vinculan con la estructura del mercado petrolero internacional y la situación geográfica adversa a las naciones industrializadas cuyas reservas probadas son reducidas y están declinando, lo que se refleja en las desventajas que tienen sus corporaciones petroleras vis à vis las empresas estatales. Hoy día éstas concentran alrededor del 80 por cien to de las reservas probadas de petróleo y gas,[29] y se han convertido en actores que han asimilado las estructuras de negocios y la habilidad de las privadas en su favor así como del Estado-nación de origen. De aquí que la estrategia de las naciones desarrolladas y de sus corporaciones atienda al hecho de que “la expansión del capital extractivo se enfrenta a la barrera de la propiedad de la tierra, de los propietarios del recurso que va a ser explotado”.[30] Por ello, tal estrategia está diseñada para romper la estructura y fundamentos legales del Estado propietario (del Estado rentista), de tal forma que puedan conseguir una fuente abundante de recursos y el negocio que implica la industria petrolera en todas sus actividades.

Actualmente algunos consideran que el problema actual del petróleo no es geológico ni de escasez por demanda, sino que surge del objetivo de mantener la acumulación de ganancias del sistema capitalista y el negocio de la industria, proceso del cual pueden quedar excluidas las naciones industrializadas y sus corporaciones. Con el fin de justificar toda una estrategia basada en políticas duras y suaves hacia las naciones productoras y con amplia dotación de recursos mineros, se acude al argumento de que los Estados terratenientes y las NOC obstaculizan el acceso y luego la extracción de petróleo para evitar la construcción de inventarios y mantener altos los precios del hidrocarburo. Se presenta una imagen del Estado propietario sobredimensionada en términos de poder, como si realmente gozara de una posición de fuerza en la estructura del sistema internacional, que controla los flujos de inversión, las políticas y, en general, todo el negocio de la industria petrolera internacional.

Lo que tales argumentos no muestran es que esto ocurre cuando existe un declive productivo de reservas y una pérdida de participación de las naciones desarrolladas en la producción mundial. Tampoco discuten si los países industrializados estarían dispuestos a una apertura unilateral en sus sectores corriente arriba o en cualquier etapa de la cadena de su industria a la inversión de otros países o industrias en competencia. La evidencia histórica desdice esto, ya que países desarrollados como Estados Unidos han señalado que no permitirán las inversiones extranjeras directas en su industria petrolera por considerarla estratégica y, por tanto, un asunto de seguridad nacional.[31] Están lejos de sacrificar su soberanía para alentar las inversiones de otros países en sectores estratégicos de su propio espacio territorial.

Los regímenes propietales y no propietales
(Bernard Mommer)

La obra de Bernard Mommer es amplia y constituye un aporte fundamental al tema de la renta y el nuevo régimen de la industria petrolera,[32] sobre todo en lo que se refiere a la propiedad del Estado y a su dilución como consecuencia de los instrumentos de mercado.

La primera cuestión importante en la caracterización de un régimen pe trolero tiene que ver con la propiedad de los yacimientos. Se tiende a pensar que el hecho de que sean de propiedad pública puede ser suficiente para caracterizar a un régimen. Sin embargo, Mommer demuestra que no es así, a partir de la sistematización y descripción de los regímenes propietales y no propietales, aportando con ello algo nuevo al tema de la renta petrolera.

Su análisis toma el legado de Ricardo sobre la generación de rentas económicas por riqueza, fertilidad excepcional y/o ubicación ventajosa de un terreno. Luego destaca la existencia de sus dos modelos de gobernanza para la explotación de petróleo: el propietal y el no propietal.

El primero está constituido por títulos de explotación mineral y prácticas comerciales relacionadas con el acceso a los recursos minerales. Debido a sus derechos de propiedad, el terrateniente obtiene el pago máximo a cambio de dar acceso a terceros a esos recursos. Sobre este aspecto se podría decir que hay convergencia con la renta absoluta de Marx al hacer notar la importancia de la propiedad como un factor capaz de generar una renta, aun en el caso de las peores tierras. Al considerar su importancia en la formación de precios, la obra de Mommer destaca, precisamente, el papel de la propiedad como limitante al flujo de las inversiones y a su incidencia sobre los mismos. Ese poder de restringir el acceso al yacimiento es lo que constituye la base del poder del terrateniente privado o público para poder recaudar una renta.

Con base en experiencias históricas se pueden destacar las características más importantes de los modelos propietal y el no propietal:

Modelo propietal

Recaudación fiscal. El modelo propietal tiende siempre a maximizar la recaudación fiscal. En los modelos fuertes, el dueño de la tierra tiene un grado de influencia muy grande y la prerrogativa de decidir cuándo y cómo explotar los recursos existentes a modo de obtener la máxima renta posible. Esto puede lograrse afirmando la propiedad del subsuelo. Sin embargo, la propiedad pública de la tierra resulta una condición necesaria, mas no suficiente, para optimizar la maximización de la renta petrolera.

Conservación. El esquema propietal es dado a limitar la extracción de petróleo y se centra en los proyectos extractivos con una alta relación reservas-producción y un horizonte de tiempo mayor. La extracción queda condicionada a la necesidad del Estado de conseguir dinero.

Regalías. En un régimen propietal, la forma más común de recuperar la renta es a través de las regalías, más que a través de impuestos, y la prefieren los propietarios porque la regalía es un precio que siempre se paga cualquiera que sea la rentabilidad del proyecto. Algunos especialistas optan por considerarla como una compensación justa al propietario por el agotamiento gradual de los recursos no renovables.

Modelo no propietal

Su construcción se basa en la idea de la teoría liberal de que los minerales son un bien público. El tránsito de un régimen propietal a uno no propietal sucede debido al debilitamiento de los derechos de los propietarios de la tierra, lo cual favorece el acceso a inversionistas, a quien es se asegura la ex tracción de petróleo. Mientras se favorece el acceso a los recursos y su desarrollo, se merma la propiedad del terrateniente o el Esta do sobre los minerales existentes en el subsuelo. Sin embargo, la desaparición de la propiedad pública no ocurre de forma inmediata, ya que su existencia permite garantizar a los inversionistas el acceso a los recursos mineros sin mayor oposición social.

La interpretación que hacen las grandes corporaciones trasnacionales de la renta petrolera también sirve a sus objetivos. Acuden a “las mejores prácticas de la industria internacional” que define que: “el término renta petrolera establece que el valor de las riquezas naturales es el de su precio de mercado”; ya que una riqueza natural no tiene valor para la nación mientras se encuentra en el subsuelo, con lo que sientan las bases para justificar la maximización productiva que permita generar “el mayor valor económico”.[33]

Con la liberalización y a partir de la maximización de la renta, el Estado propietal pierde fuerza frente a las trasnacionales. La liberalización tiende a disminuir la recaudación fiscal, reduciendo con ello la renta petrolera. Con el argumento de alentar la inversión, el Estado limita el cobro de impuestos altos y construye una institucionalidad que sienta las bases para una menor fiscalidad y una nueva regulación.

Explotación. En el régimen no propietal se maximiza la producción de los recursos a través de una explotación intensiva. Una de las características de la explotación petrolera es la existencia de un cociente bajo en la relación reservas-producción, mientras se alienta el consumo de los recursos. La explotación intensiva ocurre en un contexto de reservas limitadas. Lo anterior se justifica con el diseño de políticas encaminadas a la maximización de la producción cuyo sustento es el bagaje conceptual de la convención internacional y la teoría económica que establecen que las riquezas naturales tienen un valor intrínseco equivalente al precio que tienen en el merca do, es decir, una riqueza natural no tiene valor cuando se encuentra en el subsuelo. La aseveración tiene el fin de justificar su explotación.

Lo primero que amenaza la construcción de esta nueva estructura es la soberanía de las naciones y la unidad nacional.[34] Si bien el término puede tener nociones relacionadas con la sobrevivencia e integridad territorial, Mommer se refiere a la soberanía como capacidad para otorgar o negar el acceso a la tierra sujeto al dominio eminente del soberano, entendiendo por ello el poder para gravar, regular, supervisar y anular el derecho concedido a particulares.[35] Éste se va reduciendo a medida que el soberano otorga el acceso a la explotación de los recursos mineros a las corporaciones y a las empresas privadas conduciendo a su gradual desaparición, evidenciada en la reducción del ejercicio de su soberanía.

Extractivismo en América Latina

Después de la segunda guerra mundial, el papel de la Inversión Extranjera Directa (IED) en las industrias extractivas de América Latina fue un factor fundamental en la reproducción de las relaciones centro-periferia y en el proceso de acumulación capitalista mismo.[36]

A fin de asegurar su rentabilidad y expansión los capitales trasnaciona les, en su forma “multinacional”, desplegaron una serie de estrategias hacia las economías extractivas de la periferia como la modalidad privilegiada de expansión creando las condiciones “jurídicas” adecuadas para su permanencia.[37]

En contraparte, las naciones petroleras que han tenido como uno de sus principales ejes de acumulación a los hidrocarburos nunca han estado libres de tensiones que han resultado de los procesos de nacionalización lle vados a cabo en los años treinta (Bolivia y México), de la revolución bolivia na de 1952, y de los gobiernos de João Gulart en Brasil, de Frondizzi e Illia en Argentina y de Velazco Alvarado en Perú. Éstos han marcado la historia de la región por la conflictiva diplomacia con Estados Unidos, país que desde siempre ha visto el carácter estratégico de estos recursos; y en ese momento, en particular, lo consideró factor clave para la contención del “avance” del comunismo.

En las últimas décadas del siglo XX, el Banco Mundial, el Fondo Monetario Internacional (FMI), así como los cuerpos diplomáticos de las naciones desarrolladas, especialmente de Estados Unidos, impusieron a los países latinoamericanos drásticas reformas políticas, económicas y legales en materia petrolera. En los años ochenta, buena parte de estos últimos imple mentaron políticas de corte neoliberal que prometían el crecimiento económico y la reducción de la corrupción de las empresas estatales en caso de que los países “abrieran” su industria a la inversión extranjera directa.

Las dificultades de pago de la deuda externa fueron el argumento esgrimido por los organismos financieros internacionales, amparados en el Consenso de Washington, para imponer programas de ajuste estructural con elementos comunes en países endeudados, por ejemplo una permanente reducción del déficit fiscal al tiempo que se propiciaba el aumento de los ingresos públicos a través de impuestos y el traspaso obligatorio de todos los excedentes de las empresas públicas a la Secretaría o Ministerio de Hacienda. Fueron parte del consenso las drásticas reducciones a la participación del Estado en la economía y la desmoralización del concepto de nación; la “apertura” de las industrias petroleras intentando maximizar sus exportaciones a los centros desarrollados; y la incorporación de capital de riesgo en nombre de la soberanía del “mercado”. Las redes y las oportunidades de corrupción, en tanto, adquirieron proporciones monumentales dadas las oportunidades de negocios y los sobornos que se hicieron presentes para que las últimas ocurrieran.

La “capitalización”[38] de las empresas estatales fue el instrumento mediante el cual el petróleo, la electricidad, los ferrocarriles, las telecomunicaciones, los minerales y los transportes fueran desnacionalizados en varios países. Una vez debilitadas las empresas públicas, fueron puestas en venta a los mejores postores en los años noventa. El desmantelamiento de estas empresas fue aprovechado por las trasnacionales petroleras para volver a penetrar en viejas zonas de dominio. Esto se hizo, incluso, con la única pro mesa de inversión por parte de las corporaciones privadas que, en muchos casos, estuvo lejos de cumplirse. Así, se modificaron las leyes de hidrocarburos creando condiciones favorables para la inversión extranjera, lo cual resultó en el debilitamiento gradual del acopio fiscal del Estado.

Las distintas modalidades de la estructura jurídica de las industrias pe troleras en América Latina han propiciado políticas diferenciadas en materia de privatizaciones. El caso más difícil para las naciones desarrolladas había sido el mexicano, por el nacionalismo asociado al petróleo y por el hecho de que la expropiación petrolera de 1938 había sido completa.

Pese a las crisis económicas, los problemas de endeudamiento, que desencadenaron desequilibrios financieros y la imposición por parte de organismos financieros internacionales, de severas condiciones sobre la economía mexicana que se materializaron en presiones sobre su industria petrolera, las empresas de los países desarrollados no consiguieron “la joya de la corona”; es decir, las actividades de exploración y producción petrolera, la refinación, el transporte, almacenamiento y distribución de derivados pe troleros. Ni siquiera con el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (TLCAN) lograron revertir las actividades restringidas por el artículo 27 constitucional como prerrogativas del Estado nacional, si bien el tratado fue un avance importante en el proyecto encaminado a desmantelar la industria mexicana para apropiarse de sus recursos. La nueva embestida que apuntaba a los objetivos pendientes fue, precisamente, la reforma energética del 2008.[39]

El petróleo es hoy una mercancía con un alto valor agregado por su escasez relativa, además constituye un insumo estratégico para la industria militar y el sector industrial de Estados Unidos. Se suman al valor del petróleo mexicano, la proximidad geográfica, su no membresía a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y su condición de proveedor “confiable” cuya política petrolera se diseña subordinada a los derroteros de la seguridad energética de Estados Unidos, lo cual hace que este proveedor sea una fuente estratégicamente importante para Estados Unidos. México es también un jugador importante en la estrategia de Esta dos Unidos y la Unión Europea, respecto a América Latina, cuyo un valor geopolítico intenta hoy reavivarse con una iniciativa que, con otro nombre, equivale a la fallida propuesta del Área de Libre Comercio de las Américas (ALCA). La dependencia estadunidense de los recursos localizados en el hemisferio es total.

Por lo anterior, es claro el significado de la industria petrolera como eje histórico de acumulación de los países-nación, en particular el caso de México; de igual forma, la apropiación de su “excedente” o renta para perpetuar la relación centro-periferia prevaleciente. Las nuevas “reglas del juego” impuestas por las naciones desarrolladas como antesala al juego del “mercado” constituyen la nueva geopolítica que refleja la relación de poder en el sistema internacional y en particular en lo que concierne a la industria petrolera y los energéticos en favor de las naciones industrializadas. Las instituciones reflejan y traducen el esquema de poder, más que amortiguar lo o revertirlo a través de la cooperación que prometen. El nuevo régimen petrolero internacional es la nueva parafernalia en la que se arropan los intereses de las grandes corporaciones energéticas.

3 Joaquín Farina, “El concepto de renta: un análisis de su versión clásica y marxista. ¿Son aplicables a la Argentina actual?” (ponencia presentada en la VIII Reunión de Economía Mundial, Alicante, España, organizada por la Sociedad de la Economía Mundial, 2005), 8.

4 Cyrus Bina, “Some Controversies in the Development of Rent Theory: The Nature of Oil Rent”, Capital and Class, no. 39 (otoño de 1989): 87.

5 Carlos Marx, El capital. Crítica de la economía política, t. III (Colombia: Fondo de Cultura Económica, 1946), 815.

6 Ibid., 846.

7 Ibid., 842, 843, 846.

8 Ibid., 770-787.

9 José Antonio Rojas Nieto, “Renta petrolera y dinamismo exportador, México 1978-1990” (tesis para obtener el grado de doctor por la Facultad de Economía, México: UNAM, abril de 1991), 39.

10 Véase el trabajo de J.P. Angelier, La renta petrolera (México: Terra Nova, 1980), 14; ídem, “Las teorías de la renta y su aplicación a la industria petrolera internacional”, Investigación Económica XXXVIII, nos. 148-149 (abril-septiembre de 1979).

11 Emmanuel Arghiri, El intercambio desigual (Madrid: Siglo XXI, 1969), 238.

12 Angelier, La renta petrolera, 14.

13 David Ricardo, Principios de economía política y tributación (México: Fondo de Cultura Económica, 1959), 59.

14 Véase Paul Samuelson, Curso de economía moderna (Madrid: Aguilar, 1977), 611.

15 Alfred Marshall fue el primero en observar la existencia de cuasi rentas. Éstas constituyen un concepto analítico para el ingreso excedente del costo de oportunidad posterior a la inversión en costos hundidos.

16 Los cimientos de la teoría del equilibrio general los sentaron en 1870 tres autores: W. Stanley Jevons, Carl Menger y León Walras para analizar tanto los elementos de utilidad como desutilidad en el equilibrio general. Véase Alfred Marshall, Principles of Economics (Londres: MacMillan, 1920).

17 Bina, “Some Controversies…”, 83.

18 Existen diversos cuestionamientos a la teoría del equilibrio general neoclásica, tales como 1) en el equilibrio general de Walras la oferta y demanda no son capaces de fijar los precios y esto es llenado por el “subastador”, quien arbitrariamente los impone; 2) el modelo carece de estabilidad y des centralización, por lo que no reúne las características de la “mano invisible”, no hay una explicación satisfactoria respecto de la”mano invisible”; 3) los precios son exógenos a los agentes y por ello están determinados por la oferta y la demanda. Véase León Walras, Infopedia (Porto: Porto Editora, 20032011), en http://www.infopedia.pt/$leon-walras.

19 Bina, “Some Controversies…”, 85.

20 Con los conceptos de la escuela marginalista la noción de renta se maximiza cuando el costo marginal se iguala al ingreso marginal. La renta resulta de la generación de un excedente sobre un factor de oferta fija. El excedente por encima de los costos corresponde a la renta.

21 Véase “Anexo II: Postulados neoliberales en lo económico”.

22 Véanse Arghiri, El intercambio desigual, 239; Paul Samuelson y William Nordhaus, Economía (Madrid: McGraw Hill, 1999), 215 y 222.

23 Francisco Mieres, “Soberanía”, 15 de septiembre de 2003, en www.soberania.info, consultada el 9 de febrero de 2011; Douglas A. Yates, The Rentier State in Africa: Oil Rent, Development and Neocolonialism in the Republic of Gabon (Trenton, N. J.: Africa World Press, 1996).

24 Véanse Andrew Rosser, The Political Economy of the Resource Course: A Literature Survey (Brighton: Institute of Development Studies, University of Sussex, 2006); Richard M. Auty, Sustaining Develop ment in Mineral Economies: The Resource Course (Londres: Routledge, 1993).

25 Hootan Shambayati, “The Rentier State, Interest Groups, and the Paradox of Autonomy: State and Business in Turkey and Iran”, Comparative Politics 26, no. 3 (abril de 1994): 307-331.

26 Nancy Birdsall y Arvind Subramanian, “Saving Iraq from its Oil”, Foreign Affairs 83, no. 4 (julioagosto de 2004): 77-89.

27 Los parámetros generalmente utilizados para calificar a un Estado de rentista son la participación del ingreso petrolero respecto de las exportaciones totales, la participación de las exportaciones petroleras en el PIB, la participación de los ingresos petroleros en los ingresos totales y la participación de los ingresos petroleros en los ingresos fiscales.

28 Carlos Elizondo, “In Search of Revenue: Tax Reform in Mexico”, Journal of Latin American Studies 26, no. 1 (enero de 1994): 159-190.

29 En el año 2010, las empresas petroleras estatales tenían el 56 por ciento de las reservas probadas mundiales y un 18 por ciento de las reservas parcialmente privatizadas: un 26 por ciento correspondía a las compañías independientes. En materia de reservas de gas la proporción a favor de las estatales es más alta: las empresas estatales controlan el 79.2 por ciento de las reservas de gas mundiales, en tanto que las parcialmente privatizadas el 13.8 por ciento y las independientes el 7 por ciento. Véase “National Oil Companies of the World”, Petroleum Economist, 2a ed. (Reino Unido: Petroleum Economist, 2010).

30 Mazen Labban, Space, Oil and Capital (Nueva York: Routledge, 2008): 7.

31 Nancy Pelossi, presidenta en la Cámara de Representantes en Estados Unidos, se opuso a la venta de la empresa estadunidense Unocal a una corporación petrolera china con el siguiente argumento: “Somos los líderes del libre mercado y esta venta se sale de esta distinción, los Estados Unidos no pueden poner en manos extranjeras a una industria estratégica”. Finalmente, la empresa fue vendida a la estadunidense Chevron a un precio menor que el ofrecido por China, debido a lo que los accionistas de Unocal perdieron en esta operación 1700 millones de dólares. Véase “Statement by Republican Nancy Pelossi”, Congressional Record, 30 de junio de 2005.

32 Bernard Mommer, Petróleo global y Estado nacional, Caracas, s.p.i, abril de 2003.

33 Manuel Bartlett Díaz, Reforma energética. Un modelo privatizador (México: Cosmos, 2009), 14.

34 Ibid., 92.

35 Ibid., 104.

36 Véase Orlando Caputo y Roberto Pizarro, Imperialismo, dependencia y relaciones económicas internacionales (Buenos Aires: Amorrortu, 1975); Richard Barnet y Ronald Mûller, Poder global: a força Incontrolável das multinacionais (Río de Janeiro: Record, 1974); Celso Furtado, El poder económico: Estados Unidos y América Latina (Buenos Aires: CEAL, 1971), Caio Prado, jr., Esboço dos Fundamentos da Teoria Económica (Río de Janeiro: Brasiliense, 1957).

37 Charles Tungedhat, Las empresas multinacionales (Madrid: Alianza, 1973); James Petras y Henry Veltmeyer, Juicio a las multinacionales. Inversión extranjera e imperialismo (México: Lumen, 1974); Theotonio Dos Santos, “La cambiante estructura de las inversiones extranjeras en América Latina”, en James Petras y Maurice Zeitlin, América Latina: ¿reforma o revolución? (Buenos Aires: Tiempo Contemporáneo, 1970), 91-96.

38 La capitalización de empresas públicas se define como un proceso en el cual se vende a inversionistas privados una parte de las acciones que en la mayoría de los casos es entre el 40 y el 60 por ciento. El término capitalización suele confundirse con el de privatización.

39 Véase John Saxe-Fernández et al., Reforma energética anticonstitucional privatizadora y desnacionalizante (México: Cosmos, 2011).

EL RÉGIMEN PETROLERO INTERNACIONAL

Podría decirse que las bases del actual régimen petrolero se empezaron a fincar con la primera crisis petrolera durante 1973-1974, con la creación de instituciones como la Agencia Internacional de Energía, vigente hasta la actualidad. Hoy, las presiones se generan tanto por el acceso a los recursos fósiles, que se reconocen escasos, como por el tránsito a una economía baja en carbono. Si bien se atribuye parte de la problemática a la situación de escasez, se considera que el problema es de índole gerencial.[40] De aquí que en los últimos años dicha estrategia haya buscado generar un clima favorable para las inversiones privadas, promover la transparencia y contraloría a partir de fortalecer las instituciones internacionales y nacionales, asegurando de este modo el acceso incondicional a los recursos energéticos y a los mercados.[41]

En la medida en que los países buscan acceder a los recursos de los países productores, la modificación del régimen petrolero facilita el libre flujo y sin restricciones de las inversiones para la explotación de yacimientos. La puesta en operación del actual régimen petrolero se acompaña de toda una serie de normas, instituciones, actores involucrados en el control del petróleo, que conforman un contexto especial en el cual se dan las disputas por la apropiación del excedente petrolero de forma evidente y velada. Si bien no hay una entidad regulatoria que controle el plano global, existe una multitud de organismos reguladores intergubernamentales, agencias y centros de investigación involucrados que conforman lo que se conoce como la gobernanza energética global.[42] Muchos de ellos coadyuvan al mantenimiento del statu quo a favor de las naciones desarrolladas intentando revertir la correlación de fuerzas en los espacios geográficos en donde la situación no está a su favor y en los aspectos en donde su posición tampoco lo está.

La gobernanza global incluye diversos niveles que cubren la escala global, la transfronteriza y las organizaciones oficiales formales intergubernamentales; a nivel regional, incluye acuerdos de integración y cooperación energética.

Se han tejido tratados multilaterales y unilaterales, comerciales y de protección a la inversión para encuadrar el régimen petrolero en uno legal internacional de capital. Se incorporan reglas importantes, tratados de in versión bilaterales y asociaciones público-privadas para facilitar la incorporación de las corporaciones eléctricas en diferentes países, como las que ocurren en materia de energías renovables y eficiencia energética. Se concertan redes de acción global entre actores no gubernamentales.

El proceso está a cargo de organismos como la Agencia Internacional de Energía (IEA), la Agencia Internacional de Energía Atómica, la Organización Mundial de Comercio (OMC), el International Energy Forum,[43] el G8,[44] la Unión Europea y el Foro de Cooperación Económica Asia Pacífico (APEC), entre los más destacados.

Otros organismos de desarrollo incluyen proyectos energéticos en sus portafolios de préstamos; se encuentran también organizaciones de negocios, grupos de abogados, instituciones de investigación y grupos de trabajo (task force).

Un organismo particularmente importante y paradigmático de esta gobernanza global es The Energy Charter Treaty (ECHT). Éste se orienta a estabilizar mercados y garantizar la seguridad energética con base en los principios de mercados abiertos, competitivos, y de desarrollo sostenible. Otros aspectos que incluye son la inversión extranjera, el comercio energético, la libertad de tránsito de gasoductos y redes eléctricas, así como mecanismos de resolución de disputas. En lo que respecta a inversiones, sus miembros se obligan a extender trato nacional (estatus de nación más favorecida) a entidades nacionales y legales de los otros socios que han invertido en el sector energético sustituyendo con ello, la necesidad de una red de protección de tratados a las inversiones. En lo que se refiere al comercio ECHT acepta las reglas y estándares de la OMC, extendiéndolas a algunos de los socios del ECHT que no son miembros de la OMC. El arbitraje es el procedimiento para la resolución de disputas.

En lo que concierne a la OMC, las reglas comerciales se encargan de la mayor parte de los instrumentos de política que los gobiernos deben aplicar, desde los subsidios fiscales hasta estándares y requisitos de etiquetación.[45] Un rubro importante en materia de energía es el que se refiere a ser vicios. La OMC atiende los compromisos en el sector petrolero y gas, para servicios de prospección, servicios relacionados con minería, de ensayos y análisis, así como servicios de refinado por subcontratación y gas. A través del Acuerdo General sobre Aranceles Aduaneros y Comercio (GATT) se pretende la “liberalización” de los sectores de servicios en campos petroleros y gaseros. Para ello, se propone eliminar prácticas discriminatorias, procurar la transparencia, especificar requerimientos de trabajo, y quitar limitaciones a la inversión extranjera y requerimientos de transferencia tecnológica.[46]

No menos importante es el Banco Mundial, el cual establece los términos del debate y proporciona los fondos para los desarrollos y proyectos energéticos. Sus iniciativas están lejos de ser desinteresadas, ya que su fuente de origen es el G8 y las naciones industrializadas quienes filtran su estrategia a través de este organismo. Tanto el FMI como el Banco Mundial han presionado por la “apertura” y “eficiencia” y competitividad en los mercados de petróleo, gas y electricidad, que significan en realidad la privatización de las empresas estatales y la derogación de las regulaciones de cada país.

De acuerdo con Mommer es a través de los tratados bilaterales de in versión, los tratados de libre comercio y la OMC como se introduce el caballo de Troya para hacer transitar a los Estados petroleros de un régimen propietal a uno no propietal. Al suscribir la normatividad (de los tratados internacionales)[47] se generan las condiciones para permitir el acceso de las inversiones en los sectores corriente arriba de las naciones productoras reduciendo el dominio eminente de los Estados.

Al interior de los países se realizan los cambios jurídicos necesarios para permitir el acceso para la exploración y producción bajo formas de apropiación del excedente distintas, que van desde alianzas estratégicas, acuerdos de producción compartida, concesiones, contratos integrales, contratos de servicios, la participación accionaria de los privados en las empresas estatales, entre los más importantes.[48] En el diseño de este nuevo marco jurídico, la interpretación de la Constitución termina supeditándose a lo que dice la convención internacional y la teoría económica.

Contratos[49]

Los recursos mineros se consideran correctamente asignados por los neoliberales si se respetan los derechos de la propiedad privada. Se manejan como un bien “libre” por lo que el problema para su explotación está en el “acceso” a los recursos de las naciones propietarias por parte de los Esta dos no propietarios. Esto convierte al sistema de tenencia de la tierra en un asunto medular para asignar y distribuir los derechos de propiedad para explotar el petróleo.

Las agencias reguladoras se encargan de facto de crear las condiciones para la privatización de la industria y la asignación de los recursos a los particulares. Con nombres como Agencia Nacional de Hidrocarburos (Colombia), Comisión Nacional de Hidrocarburos (México), Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (Brasil), entre otras, tales entidades tienen la función de administrar los recursos, lo que en la práctica significa establecer el régimen privado de propiedad (en muchos casos junto con el Ministerio de Energía), diseñar los lineamientos y manejar las licitaciones para el otorgamiento de bloques, con lo cual las corporaciones o empresas se incorporan a las actividades de exploración y producción del país en cuestión.

Las modalidades con las que se incorpora el capital privado en la explotación de los recursos mineros son fundamentalmente las concesiones, los acuerdos de producción compartida (production sharing agreements, PSA), los contratos de servicios con sus variantes de contratos riesgo y los contratos puros,[50] los convenios de servicio operativos. Éstos pagan al Estado regalías, impuestos, cuotas, títulos de propiedad y bonos, bajo reglas de la U.S. Security and Exchange Commission (SEC).

Éstas se realizan a través de contratos de explotación, la empresa contra tista es, en cierta medida, responsable de las operaciones, asume riesgos y adquiere derechos sobre la producción o el valor monetario de la misma.

Con la concesión la empresa adquiere el derecho a explotar un área mediante un pago en regalías o bonos e impuestos. Se otorga mediante la asignación de bloques exploratorios. Bajo esta modalidad, la compañía dispone de los hidrocarburos como si fuesen suyos. Los derechos para una con cesión se han convertido en una autorización para explorar y producir, con lo que la propiedad queda supeditada a que se realice la producción. Un aspecto medular de la modalidad vigente en Estados Unidos es que se minimiza la diferencia entre el derecho a ser propietario y el derecho a explotar el petróleo. El corolario de esto es que quien explota el petróleo es el dueño de la producción, es dueño del recurso.

La modalidad de producción compartida implica que la empresa que realiza la exploración y el Estado invierten. La primera debe pagar al gobierno con petróleo o con dinero en efectivo por el derecho a realizar esas actividades. Con este tipo de contrato la producción se divide en dos partes: la primera se reserva para cubrir los costos de capital y gastos de operación; la segunda se reparte entre el Estado y la compañía siguiendo las reglas establecidas en el contrato.

En el contrato de riesgo puro, el contratista explora, pero si no encuentra yacimientos, pierde su dinero. En caso de descubrimiento comercial, el Estado reembolsa a la corporación contratista las inversiones realizadas, además de otorgarle un premio consistente en un pago monetario o en un contrato de compraventa de la producción. En general, los contratos de ser vicios involucran la contratación de una empresa para las actividades exploratorias con entrega de la producción al gobierno. Las empresas generalmente actúan bajo contratos riesgo, siendo remuneradas cuando los campos producen. El pago a esa empresa se da con petróleo o con dinero. Las reservas no pueden ser contabilizadas por las compañías.

En los convenios de servicios operativos, la empresa nacional se retira de campos petroleros para que una compañía privada opere la producción; esta última recibe un pago monetario vinculado al valor de la producción, un contrato de compra venta o una parte de la producción. Este tipo de contratos se utilizan cuando los yacimientos han sido descubiertos, las actividades de exploración son mínimas y el riesgo geológico es muy bajo.[51]

Si bien hay quienes relacionan el régimen de concesiones con la modalidad revaleciente en las naciones desarrolladas y los PSA con los existentes en los países en vías de desarrollo —debido a la ubicación geográfica de los países en donde se adoptan, en realidad no hay una separación tajante por países entre estos dos tipos de contratos, si bien en razón de la madurez de los aprovechamientos, la modalidad de concesiones está ampliamente diseminada en América Latina.

Con los contratos de servicio se asume que son los que adoptan países con fuertes tendencias nacionalistas o restricciones jurídicas importantes. Para sustentar esta afirmación se cita a Irak, Irán y México. Empero, en este último caso, las posiciones nacionalistas fueron debilitadas y reducidas al mínimo por una estructura en el poder que promueve los intereses de las corporaciones petroleras, por lo que es difícil avalar la anterior creencia. Lo que sí es posible afirmar es que las empresas de servicios han encontrado condiciones inmejorables para maximizar su rentabilidad, adecuándose a las restricciones históricas para la abierta adopción de concesiones.

Si bien hay especificidades en el modo de operación para cada tipo de contrato, es importante señalar que las condiciones o cláusulas específicas aceptadas dependen de la situación política del país, su capacidad de negociación y su institucionalidad. En ello influye la legitimidad y el consenso nacional en torno al primer mandatario, el proyecto de las oligarquías nacionales en relación con los hidrocarburos y el proyecto de las elites trasnacionales.

En los países en donde se adoptan los contratos hay paralelismos entre las distintas modalidades de éstos debido a las cláusulas que se incorporan a ellos, lo que atenúa las diferencias entre los contratos y las concesiones, así como entre los diferentes tipos de contratos. Las experiencias internacionales permiten decir que hay una tendencia a minimizar la importancia del derecho a la propiedad del recurso, lo que se observa en los contratos.[52] Otra tendencia mundial es utilizar más de una modalidad contractual a la vez. Esto es posible a partir de las disposiciones y cláusulas concertadas.[53]

Otra modalidad de participación privada, que contribuye al repliegue del poder y control del Estado propietal sobre sus empresas, la constituye la bursatilización o colocación accionaria en las bolsas de valores. El bono es un título de capital de riesgo que otorga derecho a sus poseedores a exigir cuentas. Generalmente estos derechos corporativos están en manos extranjeras, lo que lleva a las empresas no sólo a la privatización, sino a una mayor participación y control del capital extranjero.

Las consecuencias de un cambio en el régimen de propiedad son de primer orden para cualquier país, en la medida en que afectan dos parámetros fundamentales que rebasan el ámbito de la industria petrolera, como ocurre con la apropiación de la renta petrolera y la soberanía nacional.

Los contratos de servicios en México

Debido a que el artículo 27 constitucional prohíbe en México las concesiones para explotar el petróleo, la alternativa que ha tomado Pemex para incorporara la iniciativa privada en esta tarea es, precisamente, utilizar los contratos de servicios, mecanismo que disimula la entrega de áreas estratégicas de la industria petrolera con la apariencia de actividades de servicios y prestación de obras. Con los contratos de servicio, el Estado sigue aparentemente man teniendo el control sin poner en riesgo la soberanía nacional. Algunas características generales de los contratos de servicio son las siguientes:

A diferencia de los contratos de producción compartida los de servicios no confieren derechos sobre la producción, es decir, no se comparte el petróleo y al contratista se le paga una tarifa monetaria por los servicios prestados.

Este tipo de contratos se utiliza con frecuencia en la fase de exploración de pozos.

Ofrecen las posibilidades de subcontratación, sin embargo, sus resultados no están vinculados a parámetros significativos como la producción misma de hidrocarburos.

El contratista recibe un pago, independientemente de las actividades realizadas, por lo que no incurre en riesgos exploratorios, tiene un flujo de caja estable siempre lucrativo. Por ello, gana sin enfrentar riesgos. Éstos los afronta el Estado.

Sin embargo, cuando no hay descubrimientos, teóricamente, el con tratista recibe una cierta remuneración y afronta los costos relacionados con la exploración. Ésta es la modalidad que predomina en México con una denominación distinta: contratos de servicios integrados y contra tos de servicios múltiples (CSM);[54] si bien genéricamente corresponderían a los contratos de servicios puros, los cuales representan un gran negocio para los contratistas por la remuneración obtenida, aun con los impuestos que pagan al Estado mexicano (impuesto al valor agregado, a la renta, sobre activos fijos y sobre bienes y servicios).

Entre las oportunidades de apropiación de la renta petrolera está la cesión de actividades sustantivas y estratégicas a los contratistas. Esto queda bien ilustrado con los CSM de la Cuenca de Burgos, los cuales fueron el núcleo de la estrategia de gas de Pemex durante la gestión del presidente Vicente Fox en 2003 para abrir la exploración y explotación de gas no asociado en tal cuenca a la inversión privada. Los CSM han sido un hito importan te en el devenir de Pemex en la medida que sirvieron de experiencia para transferir a empresas extranjeras la explotación de campos petroleros que fue ron descubiertos y desarrollados por Pemex.

Hasta ahora, se han otorgado nueve contratos (dos en la administración de Felipe Calderón) que incluyen obras de desarrollo, infraestructura y mantenimiento que permiten a las empresas nacionales y extranjeras explorar, extraer, producir, transportar y procesar gas natural y petroquímicos básicos, en un área determinada o bloque. El contratista asume las inversiones que se le pagan con los ingresos generados por ventas. En la realidad, se trata de un convenio de servicio operativo, mediante el cual una firma sustituye a Pemex en la exploración y producción de hidrocarburos. Aunque Pemex dice ser el operador, lo acota el contrato establecido.

Otro ejemplo, lo constituye Chicontepec, en donde ahora se trabaja con la modalidad de contratos de obras públicas sobre la base de precios unitarios. Este caso ilustra muy bien la forma en que operan los contratos de servicios en México como un mecanismo que ha permitido la transferencia de una cuantiosa renta petrolera a los contratistas cuya contraparte es una irracionalidad productiva en términos de costos de producción. En ello han participado las empresas Hallib urton, Schlumberger, Baker & Hughes y Weatherford de México, S. A. de C. V., entre las más importantes. Sobre todo en el caso de la primera, es muy conocido el apoyo que otorgó al actual presidente de México durante su candidatura a la Presidencia de la República, así como el hecho de que el ex vicepresidente de Estados Unidos, Dick Cheyney, fue también presidente de Halliburton, empresa de añejas relaciones con Pemex y las elites políticas mexicanas. Por ello, se sabía que, una vez en la silla presidencial, Felipe Calderón propiciaría cambios sustantivos en favor de las petroleras y contratistas estadunidenses.[55] Weatherford recibió importantes contratos, de los cuales no se ha obtenido producción rentable.

La importancia del proyecto también conocido como Aceite Terciario del Golfo (ATG, Chicontepec) radica en que por la magnitud de su costo constituye un espacio de transferencia de renta petrolera diferencial (la procedente de las áreas productivas rentables), así como de renta futura, en vista de la deuda que está siendo contratada para financiar el proyecto, el cual económicamente es irracional y sólo se entiende con un esquema de dominio oligárquico corporativo, como el que priva en el Estado mexicano actualmente. Las estimaciones de costos dan cuenta de lo anterior.

Por una parte, los directivos de Pemex justifican la rentabilidad de esto con sus propias estimaciones de costos (un costo de producción calculado en U.S. $26 BPCE).[56] Dicha estimación considera el costo de extracción como el costo de desarrollo, definido como la inversión en desarrollo entre las re ser vas probadas desarrolladas. Sin embargo, con esta definición las reservas desarrolladas o incorporadas se estarían obteniendo de forma instantánea, sin considerar los costos de operación y el mantenimiento de la extracción que acarrean. Evaluaciones alternativas[57] basadas en el costo de desarrollo (inversión más gasto en desarrollo) conducen a una estimación de costos sustan tivamente mayor (U.S. $85.3 BPCE).[58] De acuerdo con estas estimaciones, el costo en el 2010 vendría siendo de $2005 pesos por barril,[59] lo cual supera con creces los precios de exportación. Pese al alto costo con el que se está trabajando, todo indica que el proyecto continuará. Para ello el director de Pemex solicitó un crédito en diciembre de 2010 del orden de los 21 mil millones de dólares. Aun cuando se inyectaron tales fondos, la producción no rebasa los 35 000 barriles diarios (b/d). Lo anterior ejemplifica claramente el hecho de que los contra tos de servicio en México son un extraordinario negocio para los contratistas extranjeros. Se atribuye parte de la responsabilidad a la forma en que Pemex, Exploración y Producción trabaja y a que no realiza por anticipado los trabajos de ingeniería, geológicos, logísticos y demás estudios requeridos para un proyecto de este tipo.

Este caso da la pauta para utilizar la noción de renta absoluta; es decir, si los menos eficaces obtienen una renta, entonces existe una renta absoluta, si bien existe un propietario, que es el Estado mexicano y un contexto político que permite la extracción y transferencia de renta o plusvalía, a las oligarquías nacionales y a las corporaciones internacionales. Por otro lado, la existencia de áreas productivas con alta rentabilidad, como ocurre en el sureste del país, permite la extracción y transferencia de rentas diferencia les para soportar áreas costosas e ineficientes, como Chicontepec. La transferencia de renta continuará incluso en el futuro a costa de las generaciones siguientes debido a la deuda contratada (21 mil millones de dólares[60] para el proyecto ATG), actividad que difícilmente permitirá recuperar las inversiones. Chicontepec representa cabalmente la irracionalidad económica de los proyectos que se llevan a cabo en el sector energético mexicano, sólo explicado por la existencia de fuertes grupos económicos que se benefician de ellos en una tendencia predominantemente trasnacional como parte de la estrategia del proyecto neoliberal.[61]

En 2008, los contratos de servicios quedaron incorporados en la reforma energética con el nombre de contratos incentivados. Éstos fueron propuestos por el presidente Calderón, la iniciativa comprendía un marco regulatorio, otro legal e institucional aplicable a la fase extractiva, y se esperaba que las firmas extranjeras reemplazaran a Pemex en regiones enteras del territorio nacional, en tanto esta institución se convertiría en un instrumento legal que facilitaría la apertura al actuar como operador del Estado del acceso al subsuelo y al fungir como una agencia pagadora de impuestos. La iniciativa incluía entonces los contratos incentivados, mediante los cuales Pemex man tendría el control de la extracción y aprovisionamiento del petróleo y el gas. Pemex podría pactar una remuneración “fija o variable”, “determinada o determinable” con base en las obras y servicios especificados en el momento de la contratación o los que el desarrollo del proyecto exigiera con posterioridad. Se podrían pactar incentivos tendientes a maximizar la eficacia o éxito de la obra o servicio.

Entonces, los resultados de la reforma energética en este respecto fueron la legalización de los contratos de servicios múltiples y retomar los incentivados bajo el nombre de contratos de servicios integrales. Otro punto medular fue que se posibilitó a Pemex contratar con el sector privado todas las actividades de la industria petrolera, estratégicas y no estratégicas, extractivas, industriales y comerciales.

En vista de que las reservas de jure siguen siendo de la nación, estos con tratos establecen de facto los mecanismos para compartir la renta petrolera con los privados. Esto es posible a través de los artículos 60 y 61 de la Ley de Petróleos Mexicanos, aprobada el 23 y 28 de octubre de 2008 por el Congreso mexicano, considerando la obtención de economías y reducción de tiempos, apropiación de mejores tecnologías y mejoramiento de las utilidades de Pemex. Incorporados a la ley hay una serie de incentivos (ganancias) para los contratistas que justifican que se comparta la renta petrolera. En la medida en que estos mecanismos significan un porcentaje alto de recuperación de costos (entre un 70 y un 80 por ciento) los vinculados a la tarifa volumétrica establecida serán la oportunidad de acaparar parte de la renta petrolera generada. La decisión de cuánta será compete al Consejo de Administracion de Pemex.

El régimen de propiedad y la forma en que se realiza la distribución de la renta hace que los contratos de servicios integrales contengan elementos propios de otras modalidades. El hecho de que se garantice a las empresas privadas la recuperación de entre un 70 y un 80 por ciento de los costos evidencia de que se trata de contratos de riesgo los cuales fueron proscritos a raíz de la reforma de 1960 al artículo 27 constitucional. Además, el que los inversionistas su planten o sustituyan al Estado en el desarrollo de la fase de producción primaria del área estratégica de los hidrocarburos en zonas de certeza geológica, se les blinde contra futuras cargas tributarias y se les otorguen incentivos adicionales por diversos conceptos, propicia un esquema semejante al de los contratos de servicio operativos, como los que se hicieron en Venezuela en la década de los noventa, antes del gobierno del presidente Hugo Chávez. El régimen fiscal y la incorporación de criterios como la unitización en los con tratos propician también un esquema semejante al de las concesiones.

Hay otras formas en que ocurre la transferencia de renta:

Por la baja fiscalidad que normará a los contratistas.

Debido a la asimetría de información entre la firma y la empresa esta tal. Uno de los secretos mejor guardados de las trasnacionales son sus costos de producción que poco tienen que ver con lo que declaran al fisco. Esto lo hacen las empresas frecuentemente, sobre todo a partir de la imposición de hacer la contabilidad del impuesto sobre la renta con el propósito de apropiación de un mayor volumen de renta.

Debido a las características del contrato, que dejan abierta la posibilidad de una remuneración indexada al valor de las reservas, a la capacidad de producción, al valor entregado a Pemex o al precio de los hidrocarburos, lo que permite que el contratista se quede con par te de la renta. Con base en experiencias históricas, esto resultará en la expoliación del suelo.

En México, las condiciones prevalecientes no permiten una transferencia del know how del contratista a la empresa estatal, ya que con la modalidad específica de contratos integrales para campos maduros (Magallanes, Carrizo y Santuario),[62] Pemex pierde su papel de operador en la medida que el contratista es quien se hace cargo de las actividades de exploración y producción dentro del área asignada, lo cual significa el desplazamiento de Pemex de una área estratégica, prerrogativa del Estado por mandato constitucional. El control que los privados tendrán de toda la cadena de producción, más el transporte y almacenamiento, generan la posibilidad de transferencia de una cuantiosa renta petrolera.

Una diferencia sustantiva respecto de otros momentos de la historia pe trolera, que refleja la pérdida de soberanía en su negociación, es que con los nuevos lineamientos concertados en la reforma energética del 2008, las disputas entre los participantes de los contratos, serán resueltas a través de fórmulas y procedimientos arbitrales de carácter privado, con lo cual se pierde el principio de la soberanía jurisdiccional condensada en la cláusula Calvo, prevista en el artículo 27 constitucional.

Como corolario se puede decir que si bien estos contratos no generan derechos de propiedad, sí lo hacen sobre el valor de la producción porque de ahí proviene el pago al contratista. Resulta también clara la profundización de la tendencia a la pérdida de poder de la empresa estatal con los mecanismos de la gobernanza corporativa y los tipos de contratos negociados, así como la previsible tendencia, en el caso de México, a la adopción de un régimen de concesiones.

El marco jurídico que apoya los contratos

El régimen internacional tiene, entre sus principales instrumentos de protección a los contratos, a la Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones (Multilateral Investment Guarantee Agency, MIGA), los Acuerdos de Promoción y Protección Recíproca a las Inversiones (APPRIS) y la Ley de Inmunidad Soberana Extranjera.

La MIGA,[63] al servicio del Banco Mundial, asegura la inversión para efectos de transferencia de fondos, expropiación, incumplimiento de contratos, disturbios civiles, etc. Esto se traduce en una subrogación de los derechos del asegurado a favor de la agencia. En caso de controversia, la MIGA puede exigir al Estado productor el pago de la inversión, más daños y perjuicios. No menos importante, en relación con los contratos, son los tratados de libre comercio, entre los cuales se encuentra el TLCAN que rige a América del Norte.

Los APPRIS,[64] por su parte, garantizan las inversiones bajo la modalidad de protección diplomática ante el supuesto de una ruptura contractual.

Un ejemplo del despliegue jurisdiccional del derecho positivo estadunidense es la Ley de Inmunidad Soberana Extranjera (LISE), de 1976, aprobada por el Congreso de Estados Unidos en 1976 y que distingue entre los actos iuri imperi y actos iuri gestionis. Los primeros son aquellos que provienen de actividades vinculadas a las demandas relacionadas con la soberanía, motivo por el cual las cortes de Estados Unidos no pueden ejercer sus poderes jurisdiccionales. Los segundos corresponden a su vez a actividades realizadas en el curso de una transacción o acto mercantil; evento en el que sí es factible llevar a cabo el juicio ante tribunales foráneos, tal como podría ocurrir con los contratos petroleros, pues están concebidos y estructura dos como si se tratase de un negocio totalmente privado, sin conexión con la Constitución. A partir de esta ley se hizo realidad la transformación de las cortes estadunidenses en tribunales internacionales.

En México, el TLCAN[65] coloca en diferentes capítulos el tono condicionante al Estado mexicano, pese al reconocimiento oficial del respeto a las constituciones de los países miembros (Estados Unidos, México y Canadá). Así, por ejemplo, en el capítulo XI del TLCAN que trata sobre inversiones, se establece que los contratos equivalen a una inversión, por lo que no se puede dar marcha atrás una vez concertados, aduciendo razones de interés general, excepto en los supuestos limitativos y bajo procedimientos excepcionales establecidos en el TLCAN. En caso de controversia, queda establecida su resolución en paneles arbitrales internacionales,[66] y no ante los tribunales federales,[67] procesos donde hay claros sesgos a favor de las compañías debido a que las naciones industrializadas han desarrollado un marco jurídico a su favor para la solución de las mismas.

El capítulo XV del TLCAN, relativo a políticas en materia de libre competencia, monopolios y empresas del Estado, establece que si un Estado renuncia, privatiza o transfiere parte de un área de la economía sujeta a su control, ésta ya no podrá ser retomada libremente, a menos que se abra una ronda ad hoc de negociaciones. Las canonjías tampoco pueden ser revertidas.[68]

Otro aspecto importante que hay que considerar para el análisis de la situación de la industria petrolera mexicana es que con estas nociones los métodos de producción óptimos, como la unitización, pretenden que los depósitos minerales sean trabajados como unidades geológicas, por lo que se alienta la coope ra ción a fin de aprovechar una misma estructura en la explotación de yacimientos. Esto resulta medular para México, en virtud de la vecindad geográfica con Estados Unidos y las características geológicas de los recursos transfronterizos existentes en un contexto de evidente asimetría de poder. Esto último es lo que se prevalecerá en las negociaciones que serán necesarias para la explotación de los recursos transfronterizos, ya que su base jurídica no es la reforma energética, sino que deberá negociarse en instancias bilaterales ad hoc bajo un marco legal de tratados cuya operatividad para México queda de facto por arriba de su Constitución, aunque de jure no debiera ser así.

40 Con ello se pretende justificar un esquema de negocios en donde la participación gubernamental es acompasada por las empresas eléctricas que pretenden dar soluciones de mercado, con subsidios para las fuentes renovables de energía como la eólica y la solar. Véase World Economic Forum, “From Risk to Opportunity: Building a Response to the New Reality”, Outlook in the Global Agenda 2011. An Initiative if the Risk Response Network(Ginebra, Suiza, World Economic Forum, enero de 2011).

41 Alan Larson, “Geopolitics of Oil, and Natural Gas”, Economic Perspectives 19, no. 2 (mayo de 2009): 12.

42 El concepto tiene una connotación limitada al desempeño del gobierno y su gestión pública. Una definición más amplia se refiere a la manera de gobernar para el desarrollo económico, social e institucional promoviendo el equilibrio entre el Estado, la sociedad y el mercado. Surge de la debilidad del modelo tradicional del Estado debido a la pérdida de su papel rector en el desarrollo social. El término se utiliza para calificar la acción de un gobierno, así como al arte o manera de gobernar para el logro del equilibrio de las entidades mencionadas, así como entre la sociedad civil y las empresas.

43 Desde el primer encuentro en 1991, el foro ha reunido a los ministros de energía de países productores e importadores para intercambiar puntos de vista. Básicamente, se enfoca en petróleo y gas. Su mayor logro es el establecimiento de la Joint Oil Data Inititative para mejorar la disponibilidad y confiabilidad de la información internacional sobre petróleo, GNL, gasolina y otros. Es un trabajo que avanza.

44 Éste ha estado especialmente activo en materia de energía. Está integrado por los países desarrollados además de Rusia. Su atención ha sido variable y ello se ha relacionado con la situación de los precios. Su declaración refiere al compromiso de cooperar, a fin de reducir nuestra dependencia de la energía importada a través de la conservación y del desarrollo de los recursos alternativos. En años subsecuentes sus miembros han refrendado estos compromisos tal como es el caso de Estados Unidos para reducir su dependencia de las importaciones. El compromiso más reciente fue “considerar objetivos nacionales para reducir intensidad energética para el desarrollo económico”. En una reunión de 2007 del G8 en Heiligendamm la atención la recibió el cambio climático. Aunque el G8 ha ayudado a enfocar la atención de los poderosos en asuntos energéticos, hasta la fecha, no ha probado su capacidad para servir como mecanismo eje en la gobernanza energética global. Véase Bank Information Center, “World Bank ‘Sees Green’, in G8 Declaration”, 12 de junio de 2007, www.bicusa.org/en/Article.3394.aspx, consultada el 7 de febrero de 2011.

45 Las reglas de la Organización Mundial de Comercio no suscriben monopolios o rutas de tránsito de gasoductos. En muchos casos, las reglas pueden inhibir la política energética. Sin embargo no es claro si las reglas permitirían una política fiscal para discriminar entre métodos de producción energética, tales como favorecer la electricidad a partir de renovables. Sin embargo, no siempre es claro que los acuerdos de inversión y comercio alienten las iniciativas de energía limpia. Tales acuerdos pueden estar sujetos a dos tipos de restricción: uno relacionado con las expropiaciones y otro con el trato justo y equitativo.

46 Véase U.S. International Trade Commission, “Oil and Gas Field Services: Impediments to Trade and Gas Prospects for Liberalization”, Investigation No. 332-444 (Washington, D.C.: March, 2003).

47 Mommer, Petróleo global y Estado nacional, 105.

48 Un ejemplo de esto es la desnacionalización de la empresa brasileña Petrobras evidenciada en el incremento de la participación accionaria de los extranjeros (del 20.4 por ciento al 36.3 por ciento) del año 2000 al 2002.

49 Los aspectos legales de los contratos han sido ampliamente analizados por Raúl Jiménez cuyos textos han sido fundamentales para nuestro análisis. Véase bibliografía.

50 Miriam Grustein, De la caverna al mercado. Una vuelta al mundo de las negociaciones petroleras (México: Centro de Investigación para el Desarrollo-Felou, 2010), 149-159.

51 Intermono Oxfam, “Letra pequeña, grandes abusos. Por qué los contratos petroleros en América Latina son un obstáculo para el desarrollo”, Intermon Oxfam, no. 12 (julio de 2008): 15-16.

52 Cabe destacar el tránsito de Colombia a la adopción de un régimen de concesiones y la eventual adopción del mismo por México en la medida en que tendrá que negociar con su vecino del norte un marco de unitización para la explotación de yacimientos trasfronterizos, instrumento propio de un régimen de concesiones. En sentido contrario, el logro del presidente Evo Morales en Bolivia fue la renegociación de contratos y la redefinición de los derechos soberanos sobre sus recursos mineros. En esto consistió la nacionalización de la industria de hidrocarburos.

53 En los recientes contratos integrales adoptados en México para campos maduros (Magallanes, Carrizo y Santuario) se observa esta tendencia de manera muy clara, pues tienen elementos que corresponderían a un tipo de contratos de producción compartida, pero constituyen, de hecho, un con trato de riesgo, pues se otorgan todas las actividades sustantivas relacionadas con la exploración, pro ducción, procesamiento, transporte y almacenamiento de hidrocarburos al contratista, quien puede hacer arreglos de unitizacion, caracterizarlo como una concesión, con el fin de optimizar la producción.

54 Si bien las actividades estratégicas de exploración y explotación de los hidrocarburos son prerrogativas del Estado mexicano por mandato constitucional, a partir de la Ley Reglamentaria del artículo 27 se faculta a Pemex a celebrar contratos de servicios con la iniciativa privada. En su artículo 5 esta ley faculta al Ejecutivo a considerar actividades corriente arriba para contratistas. Así también los artículos 3, 11 y IV de la Ley de Obras y Servicios Públicos consideran las mencionadas actividades como obras públicas. Igual que en otros países, se ha “dado la vuelta” a los preceptos constitucionales a partir de las leyes o regulaciones secundarias, ignorando, en los hechos, los mandatos de la ley suprema que, en el caso mexicano, constituyen también el proyecto de nación.

55 Declaraciones de Miguel-Tinkes Salas, profesor de Historia y Estudios Latinoamericanos del Colegio de Pomona, Estados Unidos, en www.youtube.com/embed/kayCEBCFpJO?version= 3&fs=1&fs=1showsearch=0, consultada el 26 de octubre de 2011.

56 Cámara de Diputados, Congreso de la Unión, LXI Legislatura, Comparencia del director de Pemex Juan José Suárez Coppel ante comisiones Unidas de Energía y Hacienda, 13 de octubre de 2010.

57 Grupo de Ingenieros Constitución del 17, “Costo de desarrollo en Chicontepec” (septiembre de 2010): 5 [mimeo]. Es pertinente señalar que éste lo integran profesionistas y ex directivos jubilados de Pemex.

58 El costo de desarrollo resulta de dividir la inversión y gasto en desarrollo (millones de dólares) entre la producción durante el periodo de inversión y gasto (en millones de barriles de petróleo crudo equivalente [MMBPCE]). En el periodo considerado de inversión el gasto del proyecto de Chicontepec ascendió a 3 736 millones de dólares de 2009 (46 264 millones de pesos). La producción durante el periodo fue de 43.8 MMBPE. El tipo de cambio considerado fue de 12.6950 (fuente: Banco de México).

59 Véanse estimaciones del Grupo de Ingenieros Constitución del 17, en Atzayaelh Torres, “El costo de producción en Chicontepec supera los costos de exportaciones de petróleo”, Nuevo excelsior.com, 23 de mayo de 2011, consultada el 25 de mayo de 2011.

60 Declaraciones de Suárez Coppel, director de Pemex. Véase Israel Rodríguez, “Necesita Pemex 26 mil 800 mdd al año para operar de manera eficiente”, La Jornada, 31 de agosto de 2010.

61 Esta situación también pudiera corresponder a la estrategia neoliberal de descapitalizar Pemex a fin de poner a la empresa en punto de venta y justificar el proceso de desnacionalización vigente. Un ejemplo de esto es la deuda contratada por una filial de la empresa Pemex en las Islas Caimán, territorio en el que ninguna autoridad mexicana tiene jurisdicción para investigar. Para garantizar esta deuda y sin autorización del Congreso mexicano, Pemex comprometió hasta el 2018 el 72 por ciento de la factura petrolera resultante de ingresos derivados de las exportaciones del crudo. Véase Amador González, Roberto e Israel Rodríguez, “Pemex Finance firma membrete, empeñó la factura petrolera”, La Jornada, 17 de marzo de 2011, www.jornada.unam.mx, consultada el 10 de mayo de 2011.

62 Pemex, “Campos maduros”, en Contratos integrales de exploración y producción, en www.pemex.com/con tratos, consultada el 23 de mayo de 2011.

63 La Agencia Multilateral de Garantía de Inversiones es miembro del Banco Mundial. Su propósito es promover la inversión extranjera directa proporcionando garantías (seguros contra riesgos políticos) a inversionistas y financiadores. A éstos se podría añadir el Centro Internacional para Arbitraje de Disputas sobre Inversiones (CIADI).

64 Los Acuerdos de Promoción y Protección Recíproca a las Inversiones son tratados bilaterales basa dos en la voluntad de los Estados que deciden de mutuo acuerdo y partiendo de su ejercicio de carácter soberano estableciendo condiciones que sirvan de estímulo y de garantía para los intereses económicos y jurídicos de las inversiones cuando invierten en el territorio de la otra parte contratante.

65 Secofi, El TLC de América del Norte (México: Porrúa-Secofi,1993).

66 Raúl Jiménez Vázquez, “Datos duros, no sacralidades petroleras”, Siempre, 27 de marzo de 2011.

67 Cámara de Diputados del H. Congreso de la Unión, “Demanda de Controversia Constitucional ante la H. Suprema Corte de Justicia de la Nación contra el C. Presidente Constitucional de los Estados Unidos Mexicanos”.

68 Ibid.

GOBERNANZA CORPORATIVA

Un nivel micro del actual régimen petrolero es lo que, en la jerga convencional, se conoce como gobernanza corporativa, que se refiere a la manera en que se ejerce el poder a nivel de las entidades corporativas, a través del manejo y las operaciones de las mismas. Los principios de la gobernanza son las técnicas utilizadas para proteger los intereses de los inversionistas o de quienes proporcionan los recursos financieros. Éstos fueron elaborados por la OCDE para “apoyar” a los países a desarrollar sus propios códigos de gobernanza. Reflejan lo que se conoce como las “mejores prácticas”, sobre todo en Estados Unidos y el Reino Unido. Los principios de la OCDE apuntalan los componentes de la gobernanza global emitidos por el Banco Mundial, el Fondo Monetario Internacional y los Informes de Códigos y Estándares de Observancia (Report on the Observance of Standards and Codes, ROSC).

Los principales conceptos de gobernanza corporativa enfatizan los derechos de los accionistas (share holders), los de las demás partes relacionadas (stakeholders) y los conflictos de agencias, los sistemas de relaciones, los sistemas de valores, las estructuras de poder y las estructuras de regulación. Un aspecto clave de la gobernanza es la cuestión de la propiedad y la gestión de las empresas, en nuestro caso petroleras.

Este modelo de gobernanza corporativa permite que las compañías pe troleras homologuen criterios a fin de conformar consejos de administración semejantes, independientes de los directores y de los comités (board). Los principios se avocan a maximizar el valor del accionista, a proteger y facilitar sus derechos[69] premiando a los altos ejecutivos que los llevan a cabo.

Medios de poder obtenidos a través de la creación de mecanismos de control para garantizar el retorno de los inversionistas y los bancos.

Uno de estos controles es la Ley Sarbanes Oxley, diseñada en Estados Unidos, la cual dicta adoptar las prácticas de la gobernanza corporativa. Influida por la ley consuetudinaria del Reino Unido, es importante en varios países en donde la ejecución se basa en una filosofía “voluntaria” de “cumpla o explique”. Su influencia impacta el mercado de capitales logrando la mayor valuación de las acciones.

Otra entidad con objetivos semejantes es la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos entre cuyas tareas está la certificación de reservas petroleras de los países. Como parte de sus acciones importantes está el establecimiento de reglas para reclutar directores junto con la Sarba nes Oxley, mismas que se han generalizado como criterio de reclutamiento.

Otro aspecto en donde estas prácticas impactan a las empresas de hidrocarburos es en lo que se refiere a la accountability o contraloría, a través de la cual se evalúa a una empresa con parámetros de normatividad, eficiencia y transparencia. Uno de los aspectos que toca tal contraloría se refiere a la revelación de información por parte de las empresas a los accionistas (disclosure). La importancia de este aspecto se refleja en la cuidadosa elaboración de los informes contables.

En los Estados petroleros, revelar información tendrá un efecto muy importante gracias a la ley aprobada en julio de 2010 por el Congreso de Es ta dos Unidos, conocida como Ley de Reforma de Propiedad del Consumidor (Dobb Frank Wall Street Reform and Consumer Property Act). Ésta señala que todas las compañías registradas en la SEC de Estados Unidos deben informar públicamente de sus pagos a los gobiernos por concepto de extracción de hidrocarburos y minerales, datos de operaciones básicas, así como contabilidad de pérdidas y ganancias.[70] Esta ley les va a permitir tener una idea precisa de la renta que se apropian los Estados.

La gobernabilidad global aplicada a México

A través de la nueva gobernabilidad global y lo que se conoce comúnmente como gobernanza corporativa, las reglas del juego internacional han hecho transitar a las empresas de propiedad estatal a una condición privada, sin que el cambio sea visible o fácilmente identificable para la sociedad.

El pretendido carácter neutral de la gobernabilidad queda en entredicho al remontarse a su origen. El concepto de gobernabilidad global o gobernanza surge en la comisión trilateral[71] en el contexto de las crisis petroleras de los setenta que llevaron a las naciones desarrolladas lideradas por Estados Unidos a acordar la conveniencia de adoptar los conceptos a nivel regional y nacional, asociándolos, en algunos casos, a la idea de desarrollo y cumplimiento (good governance). Al respecto, cabe señalar que fueron las instituciones financieras internacionales (IFI) y los organismos internacionales quienes impulsaron esto. Por lo anterior, es claro a los objetivos a que sirve el uso del término.

México ha seguido al pie de la letra los lineamientos de las principales instituciones internacionales, tales como el Fondo Monetario Internacional, el Banco Mundial, El Banco Interamericano de Desarrollo, el Fondo de Reserva de Estados Unidos, la OMC, la OCDE y todos los programas del libre comercio.

A nivel de la empresa petrolera, el poder de las instituciones internacionales ha buscado aplicar esos lineamientos a través de políticas y medidas como las siguientes:[72]

División de Pemex en áreas de negocios (1992).

Adopción del criterio de costos de oportunidad.

Aplicación de régimen fiscal confiscatorio justificado y apropiado porparte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), misma que cumple con los lineamientos de los organismos internacionales y ha sido la garante del pago de la deuda externa de México. Con esta política, buscaría el debilitamiento de Pemex en atención a las recomendaciones del acuerdo marco, con el fin de ponerla en punto de venta para proceder así a su privatización.

No permitir que las políticas de ciencia y tecnología nacionales desarrollen alta tecnología para Pemex.

Llevar al máximo histórico la deuda petrolera de Pemex. A ello contribuyó la inversión de capital de los proyectos de infraestructura pro ductiva de largo plazo con impacto diferido en el gasto (PIDIREGAS).

Intento de reestructuración del centro corporativo de Pemex en 2001 (significó incorporar a empresarios), pero, la medida no funcionó.

Reestructuración de Pemex en el 2004 con la propuesta de desaparecer tres direcciones corporativas.

Marco Regulatorio: Pemex sigue el Código de las Mejores Prácticas Corporativas (CMPC), obligatorio para las empresas con emisiones en la Bolsa de Valores y los Lineamientos de Gobierno Corporativo de la OCDE para empresas gubernamentales.[73]

La gobernanza dirigida a acotar la existencia de los grupos de poder involucrados en la empresa se evidencia en lo siguiente: a) Pemex cuenta con un Código de Ética de conformidad con las normas del país y estándares internacionales (SOX406); b) existe, además un código de conducta de aplicación general que fue desarrollado por la administración de la empresa y no por su Consejo de Administración.[74]

En materia de transparencia y divulgación de información, Pemex ha adoptado las siguientes medidas:75

a) El titular del órgano interno de control en Pemex reporta a la Secretaría de la Función Pública y no al Consejo de Administración por ser emisor de títulos de deuda en el mercado nacional y los mercados internacionales. Pemex debe reportar sus resultados en apego a están d ares de los mercados.

b) Definición de responsabilidades del Consejo de Administración y sus Comités de apoyo. Se ha propuesto una serie de elementos para la “modernización” de Pemex.

c) La brecha entre la calidad y la confiabilidad de la información financiera de Pemex respecto a los requerimientos que se le deman dan como consecuencia de la Ley Sarbanes Oxley es resultado de las prácticas de “autonomía de gestión” y de la diversidad de procedimientos, sistemas y criterios aplicado en los mismos procesos en los diversos organismos subsidiarios respecto a los aplicados y propuestos por el corporativo de Pemex.

Modificación de la terminología organizativa para la aplicación de un régimen no propietal en donde queda diluido el concepto de renta petrolera.

Así, a través de las IFI, los acuerdos bilaterales, la regulación, la normatividad, la adopción de prácticas corporativas, la aplicación de un marco jurídico basado en el derecho consuetudinario y la ejecución de una serie de medidas propias de un régimen no propietal, se implanta en Pemex un régimen de mercado cuyo objetivo final es hacerla pasar de empresa estatal a una privada, con el fin de que el sector privado, principalmente trasnacional, extraiga la apropiación del excedente petrolero en su favor.

Bajo la parafernalia neoliberal que alude a la cualidad intrínseca de ineficiencia de las empresas estatales manejada en una cultura de operaciones “inadecuadas”, prácticas de adquisiciones ineficientes con un amplio grado de corrupción, se recomienda a Pemex transformarse bajo los esquemas de derecho corporativo.[76]

A la luz de las directrices de la OCDE, su carácter de empresa pública se modifica con la reforma energética de 2008, por la cual Pemex deja de ser de facto un organismo paraestatal. Esto, fue posible a través de cambios legislativos, como la Ley de Petróleos Mexicanos, que significó un paso importante en la corporatización de la empresa.[77] Esto disipa cualquier duda de que el objetivo de la reforma energética fue la privatización. Además, la reforma desconoce el carácter de propietario de Pemex y lo hace recaer en la Secretaría de Energía (Sener) y en la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.[78]

Todo lo anterior se acompaña de nuevos contratos de exploración y de explotación que “asocian” compañías petroleras nacionales y/o con contratistas. Bajo una red de tratados, contratos, servicios, se impone el arbitraje internacional. Se sustrae al petróleo —materia estratégica— de la jurisdicción nacional obligando a los países productores a someterse a tribunales extranacionales, en los que se imponen los privilegios concedidos a la inversión con la amenaza de sanciones y embargos. La soberanía legislativa, administrativa y fiscal se pierde.[79]

La aniquilación de la empresa pública no es inmediata, ya que se trata de mantener a las empresas petroleras como fachada conveniente para implementar los objetivos de los países industrializados, que urgen a los productores a incrementar sus exportaciones,[80] con el fin de simular control nacional. El nuevo régimen global reduce los derechos soberanos de los Estados al proporcionar o no “acceso” a la explotación petrolera y, una vez que las empresas entran, los derechos del dominio eminente sobre el petróleo se subordinan a los tratados internacionales y a las naciones que los diseñan. Los países exportadores de capital ejercen derechos sobre el recurso anulando el régimen de propiedad pública, mientras las compañías nacionales se transforman en agencias de contratación. El país es dueño del petróleo en principio, pero su explotación queda sometida a los derechos supremos del gran capital.[81]

69 Entre éstos se incluye 1) asegurar los métodos de registro de propiedad; 2) arreglar o transferir acciones; 3) obtener información o material importante sobre bases de tiempo normales para la corporación; 4) participar y votar en reuniones de accionistas; 5) elegir y quitar miembros del cuerpo de directores y 6) participar en los benefícios de la corporación. Véase OCDE, OECD Principles of Corporate Governance (París: OCDE, 2004), 18.

70 Transparency International, Promoting Revenue Transparency. 2010 Report on Oil and Gas Companies. Revenue Mandatory, Revenue Transparency for the Operation of Companies at Home and Abroad (Nueva York: Revenue Watch Institute, 2011), 9.

71 Véase Carlos Rico, “Interdependencia y trilateralismo: orígenes de una estrategia”, Cuadernos se mestrales, Estados Unidos: perspectiva latinoamericana (México: CIDE, primer semestre, 1978), 2-3.

72 Véase Rafael Decélis Contreras, Creatividad para el desarrollo. México país líder 2028 (México: Proyección Cultural Mexicana-Costa Amic Editores, 2008), 151-205.

73 Francisco Colmenares César, “Petróleos Mexicanos: autonomía de gestión y reestructuración”, en ídem et al., coords., Pemex presente y futuro (México: IIEc, UNAM-Universidad Autónoma MetropolitanaAzcapotzalco-Universidad Autónoma de Campeche-Plaza y Valdés, 2008), 396.

74 Ibid., 397.

75 Ibid.

76 OCDE, “Gobierno corporativo medidas del Consejo en Petróleos Mexicanos. Evaluación y recomendaciones”, Informe del Secretariado de la OCDE preparado a petición de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de las autoridades mexicanas, 28 de junio de 2010, 1.

77 Ibid. , 9

78 Ibid., 12.

79 Manuel Bartlett, Las iniciativas petroleras. Un modelo privatizador (México: Cosmos, 2008), 49.

80 Bartlett, Reforma energética. Un modelo privatizador, 11.

81 Ibid, 79-80.

UNA APROXIMACIÓN AL CÁLCULO
DE LA RENTA PETROLERA

Un análisis sobre la renta que no incorpore una aproximación cuantitativa lo haría limitado y no permitiría avanzar sobre su posible tendencia y sus va ria bles fundamentales. Una hipótesis sería que su comportamiento en los últimos diez años permite observar una tendencia creciente de la renta petrolera, excepto en el 2009, debido al aumento de los precios del petróleo, pese a registrarse una producción a la baja desde el 2005. A futuro, la tendencia productiva, junto con el aumento en los costos de producción en el aceite terciario del Golfo de Chicontepec (ATG) y los derivados de la producción en aguas profundas en el Golfo de México, incidirán negativamente en el volumen de renta. En tanto los precios internacionales del hidrocarburo se mantengan altos, la renta petrolera seguirá siendo un factor positivo de primer orden en los ingresos presupuestales del gobierno federal. La alternativa oficial para elevar los niveles de producción, a partir del otorga miento de contratos integrales, podría no dar resultados importantes en términos productivos pero sí propiciar la oportunidad de compartir la renta petrolera, la misma estará a favor del contratista.

Definición del concepto

Por definición de la SHCP, Pemex y la Energy Information Administration (EIA), perteneciente al Departamento de Energía de Estados Unidos (USDOE), la renta petrolera es el resultado de restar los ingresos por la venta de los hidrocarburos extraídos menos los costos de producción promedio anual. Por lo tanto, la renta petrolera por barril (RPB) = valor del crudo – costos de extracción, o sea: RPB = (PPE – CPE). A los costos de extracción también se les conoce como costos de producción (lifting costs). En términos de la renta total para el país, la renta unitaria por barril se multiplica por la producción

RP = (PPE – CPE) * VPP

RP = Renta petrolera anual (U.S. $)

PPE = Precio promedio de exportación anual del petróleo (U.S. $BBL)

CPE = Costo promedio de producción anual (extracción) (U.S. $BPCE), incluye exploración y producción[82]

VPP = Volumen de producción petrolera anual (B)83]

Componentes de la renta

En México, ya se acabaron los descubrimientos de yacimientos de petróleo barato, los costos de extracción van en aumento porque los yacimientos disponibles se encuentran cada vez a mayores profundidades y con más fuer tes demandas tecnológicas, como es el caso de Chicontepec y aguas profundas en el Golfo de México. Además, la producción real va de bajada, lo cual podría reducir el efecto positivo del aumento del precio internacional del petróleo. Esta combinación de factores podría reflejarse en una disminución de la renta petrolera a menos que aumenten los volúmenes de extracción. Como los costos no serán bajos, es importante y urgente que Pemex recupere sus capacidades, pues la manera efectiva de reducir los costos y mejorar la producción es contar con un organismo público con capacidades plenas financieras, técnicas y administrativas. Algunos aspectos de los componen tes de la renta que influirán en su comportamiento son los siguientes:

En lo que se refiere a costos de producción, Carlos Morales[84] declaró el año pasado que el costo promedio en 2009 de producción de Pemex es de U.S. $4.85 BPCE, lo cual representa un descenso del 21.3 por ciento en comparación con los U.S. $6.16 BPCE de 2008. Sin embargo, hay que considerar que esta baja fue resultado de una devaluación del peso mexicano frente al dólar del 21.4 por ciento, así como una disminución del 9.1 por ciento en gastos de producción de 99.5 billones de pesos en 2008 a 90.4 billones de pesos en 2009.[85]

De acuerdo con Pemex,[86] los niveles de producción de crudo han ido a la baja desde 2004, cuando se tuvo una producción diaria promedio de 3.38 millones de barriles (MMB), principalmente por la declinación de Cantarell. Según Pemex, la producción en 2011 está en 2.57 MMB por día, esto es, el 24 por ciento por abajo de 2004. En 2009 se produjeron 2.6 millones b/d y la tendencia inercial ocasionada por la pérdida de producción durante los últimos años se estima que sea de 2.2 MMB diarios al 2013 y dos millones al 2015. En una conferencia de prensa, Carlos Morales,[87] director general de Pemex Exploración y Producción (PEP), anticipó que esta instancia pretende producir en los próximos años 2.4 MMBPCE mínimo pudiendo llegar incluso a promediar tres millones. Este anuncio lo hizo después de explicar que se someterán a un proceso de licitación cincuenta campos maduros ya identificados para su desarrollo.

Otro tema que prácticamente no se toca es el estado real del yacimiento de Cantarell, ya que siempre existe el riesgo de que se acelere la caída de producción. Cantarell produjo un máximo de 2 136 400 b/d de petróleo en 2004, contribuyendo con un 63.2 por ciento a la extracción total de crudo. A partir de entonces, la producción ha ve nido declinando a un paso muy acelerado: entre 2006 y 2009 la pérdida anual ha sido de cerca de cuatrocientos mil b/d, llegando a producir única mente 684 800 b/d en el 2009. La caída de producción entre 2008 y 2009 fue del 34.1 por ciento. La producción del activo en 2010 fue de 558 000 b/d, esto es el 14 por ciento por de bajo de 2009. La contribución de Cantarell a la producción total de petróleo de Pemex fue del 21.7 por ciento.

En febrero de 2010, Georgina Kessel, ex secretaria de Energía, declaró ante la prensa[88] que con la nueva Estrategia Nacional de Energía 2009-2024, México estaría produciendo 3.3 millones de barriles diarios de crudo. No obstante, esto será muy difícil de lograr puesto que la mayoría de los recursos prospectivos se encontrarán en yacimientos que presentan complejidades geológicas y de infraestructura para una explotación rentable.

Es de capital importancia tomar en cuenta que sólo hay reservas en el subsuelo como para cubrir la producción de otros diez años más al ritmo de producción y de reposición de reservas presente en 2011. Por consiguiente, el gobierno federal tendría la obligación con el pueblo de México de sustituir los ingresos petroleros por otro tipo de ingresos. Mientras eso sucede, se deberían tomar provisiones para sustituir paulatinamente el fondo petrolero que eventualmente se acabará por que el petróleo también se va a acabar.

En relación con los precios, se puede decir que el precio internacional del petróleo a principios de 2011 para la canasta mexicana de U.S. $86.71 BPCE ya superó en 2.8 por ciento el promedio de 2008 de U.S. $84.38 BPCE. Independientemente de los porcentajes de reposición de reservas de petróleo y gas por parte de Pemex, la producción anual de crudo, que se muestra en el cuadro 1, sigue una tendencia inercial a la baja equivalente a más de cien mil barriles de crudo diarios. A este ritmo de disminución de la producción, México estará extrayendo sólo dos millones de barriles de crudo en el 2015.

Sobre las expectativas oficiales de aumentar la producción a partir de delegarla a los inversionistas privados, Pemex explicó en una presentación a los inversionistas[89] que tal objetivo se lograría al imple mentar las compensaciones con los contratos incentivados. Para hacer esto, la estrategia es explotar doscientos dos campos marginales identificados, donde el petróleo y el gas contenidos representan el 29 por ciento de las reservas totales de México. El incremento también requiere de quinientos pozos adicionales entre 2011 y 2025 en los activos: Cinco Presidentes, Burgos y los siguientes activos integrales: Muspac (once campos), Macuspana (treinta y nueve campos), Veracruz (veintinueve campos), Litoral de Tabasco (seis campos en Comalcalco) y AbkatunPol-Chuc (dos campos).

En general, la tendencia de la renta petrolera ha sido ascendente durante los diez últimos años, como se puede ver en el cuadro 1. Dicha renta fue de U.S.$63.45 billones en 2010 y subió un 21.08 por ciento (a U.S.$76.82 billones) en los primeros meses de 2011 debido a un aumento significativo en el precio internacional del petróleo en este año.[90]

La renta petrolera en los presupuestos
de ingresos y egresos de la Federación

Los ingresos petroleros son la fuente más significativa del Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) —entre el 30 y el 40 por ciento del gasto corriente—, por lo que la participación de la renta pe trolera tiene un papel fundamental. De aquí que cualquier decisión política que se tome sobre algunos de los elementos constitutivos de la renta, se vea reflejada en el gasto corriente gubernamental y en la ejecución del PEF; así como en el Fondo Petrolero, con el cual se benefician los gobiernos federal y estatales.

Cuadro 1

México: renta petrolera (2000-2011)

Pemex[91] es el responsable de generar la renta petrolera y transferirla al gobierno a través de impuestos y derechos especiales para la SHCP que, a su vez, la distribuye de acuerdo con lo que establece el PEF, autorizado por la Cámara de Diputados.

La renta petrolera mexicana ha venido creciendo durante los últimos años, pero es difícil seguir su pista, ya que se pierde cuando se aplican los impuestos y derechos sobre los hidrocarburos de las ventas del crudo. Debido a la política fiscal (confiscatoria) del gobierno federal sobre los ingresos petroleros, no es posible darles seguimiento. Por otro lado, se registran cambios en la terminología de los rubros que componen el Presupuesto de Ingresos de la Federación por lo que se diluye el concepto de renta petrolera lo cual denota una falta de transparencia al etiquetar estos recursos con otros nombres cuyo destino se vuelve difuso.

Además, el hecho de que la SHCP cambie las reglas del juego respecto de la aplicación de los recursos de la renta petrolera año con año impide la transparencia en la administración pública. Por otro lado, una vez que los recursos presupuestales son entregados a los estados, la responsabilidad de su aplicación recae en los gobiernos locales.

De acuerdo con Fundar, en el cuadro 2, en el 2000, los ingresos petroleros alcanzaron los 327 mil millones de pesos (con un precio promedio de exportación de U.S. $24.62 B[92] y una producción de 3.012 MMB diarios), mientras que en 2006, dicha cifra fue de 436 mil millones (con un precio promedio de U.S. $53.04 B y una producción de 3.256 MMB diarios), esto es un 33.3 por ciento mayor que en 2000.

El cuadro 2 incorpora a los ingresos petroleros otros factores adiciona les a la renta petrolera, como los derechos por hidrocarburos, los aprovechamientos sobre los rendimientos excedentes y el Impuesto Especial Sobre Producción y Servicios (IEPS). En los ingresos del sector público, ilustrados en el cuadro, la SHCP no indica claramente dónde queda la renta petrolera y esta opacidad no permite realizar un seguimiento del destino y aplicación de los recursos financieros obtenidos por Pemex.

Cuadro 2

Ingresos del sector público presupuestario, 2000-2006
(millones de pesos corrientes)

En el Presupuesto de Ingresos de la Federación (PIF), de 2011, publicado el 15 de noviembre de 2010, los ingresos expresados como derechos a los hidrocarburos fueron de 626787millones de pesos corrientes integrados por los siguientes conceptos cuyas cantidades están expresadas en millones de pesos corrientes: a) derecho ordinario sobre hidrocarburos 537 676.7; b) derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización 76 461.2 pesos; c) derecho extraordinario sobre exportación de petróleo crudo -92.9 pesos; d) derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía 4 191.9 pesos; e) derecho a la fiscalización petrolera 26.4 pesos; f) derecho único sobre hidrocarburos 2672.7 pesos; g) derecho sobre extracción de hidrocarburos 2 425.9 pesos; h) derecho especial sobre hidrocarburos 3425.1 pesos y finalmente, i) derecho adicional sobre hidrocarburos 0 pesos. Los ingresos petroleros pasaron de 435 713 millones de pesos en 2006, a 626 787 millones en 2011, lo que representa un aumento del 43.9 por ciento. En ningún lado del PIF se indica a cuánto asciende la renta petrolera ni cómo se asigna a las distintas partidas presupuestales. Por otro lado, la renta petrolera esperada para 2011 (véase cuadro 1), de 926133millones de pesos difiere en 299346millones de los 626787millones estipulados por los derechos a los hidrocarburos del Presupuesto de Ingresos de la Federación.

Para el ejercicio fiscal de 2011, los ingresos del gobierno federal son 2 179 289.6 de pesos, esto es un 94.3 por ciento superior a los ingresos totales del Sector Público Presupuestario de 2006. Los ingresos de organismos y empresas en el PIF de 2011 son 706 628 900 000 de pesos, lo cual es superior en un 184.5por ciento al mismo rubro en 2006. Petróleos Mexi canos tiene un presupuesto de ingresos de 386 628 900 000 de pesos en 2011 contra 60589 millones en 2006, lo cual representa un aumento del 538 por ciento.

La recaudación del gobierno mexicano sobre la renta petrolera es confiscatoria y depredadora, ya que como se puede ver en el PIF para 2011, de acuerdo con el artículo 260 de la Ley Federal de Derechos (LFD), Pemex, Exploración y Producción (PEP) deberá realizar los anticipos que se señalan en el siguiente párrafo:

CUADRO 3

DESTINO DE LOS EXCEDENTES PETROLEROS

Fuente: elaboración propia.

A cuenta de derecho ordinario sobre hidrocarburos a que se refiere el artículo 254 de la LFD, el PEP deberá realizar pagos diarios, incluyendo los días inhábiles, por 505 478 000 pesos durante el año. Además, el primer día hábil de cada semana del ejercicio fiscal deberá efectuar un pago de 3 548 066 000 pesos. Estos pagos no toman en cuenta ni el precio del petróleo ni de los hidrocarburos que comercializa Pemex, ni los resultados operativos de la paraestatal; tampoco considera que para cumplir con esto, Pemex tenga que recurrir al endeudamiento. El destino de la renta petrolera tampoco toma en consideración los factores operativos y necesidades de Pemex en función de sus resultados.

El PIF hace la salvedad de que en caso de que las tasas aplicables a la enajenación de gasolinas y diésel resulten negativas, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios no efectuarán los anticipos diarios.

El gobierno federal ha dado los primeros pasos para transparentar los ingresos a nivel local. Las medidas de descentralización han pasado una mayor responsabilidad a los estados para proporcionar servicios tales como educación y cuidados de la salud. Sin embargo, éstos permanecen dependientes de las transferencias del gobierno federal, ya que el 89 por ciento de los ingresos estatales proviene de la federación. Una disposición reciente de la Suprema Corte estableció que estas transferencias pueden abrirse al público bajo la ley existente de Transparencia y Acceso a la Información, que es monitoreada por la Auditoría Superior de la Federación.

Fondo petrolero nacional

En el año 2000, México estableció el Fondo de Estabilización de la Renta Petrolera, como respuesta a las preocupaciones de la volatilidad del precio del petróleo que llevó a recortes presupuestales no planeados a finales de los años noventa. De acuerdo con el secretario de Hacienda, el objetivo del fondo es “aminorar los efectos sobre las finanzas públicas y la economía na cional a partir del nivel de los ingresos públicos derivados de variaciones abruptas en los precios internacionales del petróleo, así como otros factores que disminuyan las fuentes de financiamiento del gobierno federal”.[93] A pesar de esta aseveración, en la práctica, el fondo ha perdido relevancia por múltiples razones.

Primero, porque sólo un porcentaje relativamente pequeño de la renta petrolera va al fondo. Inicialmente, el Congreso estableció que el 40 por ciento del excedente de ingresos sobre un precio de referencia se destinara a éste. El excedente se define como la renta generada por los precios del petróleo arriba del precio de referencia presupuestal establecido por el Congreso. Sin embargo, el fondo recibió solamente el 33 por ciento de los excedentes de la renta petrolera en 2001 y, desde 2003, el Congreso redujo el porcentaje requerido al 25 por ciento. A finales del 2007, los activos del fondo se contabilizaron en 52 244 millones de pesos (alrededor de cinco billones de dólares) o el 2 por ciento del presupuesto del 2008. Segundo, el Congreso decidió apropiarse del Fondo de Estabilización y lo incluyó en el presupuesto del 2002, una decisión que no tomó en cuenta las reglas que existían en ese momento respecto a la correcta aplicación de los recursos del Fondo. Tercero, el Fondo de Estabilización estuvo administrado hasta hace poco por la Secretaría de Hacienda y ha ido cambiando las reglas del gasto cada año. Finalmente, y en cuarto lugar, tanto el gobierno como el Congreso han carecido de un objetivo a largo plazo para este fondo. El incesante aumento de los precios ha llevado a que también se utilice el Fondo de Estabilización con propósitos de ahorro.

82 Los CPE se calculan con base en barriles de petróleo crudo equivalente (BPCE) que incluyen petróleo y gas, debido a que la información disponible no está desagregada en petróleo y gas. Esto considera implícitamente que el gas natural siempre está asociado al petróleo. Sin embargo, todas las fuentes consulta das utilizan el mismo criterio de BPCE, incluso en Estados Unidos. Una ausencia importante fueron los costos de exploración, sin embargo, el hecho de que Pemex destine sus inversiones fundamental mente a la producción, nos permiten concluir que su ausencia no altera en mucho las estimaciones.

83 El mercado de gas no asociado tiende en el futuro a ser manejado en México por empresas privadas y al final la renta petrolera tendrá que calcularse sólo con base en el gas asociado extraído por parte de Pemex y se tendrá que desagregar para yacimientos como los de la Cuenca de Burgos.

84 “La producción de gas tiende a disminuir”, Reforma, 10 de marzo de 2010.

85 En la nota de La Jornada, Suárez Coppel puso el ejemplo de Chicontepec que tiene un área de 3731 km2 con 29 campos complejos y de baja permeabilidad y con un volumen original in situ de 137 290 MMBPCE, de los cuales Pemex estima recuperar aproximadamente 19 000 MMBPCE. La densidad del crudo varía entre 18 y 45º API y cuenta con reservas en MMBPCE 1P = 483; 2P 9039 y 3P 17 192. Con base en cifras oficiales los costos de extracción, en términos de renta petrolera empiezan a acercarse a los valores de 2010, estimados alrededor de U.S. $5.00 MMBPCE. Sin embargo, el diferencial contra 9.30 para Chicontepec en 2010 sí tiene un impacto directo sobre la renta petrolera. Otras estimaciones sobre los costos en Chicontepec los fijan muy por arriba de esta cifra. En el caso de los costos con tecnologías mejoradas, éstos son altos, si bien prometen bajar. De acuerdo con la IEA, el costo de producción por recuperación mejorada es de U.S. $30 BPCE, sólo por debajo las tecnologías convencionales. Para el caso de los bitúmenes, el costo oscila entre U.S. $32 y U.S. $68 BPCE y los esquistos (lutitas) entre U.S. $52 y U.S. $113 BPCE. Las nuevas tecnologías de fracturación para campos de gas con uso intensivo de agua en Estados Unidos bajan los costos de extracción a niveles muy cercanos a los de la producción convencional.

86 Pemex, “Apuntes de la Renta Petrolera”, en www.pemex.com/index.cfm?action=content& sectionID= 137&catID=12140, consultada el 23 de marzo de 2011.

87 Reforma, “Pemex planea perforar un pozo de gas de lutitas”, Reforma, 16 de abril de 2010.

88 “México recuperará su producción en 2024”, Reforma, 2 febrero de 2010.

89 “Pemex le apuesta a los incentivos”, Reforma, 18 de julio de 2010.

90 Al escribir este trabajo se asumió la cifra de los 5costos de extracción para 2010 y 2011 iguales a los de 2009, pues aún no se conocía la información, ya que Pemex publicaría los datos de 2010 hasta entrado el 2011.

91 Revenue Watch Institute, “Transparency Snapshot”, en www.revenuewatch.org/our-work/countries/ mexico/transparency.snapshot, consultada el 20 de febrero de 2011.

92 Sener, “Prospectiva del mercado petrolero de petróleo crudo 2010-2025”, www.sener,gob.mx/res/ PE_y_DT..../perspectiva_crudo_2010-2025.pdf, consultada el 14 de marzo de 2011.

93 Human Rights Watch, Lost in Transition: Bold Ambitions, Limited Results for Human Rights under Fox (Nueva York: Human Rights Watch, 2006), 44.

CONCLUSIONES

Preguntar en torno a la vigencia de la teoría de los economistas clásicos para explicar la renta en la actualidad puede tener una respuesta tautológica en el sentido de que son clásicos y sus postulados se mantienen; no obstante, releerlos permite constatar que todos aportan pistas sobre el origen de ésta. Partir de las diferencias en productividad, es pertinente para estudiar la industria petrolera, aunque quizá no lo sea para otras ramas o sectores económicos. Desde nuestro punto de vista, el aspecto físico del postulado no se contra pone con el traspaso y apropiación de plusvalía a través de la renta, tanto en el plano nacional como en el internacional, simplemente son dos dimensiones. Las estructuras económicas, jurídicas e institucionales están diseñadas para que el traslado suceda.

El propósito de acercarnos a la teoría económica, con el objetivo de analizar la evolución del concepto de renta, permite constatar que los marginalistas soslayan esta idea desde el modelo del equilibrio parcial. Ellos determinan el pago a los factores de producción —entre los cuales estaría la renta del terrateniente—, a partir de la demanda de bienes finales (con base en la utilidad marginal), esto nos permite encontrar el punto de inflexión que da entrada a la degradación del concepto en la teoría económica subsecuente.

Sin una perspectiva histórica y fuera de contexto se califica a los Estados petroleros de rentistas, con una carga valorativa negativa que busca allanar el camino hacia un modelo de mercado y hacia el diseño de un régimen no propietal. No es casual. Debido a la globalización esto se logra a través de una estructura de gobernanza energética constituida por una serie de instituciones, reglas, normas, tratados, nociones éticas que no sólo conforman una “visión” de la realidad, cuyo propósito es implantar el modelo de mercado haciendo transitar a las empresas estatales hacia una condición de empresas privadas. En paralelo, ocurre la modificación de los derechos de pro piedad de los recursos mineros en favor del sector privado, sobre todo del gran capital.

Esto corresponde con el objetivo de las naciones industrializadas de garantizar para sí un abasto de crudo a partir de alentar la producción en los países petroleros colocando inversiones en su industria. Lo que se busca es el acceso a la renta y esto se vuelve posible gracias a las privatizaciones, los contratos y las concesiones negociadas.

A fin de constatarlo tomamos un test case, a partir de algunas políticas al interior de Pemex. Si bien lo que acontece no es nuevo, ya que la política neoliberal se ha implementado durante los últimos treinta años, un quiebre histórico ocurrió después de la reforma energética impulsada por el presidente Felipe Calderón, que permitió la privatización de todas las actividades de la industria petrolera nacional a través del régimen de contratos, lo que ha acelerado el tránsito hacia el modelo no propietal, trasladando así una parte sustantiva de la renta petrolera a los inversionistas. Los pasos dados en la reforma energética acelerarán la privatización de Pemex y, con ello, la entrega de todas las actividades a las corporaciones petroleras y el capital privado nacional.

Lo más importante será la lucha por la apropiación de la renta en un contexto de disminución de la producción. La disputa entre las oligarquías nacionales y las firmas trasnacionales se agudiza y el primer perdedor es el pueblo mexicano, puesto que el presupuesto de gasto gubernamental se reduce y se pierde su destino social. Los saldos rojos —más de cuarenta mil muertos hasta 2011— en el proyecto contra la supuesta lucha contra el crimen organizado reflejan en parte esta situación.[94]

Pese a la importancia que tiene para el país la renta petrolera, como el elemento generador de ingresos más significativo —que contribuye con aproximadamente el 40 por ciento del PEF, una vez que pasa de manos de Pemex a la Secretaría de Hacienda, con la discrecionalidad de su trato, diluye su destino y, con ello, pierde su importancia y la apropiación de la misma.

En tanto, Pemex sigue justificando la apertura con el argumento de mejorar su capacidad de ejecución al incorporar el capital privado nacional y extranjero negociando una serie de contratos en donde lo más prometedor son los yacimientos maduros del sureste, ya que ni Chicontepec, ni las localizaciones de aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México tienen un volumen de producción importante. Con los primeros no se han superado las dificultades geológicas y tecnológicas para la extracción del crudo desde hace años, pese a la histórica renta (el campo data de 1926) y lo que se exhibe como el “tesorito” del Golfo de México, básicamente son recursos prospectivos. Las únicas reservas probadas en el área corresponden a Lakash y éstas son de gas, pero su magnitud es reducida. Si bien está en diseño un proyecto de desarrollo para reservas de crudo, la realidad geológica parece lejos de poder sustentar las alegres cifras oficiales estimadas para la producción nacional futura (3.3 MMBPCE por día hacia el año 2024).

Aun cuando los contratos de servicios integrales se manejan como de servicio, es claro que, por su contenido, tienen elementos que corresponde rían a contratos riesgo, a concesiones (incorporan elementos como la unitización, propios de éstas), así como a convenios de servicios operativos, debido a la cesión de actividades estratégicas a los privados. Los contratos se asemejan a los convenios de servicios operativos con los que se expoliaron los campos petroleros de Bolivia, Venezuela y Ecuador antes de los cambios instaurados por la administración actual. Dichos convenios o contratos de servicios operativos no son simples contratos de servicios, ya que están en el límite de convertirse en verdaderas concesiones petroleras. El fin último de estas iniciativas es la reprivatización de la industria petrolera. Dada la forma en que se ejecutan estos esquemas de negocios se violan las potestades del Estado al ceder actividades reservadas como la exploración, la explotación y la perforación. Todo apunta a la privatización total de Pemex. Las políticas y declaraciones del jefe del Ejecutivo van en este sentido. Con ello, buscan recuperar un estatus económico, sin que éste tenga como contra parte un proyecto de nación y una capacidad de negociación para llevarse a cabo. La opción está entre modificar el paradigma energético y generar nuevas capacidades que fortalezcan el Estado-nación o formalizar el estatus colonial en condiciones de apartheid con la Unión americana. Hay que generar opciones para fortalecer a la nación.

94 Declaraciones del consultor en seguridad Eduardo Guerrero Gutiérrez: “Más de 40 000 muertos y la violencia sigue aumentando” (“México sin claridad sobre cifras de muertos en lucha antidrogas”, 2 de junio de 2011, en http://noticias.aollatino.com/2011/06/02/mexico-muertos-lucha-antidrogas/.

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ANEXO METODOLÓGICO

El cálculo de la renta se basó en la metodología de un estudio elaborado por la CEPAL[95] utilizando criterios del Departamento de Estado (USDOE), de la EIA y la fórmula definida para Pemex y el gobierno mexicano que calcula la renta petrolera como la diferencia entre el valor de los hidrocarburos extraídos del subsuelo a precios del mercado internacional, menos los costos de extracción antes de im puestos. Para ampliar el análisis, se generó el cuadro 1 de renta petrolera partiendo de los indicadores petroleros que Pemex publica mensualmente, los estados financieros de la paraestatal, la prospectiva de crudo publicada por la Sener y el balance primario y financiero 19932010 de Pemex.

Para tener coherencia con los reportes internacionales de renta petrolera, se consideró aquí un billón de dólares o pesos como mil millones, aunque matemáticamente un billón sea equivalente a 106 millones, o sea, un millón de millones.

También se realizó el análisis del efecto que tiene la renta petrolera en los segmentos más importantes del país y sus repercusiones socioeconómicas. Esto explica en parte el porqué de la opacidad y desconocimiento en la publicación de estos números por parte de las autoridades gubernamentales y la incongruencia que, con frecuencia, se encuentra en las distintas fuentes de información y en la prensa. Dada la nomenclatura de las diferentes partidas presupuestales en que se descompone la renta petrolera, no es posible establecer su destino final.

Se recurrió a la información oficial más reciente, la publicada por Sener, Pemex, Cámara de Diputados, EIA, USDOE, Revenue Watch, Centro de Análisis e Investigación Fundar,[96] Centro de Estudios Económicos del Sector Privado (CEESP[97]), Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), SEC, Chevron, Trasparency International y artículos de prensa.

Para un yacimiento o campo petrolero los elementos constitutivos de la fórmula para estimar la renta son tres: el precio de venta del petróleo, el volumen de la producción real y los costos de extracción. Este análisis a nivel país, estima que la renta petrolera será mayor mientras el precio del petróleo suba y los costos de extracción se mantengan bajos.

Pemex Exploración y Producción (PEP) calcula y publica los costos de producción (extracción) en concordancia con prácticas internacionales. De acuerdo con el Accounting for Stock Compensation (ASC) Topic 932, el costo de producción por barril equivalente se calcula dividiendo los gastos totales de producción (expresados en dólares) entre la producción total de hidrocarburos (en BPCE) para cada periodo.

El costo total de producción de Pemex consta de todos los costos directos e indirectos incurridos en la producción de petróleo y gas, incluyendo costos asociados con la operación y mantenimiento de pozos, así como el equipo y las instalaciones. Adicionalmente, incluye el costo laboral de operación de pozos e instalaciones, suministros y combustibles consumidos, incluyendo gas utilizado para la extracción de hidrocarburos, nitrógeno y otros productos químicos. También incluye gastos de reparaciones y costos no capitalizables de mantenimiento, así como otros gastos tales como honorarios por servicios generales, un fondo activo para el personal en activo, servicios corporativos y costos indirectos administrativos. Sin embargo, excluye gastos que no se contabilizan en efectivo, tales como la amortización de los gastos capitalizados de los pozos, la depreciación de los activos fijos, los gastos asociados con la distribución y el manejo de los hidrocarburos así como otras erogaciones relacionadas con las actividades de exploración y perforación.

95 Humberto Campodónico, Renta petrolera y minera en países seleccionados de América Latina (Santiago de Chile: CEPAL, 2008), 11 y 54-59.

96 Véase el sitio de Fundar (http://www.fundar.org.mx/index.html/).

97 CEESP, “Evaluando el desempeño del gobierno federal” (diciembre de 2010): 83-96.

ANEXO DE POSTULADOS NEOLIBERALES

En lo económico[98]

Libertad absoluta de mercados: limitando la reglamentación e intervención estatal al mínimo, desregulando los mercados en especial el financiero, e impulsando el abandono de criterios de sustentabilidad ecológica a favor de criterios de rentabilidad.

Privatización o liquidación de los servicios o monopolios estatales.

Intervención sobre las variables macroeconómicas para evitar déficits presupuestarios y comerciales; reducción de inversiones sociales (salud, educación).

Contención de los salarios en busca de una competitividad internacional y aumentar la tasa de ganancia del capital.

Contrarreforma fiscal, aumentando los impuestos indirectos, principalmente sobre el consumo (IVA) y disminuyendo los directos sobre los ingresos altos; promoción de políticas fiscales atractivas para el capital financiero internacional especulativo.

Promoción del comercio orientado hacia las exportaciones.

En lo ideológico

Mercantilización de derechos y conquistas de los trabajadores; conversión de los mismos en bienes y servicios a ser adquiridos en el mercado. La salud, la educación y el seguro social, dejan de ser derechos indiscutibles de la dimensión humana de los ciudadanos y se convierten en mercancías, al margen de las funciones estatales.

Identificación de lo estatal con todo lo malo, corrupto e ineficiente y al mercado con lo eficiente y bueno.

Imposición de un sentido común neoliberal, con gran penetración en las masas, apuntalada por la liquidación de todo pensamiento alternativo en los grandes medios de comunicación y por una declinación paralela de la contracultura revolucionaria. Como diría Noam Chomsky “se manufacturó un consenso” para “ mantener la chusma a raya”.

Potenció en el seno de las organizaciones populares y de izquierda a la corriente posibilista, que no encuentra alternativa alguna y se convierte en portavoz del pragmatismo derrotista que no vislumbra nada fuera de la atenuación de los rasgos extremos de la política neoliberal.

Desarrolla una esfera del consumo virtual, a través de la televisión fundamentalmente, donde su carácter simbólico no disminuye su capacidad de legitimar al neoliberalismo como sistema de vida y reproducción de las relaciones sociales.

Apropiación del vocabulario de las fuerzas progresistas, donde ayer “reforma”, “cambio estructural” tenían connotaciones positivas y en la tradición revolucionaria remitían a una opción social avanzada; hoy aluden a retrocesos y contrarreformas, hacia una formación social donde la hiperexplotación del trabajo asalariado es vista como “el orden natural de las cosas” y no como producto de la contraofensiva económica y política del capital. Esta perversión lingüística se traslada al terreno de los mensajes electorales, donde los recortes en salud, educación y seguridad social son presentados como “reformas económicas estructurales” para ocultar su carácter socialmente regresivo. Existe una alienación absoluta entre forma y contenido, tanto en lo económico como en lo político.

Caracterización como ilusoria, fantasiosa y utópica, a toda opción de organización social diferente y alternativa.

98 Se cita de Víctor Barone, “Globalización y neoliberalismo. Elementos de una crítica”, Documento de trabajo no. 95 (Buenos Aires: Consejo Latinoamericano de Ciencias Sociales, 1998), 11-12.

SOBRE LOS AUTORES

ROSÍO VARGAS es doctora en Ingeniería en Energía por la UNAM (2003); maestra en Economía y Política Internacional por el Centro de Investigación y Docencia Económica (CIDE) (1983), licenciada en Economía por la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM) (1980). Investigadora en el CISAN desde 1989; es miembro del SNI, nivel I. Profesora de la FCPyS en el área de Relaciones Internacionales.

Entre sus publicaciones recientes se encuentran: “La problemática energética mundial: percepción y estrategia de EUA”, Revista de Relaciones Inter nacionales de la UNAM, no. 108 (sept.-dic. de 2010), “El sector eléctrico mexicano: la privatización bajo el disfraz de la transición energética”, Estudios Sociológicos (junio de 2010). Con Alfonso Sandoval Hickman, La integración energética en América del Norte y la reforma energética mexicana, serie Cuadernos de América del Norte, 14 (México: CISAN-UNAM, 2009); entre otras.

MIGUEL EDGAR MORALES UDAETA se formó en Ingeniería Eléctrica en la Facultad de Ciencias y Tecnología de la Universidad Mayor de San Simón (FCyT, UMSS), Cochabamba, Bolivia (1984); tiene una maestría en Ingeniería Eléctrica por la Escuela Politécnica de la Universidad de São Paulo (EPUSP), Brasil (1990), y un doctorado en Ingeniería Eléctrica por la EPUSP (1997), así como un posdoctorado en Planeación Energética y Planeación Integrada de Recursos por la Universidad de São Paulo (USP), Brasil. Actualmente es profesor visitante en el Instituto de Energía y Electrotecnia de la Universidad de São Paulo (IEE, USP); participa en el programa de re cursos humanos de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocom bus ti bles; es profesor de posgrado en la EPUSP e investigador senior del Grupo de Energía de la EPUSP. Destaca su experiencia en las áreas de ingeniería en energía, economía de la energía con énfasis en planeación integrada de recursos, cadena productiva del gas natural, recursos energéticos y medio ambiente, y desarrollo sustentable.