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PEMEX y las calificadoras

Seguridad energética, recaudación fiscal y aprovechamiento de los recursos naturales son temas de vital relevancia para el Gobierno Federal. Sustentabilidad financiera lo es para PEMEX e inversionistas. Es aquí en donde las agencias calificadoras desempeñan su papel. Decir que la relación entre el Gobierno y las calificadoras es delicada es subestimar la importancia de PEMEX para el Estado.

Hay conocer la historia de la calificación de PEMEX y las motivaciones y fundamentos de las calificadoras para poder hacer un juicio de valor sobre sus calificaciones y estimaciones.

 

La historia reciente

Empecemos por repasar la serie de sucesos que nos han traído a esta situación.

En abril de 2016 la calificadora Moody’s bajó la calificación de PEMEX dos niveles en su escala, de Baa1 a Baa3, apenas por encima del llamado “grado de inversión”. La causa: parecía que PEMEX iba a continuar financiando su gasto de capital con deuda. Efectivamente, PEMEX siguió fondeando su gasto de capital con deuda. De 2015 a 2018 el pasivo de largo plazo creció 31%, el costo financiero 44% y el déficit en el patrimonio creció 33%.

Desde hace tiempo la producción de hidrocarburos y de productos refinados ha disminuido. La producción de petrolíferos se redujo 48% de 2014 a 2018. La producción de petróleo crudo cayó 25%, de 2,429Mbd en 2014 a 1,833Mbd en 2018 y la de gas natural cayó 26%. Mientras esto sucedía, la importación de petrolíferos aumentó 53%.

Durante este tiempo la inversión también disminuyó. Según las cuentas de la Secretaría de Energía, después de alcanzar un pico en 2014, la inversión física ejercida en PEMEX disminuyó 43% entre 2014 y 2018, destacando que en refinación no se invirtió nada durante 2016, 2017 y 2018. Tambien el gasto en operación, que incluye mantenimiento de E&P (el segmento de upstream), disminuyó durante este tiempo.

No todo fueron malas noticias durante ese tiempo. El programa de coberturas del precio de petróleo, que asegura un precio mínimo de venta para los barriles de PEMEX, dio grandes beneficios en 2015 y 2016 cuando cayó el precio internacional. Además, derivado de la reforma energética, se procedió a la migración de campos poco rentables y PEMEX participó exitosamente en licitaciones con socios estratégicos.

A finales de 2018 los nuevos directivos de PEMEX y de la SHCP se reunieron con analistas financieros en Nueva York con el fin de comunicar el plan estratégico. Desafortunadamente la información presentada no fue de su agrado. Comunicados de los analistas a sus clientes llegaron a mencionar que había desconexión de la directiva de PEMEX con la percepción del mercado y falta de claridad en el programa financiero y el plan de producción.

El plan presentado contempló incrementar la actividad en campos con reservas 2P y mejorar la extracción en campos maduros para llegar a producir 2,400Mbd, un aumento de más del 100% del nivel en 2018. En refinación contempló rehabilitar las 6 refinerías existentes y construir una nueva. Además, incluyó el combate a la corrupción y al robo de combustible y un incremento de las inversiones en E&P de 10% anual. 

El 29 de enero el Gobierno Federal anunció una diminución de la carga fiscal de PEMEX. La SHCP incrementó el límite para deducir costos de E&P. La estimación fue que se liberarían alrededor de $11,000 millones anuales de su carga fiscal.

Esa noticia no fue suficiente para evitar que el 30 de enero la calificadora Fitch bajara la calificación de PEMEX de BBB+ a BBB-. Los motivos: la gran transferencia de recursos al país en forma de impuestos y derechos, cambios de estrategias que podrían reducir su flujo de efectivo y aumentar el apalancamiento, empeoramiento en las métricas de deuda y subinversión en E&P estimada entre $10,500 y $13,500 millones de USD.  

Como consecuencia, el riesgo de los bonos de deuda de PEMEX subió y su precio bajó. Los bonos con maduración en 2027 en USD sufrieron el mayor impacto, subiendo el retorno por riesgo alrededor de 40 puntos base el día del anuncio.

El 15 de febrero el Gobierno Federal anunció que el plan de capitalización de PEMEX daría $75,000 millones ($25 en capitalización, $35 en monetización de pagarés y se incrementa la liberación de la carga fiscal a $15), más $32,000 millones de forma indirecta a través del combate al robo de combustible.

La percepción de los analistas fue la misma que antes: la estrategia no es suficiente para atender las necesidades de inversión ni las obligaciones financieras. El 4 de marzo S&P bajó la perspectiva de PEMEX a “negativa”.

Los días siguiente hubo diversas opiniones respecto a las calificadoras, pero para PEMEX, lo verdaderamente importante es si el plan estratégico será o no suficiente para sanear sus finanzas.

Según el informe del cuarto trimestre de 2018 de PEMEX, en 2018 la deuda financiera de largo plazo fue $191,796 millones, el costo financiero $120,730 millones, la carga fiscal $443,855 millones, la pérdida neta $148,634 millones y el déficit acumulado en el patrimonio $1,901,351 millones.  

 

Las calificadoras

Ya en el tema, ¿qué son las calificadoras? Según el diccionario de banca y finanzas de Oxford son organizaciones dedicadas al monitoreo del respaldo del crédito de instituciones involucradas en formas públicas de endeudamiento.

Miden la capacidad de pago de un deudor para pagar sus obligaciones financieras. Esa capacidad se mide con base en un flujo de efectivo futuro que las calificadoras pronostican. Utilizan grados para representar sus estimaciones; las famosas calificaciones. Además, dan su perspectiva sobre el futuro del deudor. Sus metodologías, aunque complejas, son públicas. También el significado de las calificaciones.

El impacto inmediato de un movimiento en la calificación se ve en el precio de los bonos en el mercado. Menor calificación implica mayor riesgo. Mayor riesgo, mayor retorno requieren los tenedores de los bonos. Mayor retorno requerido, menor precio de los bonos. En el mediano y largo plazo, el nuevo retorno requerido será la base para fijar la tasa de interés que tendrá que pagar el deudor por futuros créditos. Además, cuando la perspectiva anunciada no es estable, se da a entender que a menos que haya cambios, se hará otro cambio a la calificación crediticia.

Una nueva problemática surge cuando una calificación queda por debajo del “grado de inversión”. El término “grado de inversión” es para referirse a las calificaciones comúnmente aceptadas como “riesgo aceptable”. El problema es que los grandes fondos de inversión normalmente están limitados contractualmente a buscar inversiones de bajo riesgo por lo que si tienen bonos cuya calificación bajó, estarían forzados a venderlos, causando una sobreoferta en el mercado y una baja precipitada en su precio.

No está de más mencionar la complejidad de las relaciones entre deudores y calificadoras. En un estudio de la Reserva Federal de EUA sobre los procesos que originaron la crisis financiera del 2008, se detalla que hay un posible conflicto de interés cuando las emisoras de deuda son las que pagan a las calificadoras por emitir su opinión y que la complejidad de su metodología puede provocar que se cometan errores. Sin embargo, estos problemas se mitigan gracias a que el centro del negocio de las agencias es su reputación y dar calificaciones acertadas.

En el caso de PEMEX, el gran tema es que las calificadoras pronostican que el plan estratégico no generaría suficientes mejoras en el flujo de efectivo para atender los problemas actuales. De las calificaciones de PEMEX podemos entender que, según las calificadoras, el incremento en producción de crudo, gas y gasolinas estimado, el combate al robo de combustible, la disminución en la carga fiscal propuesta, y el plan de capitalización, difícilmente serán suficiente para atender las obligaciones financieras actuales y los costos asociados al plan estratégico. Claro, estas son solo las estimaciones de las calificadoras. Habrá que esperar a ver qué pasa.

 

 

Fitch Ratings

Moody's

S&P

Deuda pagadera en Moneda Extranjera (escala global)

BBB-

Baa3

BBB+

Perspectiva: negativa

Perspectiva: estable

Perspectiva: negativa

Última modificación en enero 2019: Baja calificación, se mantiene perspectiva

Última modificación en abril 2018: se mantiene calificación, sube perspectiva

Última modificación en marzo 2019: se mantiene calificación, baja perspectiva

Deuda pagadera en Moneda Nacional (escala nacional)

AA(mex)

Aa3.mx

mxAAA

 

 

La inversión en refinerías

Según el Plan Nacional de Refinación, se planea rehabilitar las 6 refinerías existentes y construir una nueva en Dos Bocas, Tabasco. La idea es que para 2022 se estarán procesando 1,863 Mbd de crudo y se obtendrán 781 Mbd de gasolina y 560 Mbd de diesel.

Definitivamente hay espacio en la demanda para incrementar la producción de petrolíferos en el país. Según su informe del cuarto trimestre de 2018, PEMEX produjo 620Mbd de petrolíferos en 2018, de los cuales solo 198Mbd fueron gasolinas automotrices y 154 diesel, pero importó 987Mbd de petrolíferos, 598Mbd de gasolinas y 241Mbd de diesel; 75% y 61% del total respectivamente. Sin embargo, el debate serio está en la factibilidad de los proyectos para incrementarla.

A nivel nacional el gran tema es el factor de operación de las refinerías. Un estudio del CIEP sobre la industria de refinación nacional detalla que en 2018 el Sistema Nacional de Refinación (SNR) operó al 41% de su capacidad mientras que el promedio mundial es 83.5%.

Su disminuida operación se debe en gran medida a paros no programados; 7.6 en promedio en 2017 cuando el promedio mundial es 4.5. En su informe anual de 2017 PEMEX destaca el impacto que tuvieron las tormentas Calvin y Harvey y los sismos de ese septiembre, problemas que derivaron en un intenso programa de mantenimiento, que a su vez afecta la producción. Además, los paros también se deben a falta de insumos como el hidrógeno, cuya cadena de suministro es susceptible a variables nacionales e internacionales.

Otra gran problemática del SNR es la configuración de las refinerías. En los 70s México producía mucho crudo ligero y fue para procesar ese tipo de crudo que se concibió el SNR. Sin embargo, actualmente se produce más crudo pesado que cualquier otro tipo (59% en 2018). La configuración de las refinerías y la mezcla pesada produce un bajo porcentaje de gasolinas, pero 34% de combustóleo residual (el promedio es 3% en refinerías similares en EUA). A pesar de que desde hace 20 años inició el plan de reconfiguración de las refinerías, no parece haber mucho avance. El proyecto de la refinería Dos Bocas anunciado el 18 de marzo contempla que se procesará Crudo Maya 22°API (pesado) y tendrá una capacidad de procesamiento de 340Mbd. Actualmente se tienen contemplados proyectos de inversión en aprovechamiento de los subproductos y en eficiencia energética, pero pasará un tiempo antes de que estos proyectos entreguen resultados.

Fuentes como Reuters y Platts detallan que hay factores microeconómicos que influyen en la problemática. La planta laboral en las refinerías es 4 veces más alta que en refinerías similares, el plan de construir la refinería en 3 años es muy ambicioso para el estándar latinoamericano y el costo estimado de $8,000 millones USD es muy optimista.

Finalmente, factores macroeconómicos como la existencia y disponibilidad de infraestructura de soporte, acceso ininterrumpido a suministros y mano de obra capacitada han llevado a la existencia de hubs internacionales en refinación. Es por eso qué en Estados Unidos, el más grande refinador del mundo, solo se han construido refinerías y hecho adecuaciones con capacidad menor a 50Mbd en las últimas 4 décadas.

Para PEMEX las dudas que resolver son muchas: ¿Se planea atender la problemática del SNR por una lógica económica y de rentabilidad, o por una lógica política y de seguridad energética? ¿Es más rentable importar petróleo ligero y mantener el sistema como está, o reconfigurarlo para que pueda procesar petróleo pesado? ¿Qué tanto mejorarán los índices de producción gracias a las inversiones en aprovechamiento de subproductos y eficiencia energética? ¿Cuál es la existencia, disponibilidad y costo de infraestructura secundaria como puertos y ductos? ¿Cuál es la disponibilidad y costo de insumos y suministros? ¿Cuál es el costo y rentabilidad del mantenimiento, la reconfiguración de las refinerías y la construcción de una nueva? ¿Qué precio deben tener las gasolinas para que los proyectos sean rentables?

Sin duda atender la problemática del SNR es un gran reto. Queda en manos de los expertos tomar las decisiones que mejor sirvan a los intereses del país.

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Sobre el autor.-David Talavera es Licenciado en Negocios Internacionales por la UDLAP y Maestro en Finanzas con especialización en Mercados Energéticos por la Universidad de Edimburgo, Reino Unido. Experiencia en financiamiento de proyectos sustentables, en banca de desarrollo y en inversión responsable.
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Twitter: david_tlvrz
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