Esta semana tuvimos dos noticias muy relevantes para el sector energético. Por un lado, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público anunció una serie de estímulos fiscales  para incentivar la producción en los campos maduros que opera Pemex. Por otro, el Secretario de Energía dijo que habrá una ronda 2.5 con yacimientos no convencionales. Estos dos anuncios son parte de la misma estrategia por aumentar la producción nacional de hidrocarburos. Uno es la clave para el desarrollo del segundo.

Incentivar la producción nacional es particularmente necesario en el caso de gas natural. En abril de este año, 81 por ciento de nuestro consumo de gas se cubrió con importaciones, como se muestra en la Figura 1.

Figura 1: Producción e importación de gas natural*
(Millones de pies cúbicos diarios)

*La oferta nacional incluye el descuento por el consumo mensual de Pemex
Fuente: Elaboración propia con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Sener y el Sistema de Información Energética.

En la lucha por revertir esta tendencia, México enfrenta un reto muy particular. Como consumidor, ser vecino del mercado de gas natural más competitivo del mundo es una excelente noticia. Tanto los generadores de electricidad como la industria —los principales consumidores de gas— han visto su competitividad global incrementar por tener acceso a un producto clave a precios tan económicos. Como productor, en cambio, la cercanía a Estados Unidos dificulta la operación: en una mayoría de casos, resulta más barato importar gas que producirlo localmente.

Para impulsar el desarrollo de la industria local, a pesar del reto en costos medios de producción, la principal palanca que México tiene es la del régimen fiscal. Países como Argentina demuestran que, aun cuando el costo inicial de producción es más elevado, una menor carga fiscal y un menor costo de territorio (acreage) pueden incentivar grandes inversiones. Con el tiempo, conforme la industria alcanza una escala significativa, esas grandes inversiones también resultan en una marcada reducción en los costos de producción.

“No puede haber un régimen fiscal uniforme”

Como recientemente explicó José Antonio Escalera, director de exploración de Pemex, México sigue siendo un país rico en recursos. Pero,

“Uno de los retos que tenemos para sacar esos recursos es, primeramente, definir un régimen fiscal adecuado para cada tipo de hidrocarburo que tiene que ver con la madurez de las áreas, a qué retos tecnológicos que nos vamos a enfrentar. No puede haber un régimen fiscal uniforme, estándar. Tiene que ser diverso y diversificado. ad-hoc a cada tipo de yacimiento que vas a explotar dependiendo de la madurez y conocimiento”.

Desde esta perspectiva, el cambio en el régimen fiscal que llevó a cabo Hacienda esta semana —que se concentra en aumentar las posibles deducciones de costos— es una excelente noticia. Es el primero que se hace “a la medida” para reconocer que los campos maduros, con el régimen anterior, no hacían sentido económico pues el pago de impuestos se “comía” la utilidad. Conforme el Estado siga reconociendo la importancia estratégica de potenciar la producción nacional, esta lógica debe ampliarse a otros campos y tipos de recursos.

A reserva de que analizamos varios casos particulares en el artículo Incentivos Personalizados, las modificaciones a los distintos regímenes fiscales han sido pasos fundamentales en muchos países para que el desarrollo de algún tipo de recurso despegue. Como indica este reporte de Accenture, la necesidad de tener regímenes diferenciados parte del reconocimiento de que altos costos de inversión pueden poner en entredicho proyectos que, en el largo plazo,  no sólo serían competitivos sino que también tendrían un valor estratégico. Los principales cambios han consistido en exentar las tarifas de ocupación superficial durante las etapas iniciales de exploración o desarrollo, así como imponer un límite máximo la tasa de regalías mientras se recuperan los costos iniciales de desarrollo. Posteriormente, de acuerdo con las mejores prácticas internacionales, se han establecido régimenes progresivos que elevan los impuestos conforme el conocimiento de la cuenca y la comercialización aumentan.

China y Canadá: ejemplos poco homogéneos que apuntan en la misma dirección

Algunos ejemplos de casos aplicados son China y Canadá. China, en particular, ha cimentado buena parte de su estrategia petrolera hacia el futuro en reconocer que, a pesar de tener un potencial de recursos amplio (en shale, es considerado el segundo país con mayor potencial del mundo), el desarrollo de su industria con operaciones locales, es bajo. Para acelerar su desarrollo, ofrece un régimen fiscal para shale con un subsidio por cada metro cúbico de gas natural que se comercialice. También se exenta del pago de impuestos a la importación de equipos y se otorgan exenciones fiscales a la extracción de hidrocarburos pesados; con alto contenido de azufre; campos de aguas profundas, yacimientos pequeños o con pocos hidrocarburos. El uso de tecnología avanzada de recuperación terciaria de hidrocarburos también recibe concesiones fiscales.

Canadá —particularmente en la provincia de Alberta, que se ha posicionado como una referencia en desarrollos no convencionales— adaptó su régimen fiscal a los distintos grados de madurez de las cuencas, a los costos de producción y a los precios de los hidrocarburos en el mercado. Además, aplica un mecanismo progresivo sobre las regalías que se pagan por la venta de hidrocarburos. Las regalías se comienzan a pagar hasta que la empresa recupera un grupo de costos pre acordados con el gobierno canadiense.

Los dos países tienen industrias muy diferentes entre sí. Pero ambos han descubierto que la actividad petrolera tiene un valor estratégico que justifica pensar diferenciadamente en formas para generar actividad acelerada. Mientras México enfrenta por primera vez retos de seguridad y dependencia energética, pensar sobre la misma vertiente es acertado.