18 January 2018 / Rafael G. Quijano, Bruno Vera

Después de concluir seis rondas de licitaciones, la CNH y la SHCP demuestran haber recorrido rápidamente una curva de aprendizaje. Hoy tienen una mejor apreciación del mercado y de cómo la industria valora los derechos de exploración y extracción de los recursos del subsuelo.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos ("CNH") es responsable de llevar a cabo licitaciones de áreas para Exploración y Explotación, incluyendo los llamados “Farmouts” en los que Pemex se asocia con un tercero para operar activos asignados a Pemex en la Ronda 0, y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público ("SHCP") es la Secretaría responsable de la gestión del régimen fiscal de E&E en México. Al concluir ya seis rondas de licitación y 3 “Farmouts”, se percibe la evidente rapidez con que las autoridades han recorrido una curva de aprendizaje. La CNH y la SHCP tienen hoy una apreciación del mercado y de cómo valorar los derechos de exploración y producción en forma competitiva. Las autoridades mexicanas han aprendido a aplicar prácticas comunes de licitaciones y de carácter fiscal ampliamente utilizadas en Colombia, Brasil y en el Golfo de México de Estados Unidos de Norte América (GOM), entre otros. Estas prácticas comunes consisten no sólo en licitar u ofrecer bloques más pequeños, sino también se favorecen las bonificaciones firmadas por adelantado frente a otro tipo de instrumentos gubernamentales como pudieran ser las regalías y/o la producción compartida gubernamental. Se espera que esta tendencia continúe en tanto la geología mexicana se vaya percibiendo como de “bajo riesgo” debido a nuevos conocimientos y a la demostración de la gestión o administración de los contratos sin mayores contratiempos.

La ventaja de este procedimiento para el Estado  -derechohabiente del recurso en el subsuelo- que se cimienta en la adjudicación de terrenos con bono de firma o subasta de bonos, es doble: 1) el operador paga una “renta petrolera” anticipada aun cuando que no se produzca petróleo o gas; y 2) un bono de firma constituye un costo asimilado que permite el desarrollo de pequeños campos, aun cuando la toma total del gobierno es alta (refiriéndose a campos pequeños). La desventaja o el inconveniente es que cuando los riesgos geológicos u otra clase de riesgos son altos, los bonos de firma tienden a ser demasiado pequeños; sin embargo la Ley de Hidrocarburos ya ha incorporado algún componente progresivo con ajuste de la cuota de regalías/o de producción compartida.

Generalmente, la variable principal en los procesos de adjudicación de contratos bajo la modalidad de licencia o producción compartida (“PSA”) es la participación gubernamental o regalías adicionales, más allá del mínimo establecido en la ley, seguida por los compromisos de inversión. A menudo los valores numéricos/fórmulas de estas variables están diseñados para resultar en empate de las ofertas de uno o más licitantes. En esos casos, el mecanismo de desempate ampliamente utilizado en la industria es el bono en efectivo por pago adelantado o bono firmado.

No siempre el objetivo principal de las autoridades en una licitación determinada es la adjudicación de todos los bloques.  Estos objetivos pueden ser de diverso orden; a veces se centra en promover operadores establecidos en nuevas áreas prospectivas, otras en atraer a nuevos participantes o bien, promover el contenido nacional, entre otras. La primera licitación de superficie en México (Ronda 1 o R 1.1 )[1]  bajo la Ley de Hidrocarburos establecía un criterio clave para el gobierno mexicano. Lo que en ese momento se buscaba demostrar era que la Reforma no estaba malbaratando los recursos de la Nación. En la primera ronda (R 1.1) fueron adjudicados sólo 2 de los 14 bloques offshores subastados bajo el esquema de producción compartida. La CNH y la SHCP estimaron captar -cuando menos- el mínimo aceptable de  renta  que el mercado podía ofrecer estableciendo una oferta mínima aceptable, misma que no fue revelada hasta que todas las ofertas habían sido presentadas. No sólo la caída en el precio del petróleo explica estos escasos resultados, sino también el hecho de que las autoridades hicieron una lectura equivocada del mercado o bien fueron demasiado prudentes para no dar la impresión al público que había mucha “renta sin cobrar”. El porcentaje mínimo compartido del "oil profit” destinado a la participación estatal fue en la mayoría de los casos del 40%; cuatro de las ofertas presentadas por los participantes estuvieron por debajo de esos valores por lo que fueron desechadas según las normas de licitación. De haberse publicado antes los valores recién mencionados, algunas ofertas cercanas a ese umbral o bien aquellas ofertas que resultaron ser muy bajas se hubieran podido  ajustar para así tener una adjudicación exitosa. Quedaba claro que las autoridades mexicanas estaban experimentando una importante curva de aprendizaje que se reflejó en los resultados de esa oferta.

Las Rondas 1.2 y 1.3 (ver tabla) transcurrieron con mejores resultados. La siguiente lección importante se hizo evidente en los resultados de la Ronda 1.3. Ésta fue una licitación de 25 pequeños campos terrestres marginales. Esta convocatoria fue diseñada para fomentar la participación de operadores pequeños, así como para fomentar la industria local y que ésta empiece a jugar un papel en la industria petrolera. Una vez más, el objetivo se cumplió pero a un cierto costo: de los 25 bloques ofrecidos, muchos se otorgaron con ofertas demasiado altas que resultarían en abandono de áreas. Aquí el éxito no estribó en que el 100% de los bloques fueron adjudicados sino estriba en la participación de muchas empresas mexicanas. Los operadores inexpertos locales en general ofrecieron un sobre costo en la licitación lo que significó que muchos campos resulten poco rentables contractualmente.

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Esta vez la CNH publicó el valor mínimo de las variables de la licitación para evitar la repetición de la experiencia anterior de la Ronda 1.1, varios bloques de cinco fueron adjudicados con ofertas peligrosamente altas. Como se indicó anteriormente, la tercera convocatoria o licitación 1.3 fue interesante. De 25 pequeñas áreas o bloques terrestres en etapa productiva (o ya habiendo  producido), los 25 fueron adjudicados, - nuevamente  fueron presentadas por los participantes- con valores de oferta muy altos (tan altos como del 85.69%) de regalía adicional sobre las regalías señaladas o establecidas en la Ley de Hidrocarburos. Para atraer a los jugadores locales, las autoridades ajustaron o bajaron los requisitos o cualidades requeridas para la presentación de ofertas y de esta forma animar a las empresas locales. Salvo una o dos excepciones, las empresas mexicanas no tienen la experiencia requerida para evaluar el valor económico de este tipo de contratos. Bajo la ley mexicana, en contraste con legislación que existe en otros países, no se permite que los participantes negocien un valor menor una vez que el monto ha sido ofrecido o se haya presentado como parte de la oferta. 

La tercera lección vino durante el primer "Farmout", en la licitación diseñada para seleccionar a un socio potencial para Pemex con el propósito de desarrollar el campo “Trion”, un descubrimiento de aguas ultra profundas realizado en paralelo con la Ronda 1.4. Aquí el objetivo no era la captura de la máxima utilidad para el gobierno, sino la alta contribución a nombre de Pemex (“carry”) para financiar las obligaciones de inversión de  Pemex en la operación del campo de aguas profundas. Los criterios de adjudicación fueron diseñados con una regalía máxima -algo baja por parte del gobierno- siendo el parámetro clave la cantidad de liquidez que el nuevo socio de Pemex estaba dispuesto a financiar. Los dos postores fueron BHP y BP con una oferta de 632 millones y 600 millones de dólares respectivamente.

Las lecciones aprendidas son:

1.- No hay necesidad de ser extremadamente cautos en el establecimiento de las cifras mínimas de lo que tomará el gobierno pues el mercado, de forma autónoma, determina dichos montos.

2.- Las ofertas extremadamente altas se traducen en contratistas que no podrán realizar actividades por inviabilidad económica y esto lleva al escenario de un potencial abandono temprano del campo.

3.- Si las áreas licitadas son atractivas, es posible obtener pagos en efectivo en el momento (en lugar a pedir altas cuotas para el gobierno que se materializarían varios años  después de que la presente administración concluyera).

En otros países, como Estados Unidos de Norte América, el mecanismo de adjudicación requiere sólo un parámetro: el bono de firma. Los bloques del GOM son pequeños (50 km2) además de que la geología de la zona es bien conocida por una multitud de jugadores, lo que de alguna manera asegura una competencia sana. Actualmente, los bloques mexicanos son bastante más grandes, pero existe ya una tendencia que se perfila hacia bloques más pequeños y bien puede ser el camino que la CNH decida seguir en los futuros procesos de licitación. Otro procedimiento que cabe mencionar aquí es el que se sigue en Brasil. Ahí también se adjudican licencias (a áreas convencionales no aplicables a los depósitos pre-salinos) que se basan principalmente en mayores ofertas de bonos de firma. Una segunda variable con mucho menor peso es la del compromiso que adquiere el que licita para adquirir equipos, materiales y servicios de producción local.

El siguiente conjunto de licitaciones bajo la Ronda 2 fue instrumentado con valores mínimos y máximos con parámetros clave de adjudicación y mediante la presentación de una oferta de dinero en efectivo como mecanismo de desempate. Cuatro licitaciones conformaron esta Ronda. De esas cuatro, uno fue para bloques de tierra y dos más fueron de bloques costa afuera en aguas poco profundas y uno más -todavía en proceso- para aguas profundas. Como resultado de la experiencia adquirida en la primera ronda y el Farmout de Trion, la CNH y la SHCP comenzaron a publicar umbrales relativamente bajos como parámetros máximos de licitación y reduciendo la variabilidad de los parámetros de inversión adicional. El resultado de lo anterior es que muchos oferentes empatan y para romper el empate, se ofrece como mecanismo de desempate un bono en efectivo.

Como puede verse en la tabla, las diferentes convocatorias de licitaciones de la Ronda 2: en R 2.1 dos ofertas de 30 ofertas ofrecieron el máximo, habiendo 1 desempate; en la Ronda 2.2, cinco ofertas de 12 ofreciendo el parámetro máximo dando por resultado otro desempate, la Ronda 2.3 fue una experiencia esclarecedora pues de 52 ofertas individuales para los 14 bloques, 36 fueron propuestas con el máximo causando 8 desempates. El Gobierno ha recibido $115 millones de dólares americanos como resultado 3 licitaciones y a Pemex le han ofrecido $870 millones de dólares americanos en instrumentos para desarrollar en campo de aguas profundas y dos campos terrestres.

Para obtener información más detallada sobre licitaciones y los patrones de oferta contacte al equipo de RDA.

 


[1] En México las llamadas Rondas se dividen en licitaciones. Por pragmatismo se han numerado y se hace referencia a Ronda 1.1, Ronda 1.2….. Ronda 2.1, Ronda 2.2 y así sucesivamente: En total han habido 8 procesos licitatorios que han sido instrumentados en dos Rondas. Adicionalmente, la  CNH conduce ternas para encontrar a socios potenciales para Pemex para trabar alianzas estratégicas mejor conocidas como “Farmouts”.