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César Augusto Rangel Opinión Ultimas noticias

Las rondas de licitación petrolera en México: resultados a tres años de la reforma energética

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La Ronda Cero funcionó como el primer mecanismo previo de diversificación y apertura de mercado, luego de la reforma constitucional energética de diciembre de 2013 que permitió a operadores particulares participar de esta industria.

 

Esta primera Ronda Cero solo fue aplicable para Petróleos Mexicanos (Pemex) ya que consistió en evaluar qué proyectos y reservas seguirían bajo desarrollo de la ahora Empresa Productiva del Estado, y cuales serían puestos a concursos de licitación en la Ronda Uno y Dos. Pemex tuvo la posibilidad de solicitar tantos proyectos como fuera capaz de demostrar capacidad técnica y financiera siempre que no solicitara el 100% de ellos.

 

Para este proceso Pemex solicitó el 96% de las reservas 1P, así como un 83% de 2P y un 31% de las 3P. Luego del análisis de la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se resolvió otorgarle el 100% de su solicitud de recursos 1P y 2P, así como el 68% de lo solicitado en 3P, equivalente al 21% del total de recursos prospectivos convencionales y no convencionales[1].

 

La Ronda Uno se estructuró en 4 licitaciones y comprendió 5 contratos de producción compartida más 33 de tipo licencia. Asimismo, se llevó a cabo el primer farmout tipo Licencia de Pemex para el desarrollo del campo Trión. Recordemos que la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH) como ley reglamentaria del ramo fijó 4 tipos de contrato: Producción Compartida, Utilidad Compartida, Licencia y de Servicios.

 

De acuerdo a información de la CNH, durante la Ronda 1 se adjudicaron 39 áreas de 55 puestas a licitación, con un porcentaje de adjudicación equivalente al 70%. La suma de estos proyectos asciende a una superficie total de 21,740 km2, la relevancia de la superficie ocupada se da en términos tributarios, ya que existe un impuesto a la fase de exploración (para aquellos contratos de esta naturaleza) cuyo cálculo se aplica en función de los kilómetros cuadrados del proyecto. Conforme al artículo 45 de la LISH el asignatario está obligado al pago mensual del derecho de exploración de hidrocarburos en todas aquellas áreas que no se encuentren en producción. El monto a asciende a $1,214 pesos por km2 en los primeros 60 meses y $2,903 pesos por km2 a partir del mes 61[2].

 
La finalidad del impuesto por “Derecho de Exploración” no está vinculada a las regalías o porcentajes de utilidad o producción que pagaran los operadores en la fase de producción, sino solo como mecanismo de presión para acelerar los trabajos de exploración y pasar a la etapa de producción. Diversas opiniones han equivocado en confundir este impuesto temporal, que termina en el momento que comienza la producción, con las utilidades, producción o regalías que pagarán los operadores conforme lo acordado en cada contrato y que es efecto de un concurso público en donde estos compiten por ofrecer las mejores condiciones en favor del Estado y adjudicarse las áreas contractuales en que se encuentran divididas cada una de las cuatro licitaciones de la Ronda Uno.

 

Estos nuevos contratos serán operados por 49 empresas de 14 países distintos quienes concursaron en diferentes modalidades ya fuera integrando consorcios, de forma individual o en ambos cuando las bases lo permitieron bajo determinadas condiciones[3].

 

En este proceso, la mayor fortaleza de la CNH fue el adecuado control en los mecanismos de transparencia y rendición de cuentas, presentando en su sitio web toda la documentación de los procesos de licitación en forma digital y a través de material audiovisual. Del mismo modo las sesiones del órgano de gobierno se llevaron a cabo de manera pública a través de medios digitales como lo ha sido su canal en vivo de Youtube así como la trasmisión simultánea en sus plataformas de redes sociales en Twitter y Facebook. Algunos eventos fuera de las instalaciones de la Comisión se han transmitido también vía Periscope.

 

Las cuatro licitaciones de la Ronda Uno, así como el concurso de licitación del farmout de Pemex, fueron transmitidos en vivo y el mecanismo de concurso fue a través de sobres cerrados en donde los concursantes colocaban sus propuestas que eran presentadas en tiempo real conociéndose la mejor de forma pública.
La segunda licitación comprendió 5 áreas contractuales en aguas someras para extracción con un tipo de contrato de Producción Compartida. En esta licitación tres áreas fueron adjudicadas y los porcentajes de la utilidad operativa en favor del Estado resultaron particularmente elevadas. La italiana ENI ofreció 83.7%, más un incremento en el Programa Mínimo de Trabajo (PTM) del 33% por el área Amoca-Teocalli-Mizatón, en donde a finales de marzo de 2017 anunció el descubrimiento de un aproximado de 800 millones de barriles en el pozo Amoca-2 a 200 km de Ciudad del Carmen, Campeche.La primera licitación comprendió 14 áreas contractuales de las cuales 2 fueron adjudicadas quedando el resto desiertas o con ofertas que no cubrían los porcentajes mínimos establecidos por la Secretaría de Hacienda de cuota contractual en favor del Estado. El tipo de contrato para esta licitación fue de Producción Compartida.

 

Por su parte, Pan American Energy en consorcio con E&P Hidrocarburos y Servicios, ofrecieron el 70% más un incremento en el PMT del 100% para el área Hochi. Y finalmente otro consorcio integrado por Fieldwood Energy y la mexicana Petrobal ganaron el área Ichalkil – Pokoch ofreciendo 74% de participación del Estado en la utilidad operativa.

 

La licitación número tres se enfocó en integrar proyectos de menor desafío técnico y financiero con la finalidad de reducir las exigencias en las bases de licitación y permitir a las jóvenes empresas mexicanas participar sin la necesaria necesidad de hacerlo en consorcio con una empresa petrolera mayor.

 

Esta licitación estuvo integrada por 25 áreas contractuales de los cuales el 100% fueron adjudicadas. El tipo de contrato fue de Licencia para Extracción y en este caso fueron proyectos en zonas terrestres. La licitación 3 logró atraer la atención de mayores concursantes al presentarse 96 interesados, de los cuales 64 pagaron el acceso al Cuarto de Datos de la CNH. En suma, el acceso al Cuarto de Datos, generó ingresos por 520 mdp durante las tres licitaciones de la Ronda Uno, monto 1.4 veces mayor al presupuesto total de la CNH en 2015.

 

De las 64 empresas que pagaron el acceso al cuarto de datos, 40 cumplieron con los requisitos de las bases para ser precalificados y presentar propuestas el día del concurso de licitación. De 33 interesados precalificados individualmente solo 11 eran empresas de origen extranjero, mientras que, de los 18 consorcios precalificados, todos contaron con la presencia de empresas nacionales, este escenario hizo que esta tercera etapa fuera con la participación preponderante de empresas petroleras mexicanas.

 

Los campos de esta licitación eran operados previamente por Pemex, pero no fueron solicitados por la estatal en la Ronda Cero por su tamaño relativamente pequeño y la baja rentabilidad que le representaban. Las bases eran menos rigurosas que en las dos anteriores puesto que se trató de campos en fase de producción, lo que hacía que los particulares mexicanos participantes se enfrentaran a menores requisitos técnicos y financieros.

 

La cuarta y última licitación de la Ronda Uno, demandó la mayor profesionalización por parte de los órganos reguladores y secretarías federales involucradas en el diseño de las bases de licitación por la naturaleza compleja de las 10 áreas contractuales de aguas profundas del Golfo de México, con un modelo de contrato tipo Licencia. Esta cuarta etapa incrementó los requisitos para los participantes que atrajo a aquellas compañías con amplia capacidad financiera y larga trayectoria.

 

Compañías como Exxon Mobil, BHP Billiton, ENI, Repsol, Shell, Chevron, Statoil, Total, China Offshore Oil Corp y Pemex-Exploración y Producción, fueron precalificadas para esta cuarta etapa. Ocho de las diez áreas contractuales fueron adjudicadas y dos empresas mexicanas lograron integrar consorcios que resultaron ganadores. Pemex-Exploración y Producción junto con Chevron y la japonesa Inpex ofrecieron el mejor factor de Valor Ponderado de la Oferta Económica (regalía adicional más factor de inversión adicional) en el área 3 de Cinturón Plegado Perdido. Mientras que la mexicana Sierra Oil & Gas participó en dos consorcios ganadores, uno junto con Murphy, Ophir y PC Carigali por el área 5 de la Cuenca Salina, y en otro con PC Carigali en el área 4 de la misma región.

 

El valor agregado que otorgará esta cuarta licitación será la aportación de recursos tecnológicos para aguas profundas por parte de las empresas que en adelante llevarán a cabo la exploración y extracción de hidrocarburos en estos proyectos considerados “no convencionales” por su complejidad tecnológica en aguas con una profundidad superior a los 2.5 km2

 

Finalmente, y con la misma relevancia, Pemex a través de su Empresa Productiva Subsidiaria (EPS) “Exploración y Producción” llevó a cabo el primer farmout en su historia para asociarse en el desarrollo del campo Trión que también comprende un tirante de aguas profundas en el Golfo de México. La australiana BHP Billiton y la británica BP compitieron para ofrecer la mejor propuesta de regalía adicional para el contrato conjunto tipo Licencia, resultando ganadora la australiana luego de un empate en la regalía adicional y con el desempate a través de pago en efectivo.

 

Durante 2017 se prevé llevar a cabo la Ronda Dos, que comprenderá tres licitaciones, así como el segundo farmout Ayin-Batsil para Pemex cuyos términos se encuentran en una etapa de diseño.

 

El reto en adelante para el órgano regulador en materia, la CNH, será el seguimiento y la administración de cada uno de los contratos a la par que lleva a cabo nuevos procesos licitatorios que incluyen extensos procedimientos administrativos de verificación documental. La primera ronda de licitaciones del sector hidrocarburos en la historia moderna de México ha traído un amplio proceso de aprendizaje tanto a los renovados órganos reguladores como a las áreas y dependencias federales encargadas del diseño del tipo de contrato, el modelo fiscal, así como las bases licitatorias. La administración de los mismos deberá prevalecer bajo los términos de ley relativos a transparencia, rendición de cuentas, y competitividad.

 

[1] Secretaría de Energía. Avances de la Reforma Energética. Ronda Cero. https://www.gob.mx/sener/reformas/avances-de-la-reforma-energetica-ronda-cero

[2] Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/LIH_060117.pdf

[3] CNH. Resumen Ronda 1. https://www.youtube.com/watch?v=OT8HP3NKtsQ&list=PLfTGiyIu395uw9V9rSdhBtz7gV1SUUL4z

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Staff Oil & Gas Magazine

Equipo de redacción de Oil & Gas Magazine, nos gusta escribir sobre temas del sector petrolero nacional e internacional.

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