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La Ronda 3.1 y el Contrato Producción Compartida

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Por: César Augusto Rangel García

Las rondas de licitación mexicanas han tomado una relevancia en la opinión pública por diversas razones: las nuevas tecnologías han permitido en los últimas años acceder a recursos tradicionalmente no explotados, los constantes cambios geopolíticos aumentan y reducen constantemente la disponibilidad de recursos a la par que los acuerdos comerciales cambian de naturaleza, pasan por procesos de negociación o son cancelados en función de cambios en la política económica de los muy diversos regímenes políticos de los países productores de petróleo.

Ronda 3.1: Mínimos y máximos establecidos por la SHCP
Región Burgos Regiones Tampoco Misantla-Veracruz y Cuencas del Sureste
Gráficas y fuente: bases de licitación, p 62 y 63. Rondas México.

https://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2018/03/20180305-Bases-3.1-Aguas-Someras-VF-limpia.pdf

Arabia Saudita, por ejemplo, cuenta con un ambicioso plan para convertir su producción petrolera en una palanca de financiamiento tecnológico y reducir con ello la incertidumbre sobre un recurso naturalmente finito.

En el caso de México, la reforma energética amplió el abanico de posibilidades para toda la cadena del sector energético, incluido el upstream y en donde en la actualidad participan ya distintas empresas de varias regiones, bajo distintos modelos de participación.

El año 2018 dio inicio a la tercera ronda de licitaciones en donde por primera vez se logró incluir la primera licitación de recursos no convencionales que tendrá lugar en la tercera convocatoria.

La ronda inicial de esta tercera fase estuvo conformada por 35 áreas contractuales de Aguas Someras (tirante de agua menor a 500 mts) localizadas en las provincias de Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz y las Cuencas del Sureste.

La modalidad de contrato se trata tipo Producción Compartida (production sharing agreement) y conforme a las bases de licitación, los mínimos y máximos determinados por la SHCP para cada área contractual oscilarán entre 8.5 y 65% (Cuadro) dejando amplio margen a la competencia entre los participantes.

Ahora bien, esos márgenes no son utilidades absolutas, pues el régimen tributario del sector hidrocarburos incluye distintas contraprestaciones y gravámenes que agregan participación del Estado en la utilidad de los contratos. Cada contrato tiene un modelo recaudatorio y comercial distinto.

Los contratos producción compartida contemplan el pago en especie tanto como para el operador como para el Estado han sido denominados contratos riesgo, puesto que el ingreso tanto para el operador como para el Estado depende de la existencia de producción comercialmente rentable. Por un lado, el operador opera libremente, bajo su propio riesgo y costos, sin embargo, el Estado hace una recuperación de costos para lo cual lleva a cabo autorizaciones a los planes de trabajo buscando fiscalizar adecuados márgenes de costos. Cuando ciertos costos exceden determinado límite, la CNH solicita a los operadores llevar a cabo una licitación como mecanismo de transparencia, es decir, cuando es necesaria la compra de ciertos bienes o servicios de alto valor económico que el Estado recuperará al operador es necesario que éste justifique su decisión conforme a la aprobación de un plan de trabajo y con la licitación de ese bien o servicio.

Una vez que el Estado recibe el hidrocarburo extraído, conforme al porcentaje acordado en el resultado de la licitación, éste se comercializa a través de una empresa especializada y los ingresos son depositados al Fondo Mexicano del Petróleo (FMPED) que los asigna con base en los criterios técnicos establecidos por Ley.

Al arranque de la reforma, Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) fungió como comercializador de éstos hidrocarburos y tras una licitación llevada a cabo por la CNH el nuevo comercializador del Estado pasó a ser Trafigura para el caso del petróleo y condensados, y CFEnergía para el gas.

El costo de comercialización a cargo del Estado recibió dos ofertas en la licitación de selección: Trafigura ofertó 0.18 dólares por barril, mientras que PMI ofreció 0.21, ganando la primera. CFEnergía comercializará a un valor de 0.020 dólares por millón de BTU el gas. Es decir, el Estado también busca eficientar costos a través de licitar la comercialización y asignarla a quien mejores condiciones le ofrezca.

Los interesados en participar en la Ronda 3.1 tuvieron la opción de participar como licitante individual o agrupado. De acuerdo a las bases de licitación se definen de la siguiente manera:

  • Un licitante individual es aquel operador que precalificó de manera individual para presentar propuesta económica.
  • Un licitante agrupado es aquel que una vez que han sido precalificados sus miembros en lo individual obtienen autorización para participar en la licitación en cuyo consorcio habrá un operador designado.

En los consorcios, el designado operador deberá tener por lo menos 30% de participación económica en dicho consorcio.

Para la fase de presentación de propuestas y apertura de sobres 14 interesados calificaron cumpliendo con toda una serie de requisitos previos desde la precalificación hasta cumplimientos de garantías de seriedad y cuotas para acceder a la información geológica previa.

Las 35 áreas representan un potencial de 1,988 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos.

Los ganadores entregaron garantía por 500,000 dólares sujeta a los cumplimientos de los programas de trabajo comprometidos, los contratos tienen una duración por 30 años, prorrogables hasta en dos ocasiones por periodos de 5 años, siempre que cuenten con potencial suficiente, respaldo técnico y financiero, así como autorizaciones de la CNH.

El resultado de la licitación comprobó la experiencia y trayectoria de la estatal PEMEX E&P, al ser el concursante con un mayor número de adjudicaciones, logrando seis contratos en consorcio y uno como individual. También mostró que el objetivo de diversificación de mercado cumplió su objetivo al presentarse propuestas de 12 países distintos que entre sí integraron consorcios o presentaron individualmente ofertas.

De los mínimos y máximos establecidos por la SHCP, el Estado tendrá un promedio de 45.8% en la utilidad mientras que contará con 124 mdd por pagos de montos en efectivo y 9 pozos adicionales comprometidos. A estas contraprestaciones deben agregarse otros gravámenes como el impuesto por exploración, calculada en función de los km2 de cada contrato, la regalía base y para el caso de Pemex dividendos sobre utilidad. Lo anterior sin perjuicio de aquellos indicados en las leyes fiscales federales como el impuesto sobre la renta (ISR).

De acuerdo a la SHCP y la SENER, la suma de los impuestos, contraprestaciones y regalías representará un 72% de las utilidades en favor del Estado.

Finalmente, el esquema progresivo contractual contempla que en caso de un incremento en el precio del hidrocarburo la participación del Estado en la utilidad pueda alcanzar hasta el 78% así como un ajuste a la baja en caso de que su cotización caiga, este último esquema busca imprimir dinamismo bajo escenarios inestables internacionales evitando demoras en los proyectos, cortes en la producción o una recaudación inequitativa entre el Estado y los adjudicados, tomando en cuenta el periodo de duración de este tipo de contratos, es probable que estos esquemas tengan lugar en el futuro. Este esquema progresivo también es aplicable cuando se presenten eficiencias en costos o se descubran volúmenes superiores a los originalmente previstos.

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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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