Origen, actualidad y futuro de los contratos de producción compartida

Imagen Contratos

Por José Pablo Rinkenbach

Estos contratos pueden tener ventajas fiscales frente a las licencias, pero México podría optar finalmente por un sistema híbrido de contratos petroleros

La Reforma Energética aprobada en México en diciembre de 2013 permite al Estado mexicano celebrar diversos tipos de arreglos contractuales en materia de exploración y producción de hidrocarburos, entre los cuales se contempla el modelo de contrato de producción compartida (“CPC”). Dicho esquema contractual es poco conocido en México y tiene una estructura económica y fiscal significativamente diferente a la de la licencia petrolera. Por lo tanto, es importante entender su origen, características principales, dónde y por qué se utiliza, así como su evolución potencial.

Los CPC de hidrocarburos se originaron a mediados de la década de los sesenta en Indonesia a raíz de la nacionalización de su industria petrolera. Como parte de dicho acontecimiento, Indonesia creó la empresa operadora estatal llamada Pertamina, a la cual le asignó de manera exclusiva la responsabilidad de la exploración y producción nacional de hidrocarburos.

La falta de recursos humanos, tecnológicos y financieros, así como de knowhow, infraestructura y experiencia forzaron a que el gobierno indonesio desarrollara los CPC. A través de los CPC, Indonesia buscó crear un mecanismo para (i) la transferencia de las mejores prácticas hacia su operador estatal, (ii) incrementar la producción de petróleo mediante el uso de terceros y, al mismo tiempo, (iii) captar una mayor renta petrolera (1). La primera empresa en celebrar un CPC con Pertamina fue el operador independiente canadiense Asamira y no fue sino hasta los primeros años de los setenta que los operadores internacionales (“IOC´s”) reaccionaron y empezaron a celebrar CPC con Indonesia.

El primer CPC desarrollado por Indonesia se caracterizó por otorgar el derecho al tercero para deducir costos hasta por un máximo de 40% y por ende propiciar un beneficio divisible entre Pertamina y el tercero de mínimo 60%(2). En la industria petrolera, al costo deducible y al beneficio divisible se les conoce como cost oil y profit oil, respectivamente.

De dicho profit oil, Pertamina recibía dos terceras partes y el tercero mantenía la parte restante.(3)

Si bien el porcentaje promedio de cost oil se sitúa en alrededor de 60% a nivel mundial, dicho porcentaje presenta un amplio rango que varía entre un mínimo de 35% como en el caso de Libia y hasta un máximo de 90% como en Cambodia.(4) Los CPC vigentes en Brasil estipulan un máximo de 50% de cost oil para los dos primeros años de producción y posteriormente un 30%. Sin embargo, el período de 50% puede extenderse en caso de que no se recuperen los costos.

En la actualidad a nivel mundial, ochenta países utilizan el esquema de CPC.  De estos 80 países, 11 lo combinan con esquemas de licencias (entre ellos Brasil, Nigeria y Ucrania), dos los utilizan además con contratos de servicios (Irak y Turkmenistán), Angola lo combina con licencias y contratos de servicios y, consecuentemente, 66 países utilizan el esquema de CPC de manera exclusiva.

Los números anteriores podrían llevar a conclusiones incorrectas acerca de la conveniencia o no para un Estado de utilizar de forma exclusiva o combinada el CPC con otros modelos contractuales. En cierta medida, los contratos de producción compartida han sido utilizados en décadas pasadas por los países asiáticos y africanos para desarrollar sus empresas operadoras nacionales. En la actualidad, otros países han optado por utilizar los CPC como un mecanismo para (i) incrementar su renta petrolera (i.e., government take) o (ii) para permitirle a sus operadores nacionales, como en el caso de Nigeria y Angola, un esquema de joint venture a través del cual obtengan las competencias requeridas y diversifiquen su riesgo económico en el desarrollo de proyectos altamente complejos como aguas profundas y ultraprofundas.

Si bien en principio un CPC genera una mayor renta petrolera para el Estado vis a vis un esquema de licencia, dado que en un CPC no se permite la deducibilidad de pozos exploratorios secos(5), un CPC tiene la desventaja de incentivar con menos eficacia la actividad exploratoria, en comparación con una licencia.

Con base en lo anterior, se puede observar que los Estados utilizan las licencias cuando requieren impulsar contundentemente la actividad exploratoria, o para campos con bajas acumulaciones de hidrocarburos o económicamente marginales.  Con relación a lo anterior, los Estados emplean los CPC en proyectos con campos con grandes acumulaciones de hidrocarburos y bajo riesgo geológico, ya que permite soportar una mayor carga fiscal.

 

EL CASO BRASILEÑO

El caso brasileño de uso combinado de licencias y CPC es un punto de referencia relevante para México, ya que nos permite analizar una referencia exitosa de los criterios que se utilizaron para seleccionar el modelo contractual y entender las actividades desarrolladas para aumentar el éxito en la aplicación de cada modelo contractual.

Al inicio de la liberación de la industria petrolera brasileña, el gobierno de dicho país utilizó un esquema de licencias con la finalidad de fomentar al máximo la exploración de hidrocarburos.  En paralelo, el regulador petrolero brasileño llevó a cabo una fuerte campaña de levantamiento y procesamiento de sísmica que le permitió a Brasil descubrir las formaciones del pre-sal. El descubrimiento del pre-sal se debe en gran medida a las actividades promovidas por el regulador brasileño. Con las inversiones en sísmica el Estado brasileño logró disminuir el riesgo geológico de los terceros de invertir en la exploración de dichos campos y por consiguiente fue capaz de utilizar un esquema de CPC para el desarrollo del pre-sal que le garantiza una renta petrolera superior.

Por otra parte, los CPC presentan ciertas desventajas frente a las licencias.  Los CPC conllevan una carga administrativa mayor que una licencia para dar seguimiento a los contratos. Lo anterior fue un elemento muy importante para que Rusia y Kazakstán optaran por dejar de utilizar los CPC. Era tal la cantidad de bloques petroleros que existen en aquellos países, que éstos no contaban con los recursos necesarios para dar seguimiento y administrar los CPC, principalmente por el tema de las revisiones administrativas y contables de los gastos deducibles para estimar el profit oil.

En situaciones como la anterior, un esquema de licencias conlleva una menor carga administrativa para el Estado. Este criterio podría ser de gran importancia para la selección del modelo fiscal-contractual que se desarrolle, tanto para shale como para Chicontepec en México. Es posible que México se incline por un sistema de licencias para dichos desarrollos petroleros.

Con el paso de los años, el esquema de CPC se ha sofisticado y vuelto más complejo. La complejidad de los esquemas contractuales petroleros se ha incrementado tanto, que los operadores petroleros requieren equipos multidisciplinarios especializados de asesoría conformados por ingenieros-economistas-fiscalistas para descifrar los esquemas y poder estimar la rentabilidad esperada de los proyectos.

En la actualidad los CPC contemplan diversos mecanismos para topar, tanto el beneficio divisible, como la deducibilidad de costos. Adicionalmente en varios de los CPC vigentes se incluyen rentals(6), bonos de producción y/o a la firma del contrato (i.e. signature bonus) y en algunos casos incluso regalías(7). Si bien todo lo anterior ha provocado que en varias ocasiones los CPC generen esquemas regresivos de recaudación, un análisis mundial de todos los regímenes fiscales petroleros existentes desarrollado por el experto mundial Pedro Van Meurs demuestra que, paradójicamente, los sistemas de licencias presentan con mayor frecuencia situaciones de regresividad recaudatoria que los CPC.

Independientemente de si se trata de un CPC o una licencia, uno de los elementos que más incide en la regresividad de los sistemas fiscales petroleros son los bonos y, en especial, los denominados signature bonus. Estos bonos son los que pagan los operadores al inicio del contrato, independientemente de si los campos producen o no.

A pesar de la regresividad de los bonos, es importante considerar que no todos los campos serán productores o si lo son, algunos proyectos tomarán mucho tiempo en desarrollarse, como por ejemplo proyectos de aguas profundas. Por lo anterior, la mayoría de los gobiernos se inclinan por el uso de bonos al inicio del contrato. En el caso reciente de los contratos de CPC de aguas profundas de pre-sal para el campo Libra, el Estado brasileño logró obtener 6,200 millones de dólares por concepto de signature bonus. Si bien este monto es el más alto registrado en la historia, es importante no perder de perspectiva que dicho bono sólo representa en términos nominales entre 0.66 centavos y un dólar por barril que se produzca de dicho campo.

Como ya se mencionó con anterioridad, Brasil logró levantar dicho monto por concepto de bonos, gracias a que realizó importantes inversiones en la mejora de la información disponible en materia sísmica que redujera el riesgo geológico percibido por los inversionistas para el desarrollo exploratorio del pre-sal. En el caso brasileño, un mayor nivel y calidad de información sísmica permitió reducir el riesgo geológico percibido por los privados y consecuentemente incrementar la renta petrolera del Estado vía cobro de bonos y con un mayor porcentaje de profit oil.

Es relevante que México considere lo anterior, ya que a mayor nivel de riesgo geológico resulta menos factible que los privados oferten altos niveles de bonos sin afectar sus ofertas en lo que a porcentajes de profit y cost oil se refiere.

Tomando en cuenta todo lo antes mencionado para campos con alto riesgo geológico y largos períodos de desarrollo, si el Estado mexicano opta por utilizar bonos, pareciera más adecuado utilizar un sistema que combine un signature bonus bajo con un bono de producción alto. En el caso mexicano de aguas someras donde existe menor riesgo geológico que en el caso de aguas profundas, podríamos estar ante un caso de cobro de mayores niveles de signature bonus.

Sin embargo, es importante recalcar que los bonos son altamente regresivos por lo que no son recomendables desde un punto de vista de optimización económica y fiscal.

Desde un punto de vista fiscal los esquemas de CPC son, en principio, más convenientes que las licencias ya que le permiten al Estado (i) recaudar desde que inicia la producción del campo y no tiene que esperar hasta que el tercero tenga utilidad como en las licencias y (ii) extraer una renta petrolera mayor, ya que no permiten la deducibilidad de los pozos exploratorios secos.

Lo anterior, sin embargo, ha conllevado a que en la práctica en diversos países el desarrollo de los proyectos haya respondido más a una lógica de optimización fiscal más que a una gerencia integrada de campo, es decir, las inversiones se difieren o adelantan con la finalidad de que el porcentaje de cost oil permita deducir las inversiones de manera inmediata.

 

¿SISTEMA HÍBRIDO DE CONTRATOS?

En síntesis, y sujeto a análisis económicos más detallados para cada campo en particular, inicialmente la teoría parece indicar que en el caso mexicano se podría utilizar un sistema híbrido de contratos que balancee (i) la maximización de renta petrolera, (ii) incentive la exploración y (iii) simplifique y eficiente la supervisión y administración de los contratos petroleros por parte del Estado.

Los CPC serían interesantes para aguas someras, aguas profundas con reservas ya registradas y proyectos brownfield como campos maduros.

Las licencias serían recomendables para el desarrollo de shale, Chicontepec y los recursos prospectivos de aguas profundas.

El dilema económico de qué parámetro privilegiar como función objetivo en la industria petrolera pareciera tener similitud con el que se presenta en los bancos centrales. En los bancos centrales existen dos escuelas de pensamiento: Una que se enfoca en controlar inflación y otra que busca promover el crecimiento económico. En el mundo petrolero el equivalente de estas dos escuelas/filosofías de pensamiento son, por una parte, (i) la de maximizar el government take y, por la otra parte, (ii) la de incentivar la exploración y consecuentemente la producción. El tiempo nos dirá que filosofía económica se impondrá en la práctica en la nueva industria petrolera mexicana.

 

(1) En este escrito se utiliza el concepto de renta petrolera bajo su aceptación en inglés de government take.

(2) Es importante recordar que en caso de que no se tenga éxito exploratorio comercial, entonces los costos corren en su totalidad a cargo del tercero. Es por esta razón que en algunos países como Venezuela, a estos esquemas de producción compartida se les llegó a conocer como contratos de exploración a riesgo.

(3) En los CPC la medición de la producción se da antes del punto de transporte. Usualmente dicha medición se da después del proceso de separación y no toma en cuenta el gas reinyectado y el gas y aceite utilizados en la operación del campo.

(4) Se excluyen el caso de Croacia de 25% de cost oil dado que no es un país petrolero relevante y el caso de otros países sin tradición petrolera donde no se estipula tope máximo para reconocimiento de cost oil como es el caso de Timor o Guatemala.

(5) Es decir, existe un tratamiento económico de ring fencing al proyecto.

(6) Los rentals son pagos anuales rutinarios y fijos que están en función del área del bloque y son utilizados por el gobierno para (i) el pago de la administración y supervisión de los bloques mismos y (ii) para incentivar la devolución de áreas no exploradas y así volverlas a licitar.

(7) En los CPC de pre-sal, Brasil cobra una regalía de 15%.

(8) Los estimados de reservas para el campo Libra se sitúan entre 6 y 9 mil millones de barriles.