Relación riesgo-rendimiento de los bloques y campos de la Ronda Uno

Modelos ecónomicos y contractuales para los bloques de la Ronda Uno

Por José Pablo Rinkenbach

Al contar con mejor información, los inversionistas pueden canalizar sus recursos hacia las áreas más prometedoras y las que mejor se ajusten a su perfil de riesgo

 

A lo largo de las últimas ocho décadas, el sector energético de hidrocarburos en México se desarrolló a través de un monopolio de Estado (i.e. Petróleos Mexicanos). El agotamiento de las reservas probadas y la reducción paulatina, pero constante, de la producción de los grandes yacimientos y el incremento de las complejidades para descubrir y desarrollar nuevas reservas, así como las limitaciones de los modelos contractuales y la disponibilidad de recursos para incrementar la capacidad y la calidad de ejecución de PEMEX, hicieron imposible el sostenimiento del modelo monopólico y dieron paso a la Reforma Energética de 2013.

Dicha Reforma abre el sector a la participación directa de la iniciativa privada a través de la llamada Ronda Uno en la que se licitarán 109 bloques exploratorios y 60 campos en producción en diferentes áreas geográficas.

Hasta el momento, los diversos foros sobre la Reforma Energética se han centrado en el marco legal. Sin embargo, es momento de que las empresas comiencen a conocer el atractivo de las áreas y campos mexicanos y los factores clave de éxito para competir en el país. Por ello y en anticipación a la Ronda Uno, un grupo de empresas líderes en la industria de E&P mexicana integraron desde hace 9 meses un equipo multidisciplinario de especialistas (geocientíficos, ingenieros, economistas, abogados, gente de negocios, entre otros) para llevar a cabo una evaluación del potencial preliminar de creación de valor de bloques y campos representativos en las áreas consideradas para la Ronda Uno. El estudio se realizó con base en información pública disponible a la fecha y la experiencia y el conocimiento acerca de las áreas por parte de un grupo de expertos.

Este estudio tiene por objetivo responder a una serie de preguntas fundamentales de los futuros inversionistas:

¿Qué tan atractivo es el negocio petrolero en México y cuáles son las áreas o bloques más atractivos para los diferentes perfiles y tipos de inversionista?

¿Qué nivel de rentabilidad se espera para en cada bloque o campo a licitar y cómo compara vis a vis otros proyectos internacionales?

¿Cómo impacta a la rentabilidad de los proyectos los diferentes esquemas contractuales y niveles de government take? La evaluación técnico-económica de los bloques y campos a licitar se basa en la metodología de aplicación general conocida como flujos de caja descontados (a precios constantes) y en la medición de indicadores económicos utilizados comúnmente para la toma de decisiones en proyectos de inversión de la industria petrolera internacional.

Para la evaluación técnico-económica se elaboró un plan técnico de desarrollo de bloques y campos representativos, incluyendo programas de construcción y reparación de pozos, con base en los tiempos de ejecución y el costo de las arquitecturas tipo planteadas específicamente para cada bloque y campo representativo; a su vez en algunos casos específicos se plantearon actividades de recuperación secundaria y mejorada.

Además de cuantificar la rentabilidad de bloques y campos representativos de la Ronda Uno, las empresas que realizaron el estudio generaron otros productos que facilitan el proceso de incursión de nuevos inversionistas en México, entre los que destacan planes de inversiones, matriz de riesgo-rendimiento, rating de bloques, entre otros.

Para este propósito, se definieron 12 bloques/campos (i.e., “clusters”) representativos de las áreas consideradas por la Secretaría de Energía (SENER) para la Ronda Uno. Un cluster representativo es una extensión de tierra definida que tiene características de subsuelo, de reservas o recursos prospectivos similares a uno o varios bloques de los considerados en los 169 bloques que SENER planteó para ser licitados en la Ronda Uno. La estrategia empleada consistió en la identificación y estructuración de un conjunto de clusters representativos del total de áreas de la Ronda Uno. Dentro de la selección clusters se incluyeron las áreas con reservas de petróleo crudo y se descartaron aquellas áreas en las cuales no se cuenta con información pública suficiente y consistente, tales como los bloques/campos de “aguas profundas” y “crudos extra pesados”. Para estos últimos bloques/campos habrá que esperar a que la SENER haga pública más información conforme se aproxime la fecha de licitación.

Con la finalidad de facilitar la comparación de las evaluaciones de los distintos bloques y campos se desarrolló un sistema de calificación y clasificación con base en parámetros (i) técnicos, (ii) económicos, y (iii) de suficiencia y calidad de información pública disponible. Este sistema de calificación y clasificación se desarrolló con base en rangos de diversos parámetros como: rentabilidad, riesgo económico, necesidades de financiamiento, complejidad operativa, riesgo operacional, riesgo climático y riesgo social. De esta manera, se homologan diversas características clave de los clusters permitiendo al inversionista obtener un sencillo y mejor entendimiento de las cualidades de las áreas comprendidas en la Ronda Uno.

Dado que queda pendiente la definición por parte de las autoridades de los modelos contractuales y económicos que aplicarán para cada bloque/campo en particular, donde los anteproyectos se anunciarán en noviembre y la versión final en febrero del 2015; fue necesario establecer diversos supuestos acerca de los esquemas contractuales, el cost oil –límite de recuperación de costos– y la participación del Estado, principalmente. La estimación preliminar del potencial parte de parámetros de referencia tanto nacionales como internacionales. Algunos de los supuestos principales de partida son:

Las evaluaciones se realizaron bajo la premisa de que el contrato bajo el cual se operarán los bloques y campos evaluados es el de producción compartida, con parámetros de pagos fiscales contenidos en la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y condiciones similares a las asignaciones otorgadas a PEMEX.

El Estado buscará mantener el government take en el orden del 85%, por lo que se buscó una tasa de participación del Estado en la producción que replicara este valor en las diferentes áreas que forman parte de la Ronda Uno.

Los perfiles de producción de aceite y gas asociado se estimaron a partir de los programas de construcción y reparación de pozos considerando las producciones iniciales y tasas de declinación correspondientes a cada tipo de pozo en cada uno de los bloques y campos representativos.

A partir de los perfiles de producción estimados se valoraron los hidrocarburos utilizando precios constantes. Para el caso del petróleo, se utilizó el precio del West Texas Intermediate (“WTI”) como precio de referencia ajustado con base en una fórmula para establecer el precio de la producción de acuerdo a la calidad del hidrocarburo medida en grados API.

Si bien los precios de petróleo en la actualidad se ubican el rango de los 80-90 dólares por barril para el WTI, para las evaluaciones se utilizó un precio de referencia de largo plazo de US$100 por barril de WTI. El precio anterior es el resultado de un análisis estadístico del comportamiento del mismo en los últimos tres años (información de la EIA), donde la media, moda y mediana se encuentran cercanas a dicho valor.

Por otra parte, en los contratos de producción compartida es crítico el porcentaje de la participación del Estado en la producción, ya que no sólo afecta la rentabilidad, sino que es una de las variables de asignación para las licitaciones. Dada la importancia de este parámetro se consideraron escenarios con diferentes niveles de participación del Estado en la producción, de manera que el inversionista potencial pueda definir su estrategia de oferta para las licitaciones considerando siempre la maximización de su captura de valor y su posibilidad de obtener el contrato.

De manera ejecutiva se puede señalar que los 12 clusters representativos evaluados se pueden agrupar en tres grandes grupos: i) proyectos no competitivos, ii) proyectos de rentabilidad media; y ii) proyectos de alta rentabilidad. Destaca que la mitad de los 12 clusters analizados requieren inversiones por más de 1,500 millones de dólares y que algunos presentan rentabilidades preliminares negativas o por debajo de la tasa de descuento dada la información pública disponible. De ahí la conveniencia de conocer con mayor detalle cuáles clusters en particular presentan una relación riesgo-renmiento positiva o negativa.

Es importante mencionar, que en el momento en que la SHCP defina los modelos económicos y contractuales, la rentabilidad de los clusters podrá cambiar significativamente. Entre algunas de las variables que aún están pendientes de definición destacan las siguientes: cost oil, uplift, regalías, factor R, bono a la firma del contrato, obligaciones locales, porcentaje de participación del Estado en la producción/utilidad, entre otros.

Como se señaló previamente, destaca que el 25% de los clusters analizados presentan rentabilidades marginales o negativas. Esto sugiere la conveniencia de que el Estado considere asegurar el atractivo económico de ciertos bloques vis a vis la rentabilidad de otros proyectos similares contra los que competirá en el mercado internacional, lo cual pudiera lograrse incrementando el tamaño de los bloques y la vigencia y el tiempo de ejecución de los contratos, entre otras variables.

En síntesis, el estudio desarrollado por dichas empresas líderes en la industria de E&P mexicana es de importancia sustantiva y punto de referencia para todas aquellas empresas interesadas en participar en el nuevo mercado mexicano de E&P de hidrocarburos.

Algunos de sus principales beneficios son:

  • Es un primer paso para entender y evaluar el potencial económico de la Ronda Uno de licitaciones, a partir de una estimación preliminar tanto de la magnitud de las inversiones necesarias, como de la rentabilidad y tiempo requerido para obtener los retornos correspondientes.
  • Proporciona un comparativo de indicadores clave de la creación de valor, riesgo económico y necesidades máximas de financiamiento de los clusters representativos de los bloques considerados en la Ronda Uno.
  • El estudio no sólo compendia y ordena la información técnica disponible de algunas de las áreas consideradas en la Ronda Uno, sino que presenta simulación probabilística de los resultados financieros que pudieran esperarse de las inversiones necesarias para explorar y/o explotar las áreas correspondientes.
  • Incluye análisis exhaustivo de riesgo económico utilizando distintas metodologías tales como: simulación de Montecarlo, análisis de sensibilidad y análisis de puntos de equilibrio.
  • Acceso al plan de explotación técnico desarrollado por el equipo multidisciplinario y validado por un peer review conformado por especialistas petroleros nacionales e internacionales con alta experiencia en el sector.
  • Acceso adicional al Simulador de Evaluación Técnico Económico, que presenta los resultados del análisis técnico-económico de los clusters a partir de supuestos técnicos, contractuales y económicos considerados. Este simulador es una herramienta de evaluación de escenarios puntuales que le permite al usuario, hacer análisis de sensibilidad ante diversos supuestos o parámetros técnicos, contractuales y/o fiscales considerados de manera particular, para estimar la rentabilidad y dimensionar el impacto del government take y la potencial captura de valor sobre sus planes de inversión.

Los resultados de este estudio ayudarán a asegurar la incursión de inversionistas en actividades exploratorias no sólo por 2 a 5 años, sino también en actividades de extracción en un horizonte durante 20 a 25 años. Lo anterior debido a que facilita a los inversionistas interesados en el sector E&P enfocar, profundizar sus esfuerzos y canalizar sus recursos en aquellas áreas más prometedoras, o que mejor se ajusten a su perfil de riesgo o nivel de inversión requerida.

Para finalizar, es importante enfatizar que más y mejor información del sector de E&P redundará en mejores ofertas técnicas y económicas para el Estado Mexicano que aseguren el éxito de las licitaciones para la Ronda Uno al mejorar la certidumbre y el atractivo de los bloques a licitarse. En este sentido, los resultados de este estudio ayudarán a asegurar la incursión de inversionistas en actividades exploratorias no sólo por 2 a 5 años, sino también en actividades de extracción en un horizonte durante 20 a 25 años.

Lo anterior debido a que facilita a los inversionistas interesados en el sector E&P enfocar, profundizar sus esfuerzos y canalizar sus recursos en aquellas áreas más prometedoras, o que mejor se ajusten a su perfil de riesgo o nivel de inversión requerida.