Ronda Uno: un modelo en construcción

Ronda Uno, un modelo en construcción

Por José Pablo Rinkenbach

La convocatoria sirvió para afinar los términos y condiciones de los concursos. Una modificación sustancial podría ser el desarrollo e implantación de una tercera generación de modelo de licencias

El pasado 15 de julio de 2015, se llevó a cabo el acto de presentación y apertura de propuestas económicas para la primera convocatoria de la Ronda Uno concerniente a los bloques de exploración en aguas someras. De los catorce bloques ofertados por el Estado Mexicano, se recibieron ofertas económicas en seis y sólo se aceptaron dos propuestas. Cuatro fueron rechazadas por no cumplier con el valor mínimo relacionado con la participación del Estado en la producción compartida solicitado por la SHCP. Semanas previas a la presentación de las ofertas económicas, la SENER externó que la convocatoria uno sería exitosa si se asignaban de 30 a 40% de lo ofertado; es decir, entre 4 y 5 bloques.

A raíz de lo anterior, en las últimas semanas han abundado análisis y artículos que señalan que esta primera convocatoria ha sido un fracaso por no haber despertado el interés de los inversionistas.

Entre las razones que se han vertido como origen de este susodicho fracaso destacan:

(i) La falta de potencial petrolero de los bloques seleccionados por la SENER,
(ii) El modelo contractual de producción compartida y las condiciones contractuales de garantías, causales de terminación y mecanismos de arbitraje, impuestos, y
(iii) Mínimos solicitados sobre variables de asignación y el mecanismo de ajuste estipulados por la SHCP.

Si bien es cierto que existen áreas que son evidentemente mejorables, por la proximidad de la primera convocatoria aún es prematuro y arriesgado emitir juicios de valor y sobretodo tomar posturas radicales que conlleven a decisiones apresuradas y poco analizadas acerca de qué y con qué profundidad se requiere modificar. No obstante lo anterior, se percibe la urgencia por incorporar modificaciones que eviten otro susodicho fracaso. Dentro de esta celeridad por incorporar cambios, será clave que el Gobierno diferencie entre causa y manifestación de la problemática; y que los resultados se evalúen dentro del contexto internacional en que se dio la licitación. Un punto de partida para las modificaciones que se lleven a cabo en las siguientes convocatorias sería tomar en consideración cuestionamientos críticos, tales como los siguientes:

¿Qué tanto esta primera convocatoria fue utilizada por el Gobierno para sondear con el mercado los términos y condiciones y ajustar consecuentemente los mismos para las convocatorias más críticas para el Gobierno como las de aguas profundas? ¿En qué medida el nuevo contexto internacional afectó y afectará los términos y condiciones exigidos por el Gobierno Mexicano y qué nivel de apertura tendrá el Gobierno a modificar los mismos para hacerlos competitivos con respecto a parámetros internacionales?
Si bien las bases de licitación y los términos contractuales y económicos de la Ronda Uno tienen oportunidad de mejora, acontecimientos internacionales de último momento afectaron radicalmente la toma de decisiones de las empresas. El 14 de julio el G5 + 1 (EUA, Rusia, China, Francia, Reino Unido y Alemania) anunciaron que alcanzaron a un acuerdo con Irán para limitar su programa nuclear y que en consecuencia se levantarían las sanciones comerciales y económicas que se le habían impuesto. Para el momento en que las empresas petroleras presentaron sus ofertas económicas el 15 de julio para la convocatoria uno en México, los mercados internacionales aún no habían procesado y dimensiona en su justa proporción el impacto en oferta adicional de petróleo de Irán y su consiguiente impacto en los precios del petróleo. Este “bad timing” contribuyó aún más a que varias de las propuestas económicas de las empresas estuvieran por debajo de los mínimos esperados por el Gobierno. Varias de las empresas que participaron en esta primera convocatoria estuvieron realizando corridas económicas hasta la madrugada del 15 de julio bajo diferentes escenarios de una potencial curva de precios futura ante el nuevo rol de Irán. Lo anterior hace válido preguntarse ¿si se hubieran asignado 30 a 40% de los campos de no haberse presentado horas antes el anuncio de Irán?

Si bien es cierto que los tres tópicos antes mencionados (i.e., condiciones contractuales y económicas y potencial de las áreas) permiten explicar en cierta medida el por qué la primera convocatoria de la Ronda Uno no fue tan exitosa como el Gobierno esperaba; es importante destacar que dichos tópicos no son la verdadera causa de la problemática, sino solo la manifestación de síntomas. La problemática original radica en que la licitación fue diseñada bajo el paradigma de (i) un contexto internacional de altos precios del petróleo y (ii) la existencia de un interés extraordinario por los petroleros por invertir en México. Claramente estas dos condiciones de borde no son válidas en la actualidad, donde se vive un entorno de bajos (e incluso negativos) retornos a la inversión por la sobreoferta petrolera mundial, las expectativas de mayor oferta a futuro (Irán) y menores expectativas de demanda por la reducción de la tasa de crecimiento de China y Europa.

Ronda Uno, un modelo en construcción

Ronda Uno, un modelo en construcción

Lo anterior ha provocado que a nivel mundial, (i) las empresas disminuyan sus inversiones en exploración y prefieran adquirir reservas vía la compra de empresas y (ii) que los países opten por modelos de licencias en vez de producción compartida y que adicionalmente, se reduzcan significativamente las diversas condicionantes para topar la rentabilidad de los inversionistas. En primera instancia las empresas y sus fondos de inversión se han alejado de los proyectos de exploración y han privilegiado aquellos de producción. Lo anterior, dado que los proyectos de exploración en promedio tienen una tasa de éxito histórico entre 20 y 25%.

Por otra parte, recientemente hemos visto los primeros movimientos por parte de diversos países de migrar de esquemas de producción compartida hacia licencias, en un afán por atraer inversionistas. Es importante tomar en cuenta como los modelos contractuales responden a un contexto histórico y de negocios determinado. En este sentido los modelos de producción compartida fueron creados en la década de los sesenta y setenta cuando los prospectos petroleros en países desarrollados eran marginales y los países asiáticos y de Medio Oriente buscaron lograr tener un mayor control de los recursos petroleros. En la actualidad, los proyectos de shale en EUA han generado competencia en la industria y han sido un elemento disruptor que ha restado poder a la OPEP y que ha llevado a varios países petroleros a revaluar el modelo de licencias como un esquema con mayor potencial para atraer inversionistas. Los esquemas de licitaciones tienden a ser menos complejos, reducen la incertidumbre contable y administrativa, facilitando la atracción de inversiones privadas.A manera de ejemplo durante junio de 2015 Brasil anunció que en octubre licitará 266 bloques bajo la figura de licencias. Esta ronda brasileña es la primera desde la última que celebró en 2013 y que se prevé que utilizará esta figura. Lo anterior marca un giro en la estrategia contractual y fiscal energética de Brasil, ya que en años recientes se había optado por el modelo de contratos de producción compartida.

El regreso de los países al modelo contractual de licencias responde en gran medida a una nueva estructura del mercado petrolero, donde los precios son determinados ya no por los productores sino por los consumidores. Lo anterior ha sido debido a la revolución tecnológica del shale y al peso económico más relevante de China. Todo lo anterior ha propiciado una extraordinaria caída en los precios del crudo que ha afectado la viabilidad económica de los proyectos. En un entorno como el anterior, y aunado al hecho de que los gobiernos presentan altos niveles de endeudamiento es importante analizar la conveniencia de desarrollar un modelo de licencias de tercera generación, donde se reconozca y premie la inversión y el riesgo asociado en un entorno de bajos precios. Sujeto a explicación más detallada en un artículo posterior, a diferencia de las generaciones de licencias anteriores, la tercera generación de licencias podría licitar la columna geológica en su totalidad, realizar pagados consolidados vía una regalía única, establecer los mecanismos de ajuste/windfall con base en cantidad producida y no en TIR (para evitar goldplating), entre otros factores. Lo anterior no sólo aumentaría la rentabilidad de los proyectos, sino que disminuiría el aparato burocrático de seguimiento y evaluación tanto del Estado como de las empresas y aceleraría el desarrollo del proyecto.

En síntesis, si bien los resultados obtenidos el 15 de julio en términos de bloques asignados y ofertas recibidas no fue tan exitoso como se previó, el proceso de licitación ha sido robusto y transparente; y el Gobierno ha mostrado apertura para hacer competitivos los términos y condiciones para atraer la inversión privada. Seguramente veremos que las siguientes convocatorias presentarán mejores resultados. El éxito de la Ronda Uno no puede ser visto sólo en función de los resultados de la convocatoria uno, sino después de las cinco convocatorias. La convocatoria uno ha servido para lo que fue diseñada, que es sondear con el mercado los términos y condiciones esperados por el gobierno mexicano para afinar los mismos en las siguientes cuatro convocatorias de la Ronda Uno. Dentro de este proceso de aprendizaje, el hallazgo más importante ha sido que el contexto internacional cambió estructuralmente en materia de expectativas de oferta y demanda, y que los esquemas contractuales y económicos deberán sufrir modificaciones sustanciales. Una modificación de este tipo podría ser el desarrollo e implantación de una tercera generación de modelo de licencias.