| 8/5/2015 12:00:00 AM

Lecciones de la mala experiencia de México en la adjudicación de bloques petroleros

Solo dos de 14 bloques fueron adjudicados en la primera ronda que abre a los privados la producción de hidrocarburos en México. ¿Qué pasó y cuál es la enseñanza para Colombia?

Hasta hace poco México era el coco del desarrollo de la industria petrolera en Colombia. ¿Por qué invertir en Colombia si México después de sus reformas es mucho más atractivo que nuestro país? Era una idea que se estaba volviendo común entre los policy makers y los empresarios del sector petrolero. Efectivamente, el entonces nuevo presidente de México, Enrique Peña Nieto, incluyó entre sus más importantes reformas la apertura a la inversión privada extranjera y doméstica del sector de hidrocarburos.

Este paso era histórico ya que en 1938 México nacionalizó la industria petrolera. En los últimos años se hizo evidente que si México deseaba conservar su nivel de producción de petróleo, era necesario incorporar capital privado. Por ejemplo, Pemex por sí sola –la petrolera estatal– no tenía la capacidad para desarrollar pozos en aguas profundas.

Esta reforma fue presentada y aprobada en el segundo semestre de 2013 y consistía en modificar el artículo 27 de la Constitución de México para que este, en lugar de prohibir toda inversión extranjera, se limitara a decir simplemente que el desarrollo de la industria petrolera estará bajo la rectoría del Estado. De este modo, esa reforma les abrió la puerta a los contratos de asociación operados por privados.

Con base en ella, el pasado 15 de junio la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) realizó la primera licitación de la Ronda Uno de las áreas subastadas a particulares. Sin embargo, solo dos de 14 bloques fueron adjudicados, lo que representa un nivel debajo de la meta mínima de 30%.

Adicionalmente, ninguna de las petroleras grandes del mundo se involucró. Ni siquiera las medianas. El Comité de la CNH recibió ofertas económicas por parte de nueve empresas de un total de 25 precalificadas. Las firmas que participaron en esta primera licitación son: Statoil, el consorcio de ENI International y Casa Exploration; ONGC Videsh, el consorcio Talos Energy, Sierra Oil & Gas; Gas y Premier Oil; Hunt Overseas Oil Company, Atlantic Rim México; Pan American Energy, junto con E&P Hidrocarburos y Servicios; Murphy Worldwide con Petronas Carigali International; así como la empresa Cobalt Energía de México.

El consorcio integrado por Sierra Oil and Gas, Talos Energy y Premier Oil se ganó el segundo y séptimo bloque petrolero.

Para el segundo bloque, frente a las costas del estado de Veracruz, el consorcio presentó una oferta de 55,99% de participación para el Estado, con 10% de valor incremental sobre el programa mínimo de trabajo.

Para el séptimo bloque frente a las costas del estado de Tabasco, al sureste, este mismo grupo ofreció 68,99% de participación para el Estado, también con 10% de valor incremental sobre el programa mínimo de trabajo. Para la sorpresa de muchos, las otras 12 áreas fueron declaradas desiertas.

¿Qué pasó?

Según analistas, los factores principales que explican la baja participación de las compañías en la primera licitación de la Ronda 1 son tres: primero, la mayoría de los bloques tenía un bajo atractivo geológico ya que contaban con una baja probabilidad de encontrar un yacimiento que pudiera ser comercializado. Solo el bloque 7, ubicado frente a la costa de Tabasco, “tenía un buen perfil geológico”, según un experto.

El segundo, el porcentaje de participación del Estado sobre la utilidad operativa de los campos, que en algunos casos fue tan alta que dejó por fuera algunas propuestas. Por ejemplo, la Secretaría de Hacienda fijó un mínimo de 40% (que era secreto) en la mayoría de los bloques. En el área contractual 6 se recibió una propuesta de ONGC Videsh por 20% y una de 35% en el área contractual 4 por parte de Murphy Worldwide, por lo que fueron desechadas puesto que se encontraban por debajo del mencionado 40%.

Y el tercero, quizás el mayor de los factores, es que la Ronda 1 fue el ensayo para la mayoría de las empresas.

Como afirmó el presidente de la CNH a la prensa mexicana: “se espera mayor participación en las próximas licitaciones porque son campos mucho más estudiados y ya están conectados con infraestructura”.

La segunda fase será el próximo 30 de septiembre. Ese día se realizará la apertura de propuestas y declaración de ganadores de la segunda licitación de la Ronda 1. Supuestamente esta segunda fase será más atractiva porque son campos en aguas superficiales con reservas descubiertas y que tienen un buen perfil geológico y económico. En ella saldrán a licitación de extracción de petróleo cinco áreas con el esquema de contratos de producción compartida en aguas someras. Luego, el 15 de diciembre de 2015 se realizaría la fase 3 de extracción en 26 áreas terrestres con el esquema de licencias. Las fases 4, en aguas profundas, y 5, de yacimientos no convencionales, aún están siendo perfeccionadas.

Sin embargo, estos resultados obligarán a las autoridades reguladoras a evaluar la oferta de bloques y las condiciones del contrato para el futuro.

Entretanto, como comentó un petrolero extranjero que opera en Colombia, “el contrato era tan complejo y le transfería tantos riesgos al licitante que nosotros preferimos pasar, aunque se lo dijimos al gobierno mexicano”.

Por eso quedó en evidencia que factores como el Goverment Take –porcentaje de los ingresos que van al gobierno– no lo son todo cuando se mide la competitividad de un sector como el de hidrocarburos. Otros factores importantes como los contratos mismos, la geología, la seguridad física y jurídica, así como el riesgo país entran a jugar un papel importante.

La lección para Colombia

Quizás la lección para Colombia es que no debemos apresurarnos a tomar medidas inmediatas para estimular el sector sin saber muy bien cuál puede ser la mejor política. Como lo dijo el ministro de Minas y Energía, Tomás González, al diario La República, la exención tributaria a aportes de capital es una medida que demostró sus bondades durante el gobierno de Álvaro Uribe Vélez y que se podría volver a implementar.

El problema es que cuesta mucho y justamente uno de los elementos centrales de la reforma tributaria de 2010 fue la eliminación de esa exención. Hoy, con la situación fiscal actual, es casi que imposible financiar una política de ese estilo.

Es necesario que el país reflexione sobre cuál es la política óptima para el impulso del sector petrolero. El reciente caso de México comprueba que es muy difícil saber en realidad cuál mercado es más competitivo, ya que hay factores de riesgo que distorsionan el retorno de las inversiones en ciertos países y que a los ojos de los inversionistas contienen más riesgos –jurídicos emanados del contrato mismo–, que hacen que ese mayor retorno sea también más riesgoso.

Por el instante –sin perjuicio de que las perspectivas cambien drásticamente durante los próximos años– a pesar de sus reformas, México no llenó las expectativas de los inversionistas y de los petroleros. Al final de cuentas, como se lo dijo a Dinero otro petrolero extranjero: “para ese caso, mejor Colombia”.
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