El próximo cambio de gobierno es un buen momento para evaluar la política de apertura a la inversión privada de las actividades extractivas de la industria petrolera mexicana, a la luz de las lecciones que puedan derivarse de i) las rondas licitadas hasta ahora y sus resultados iniciales; ii) la reciente experiencia internacional en materia de marcos contractuales, fiscales y regulatorios; y, iii) el cambio fundamental de circunstancias del mercado y de la industria petrolera internacional, al recuperarse los precios del petróleo y los niveles de inversión de las empresas internacionales. Por fortuna es posible construir sobre el trabajo realizado hasta ahora. Las subastas llevadas a cabo son una referencia obligada a las mejoras que habrán de incorporarse.

En poco más de 33 meses —entre junio de 2015 y marzo de 2018— se adjudicaron 110 áreas contractuales, entre los que destacan 60 bloques otorgados costa afuera. Con ellos concluyó el programa de subastas en provincias petroleras marinas del presente gobierno. En adición, convocó a la licitación de 52 áreas terrestres que buscaba adjudicar en septiembre y octubre de 2018, para suscribir los contratos correspondientes en 2019. Los campos otorgados se localizan en las principales provincias petroleras del país, tienen como objetivos el descubrimiento de nuevos campos de petróleo y de gas natural, la extensión de campos en operación y el incremento de la producción, así como la explotación de campos terrestres maduros, previamente desarrollados por Pemex.

En las licitaciones  participaron las grandes empresas petroleras integradas internacionales, compañías petroleras regionales, empresas de exploración y producción independientes, al igual que empresas pequeñas y medianas con escasa experiencia en la operación de campos terrestres. Los contratos otorgados son de producción compartida y de licencia. El acelerado ritmo al que fueron adjudicados no dio tiempo a la reflexión y a la evaluación de sus resultados.

En este artículo se hace una doble recomendación: declarar una moratoria de 2 años a licitaciones abiertas de exploración y extracción de hidrocarburos y sólo permitir en este periodo la licitación de asociaciones estratégicas (farmouts) de Pemex. Esto ayudaría a preparar mejor una cuarta ronda de licitaciones abiertas que se convocaría en diciembre de 2020. Esta pausa daría a las autoridades gubernamentales, y a los entes regulatorios involucrados, un respiro después de un periodo de intensa actividad. En este plazo se analizarían con rigor las bases de las licitaciones, los contratos y su administración; y se propondrían cambios para futuras subastas, acordes con la estrategia petrolera de la nueva administración. Más adelante se abunda sobre las ventajas que tienen los farmouts para Pemex y para la política pública en materia petrolera.

En un artículo previo (nexos, enero, 2017) y en otras publicaciones, argumenté la pertinencia de reducir el ritmo y el alcance de las licitaciones y la conveniencia de hacer una pausa. Poco después se amplió y aceleró el programa de subastas. La intención para entonces era clara: el objetivo político que perseguía el gobierno consistía en maximizar las licitaciones para incorporar el mayor número de empresas operadoras privadas, particularmente internacionales, a la industria petrolera mexicana. En la medida en que su presencia aumentara, la apertura a la inversión privada tendería a hacerse irreversible frente a un cambio de gobierno que no fuera  del todo favorable a la reforma iniciada.

Este artículo apoya la propuesta de hacer una pausa bien definida a las subastas de recursos petroleros. Sostiene, sin embargo, que se continúen sin interrupción los llamados farmouts de Pemex. En una parte inicial se describe el contexto externo que condicionó las subastas realizadas, así como algunos de los cambios que se hicieron a las bases de estas licitaciones y a las condiciones económicas a las que se sujetó su adjudicación. Inmediatamente después se describen y comentan las subastas, tanto en regiones marinas como terrestres, así como las licitaciones convocadas, cuya adjudicación está aun pendiente. Mas adelante se aborda el proceso de instrumentación de las subastas y algunas de las principales debilidades institucionales que pesaron sobre ellas. Por ultimo, planteo algunas cuestiones relativas a la participación de Pemex en las licitaciones abiertas y en los farmouts, para concluir con la propuesta esbozada. La revisión que propongo abarca temas sustantivos de lo que podría ser la cuarta ronda de subastas.

Contexto externo

El proceso de licitación no pudo llevarse a cabo en un peor momento. La primera convocatoria  se hizo en diciembre de 2014, cuando el precio spot del Brent promedió 62.34 dólares por barril, después de haber caído de un pico de 111.80 dólares, alcanzado en junio del mismo año. Este precio tocó fondo en enero de 2016, poco después de que se abrieran las propuestas de la primera licitación en aguas profundas. La tercera ronda de subastas se lanzó a fines de septiembre de 2017, cuando el precio del Brent era de 56.15 dólares por barril, un precio relativamente bajo para proyectos de aguas profundas y ultra-profundas. No fue sino hasta noviembre de ese año que el preció volvió a superar los 60 dólares por barril.

El colapso de los precios del petróleo repercutió directamente sobre el nivel de actividad de la industria petrolera internacional y, en particular, sobre el gasto global de inversión. Este cayó a la mitad en 2016 respecto al nivel registrado en 2014. La inversión se recuperó en Estados Unidos en 2017,  gracias al acelerado desarrollo de recursos no convencionales de gas natural y de petróleo de lutitas (shale). Otras regiones del mundo se rezagaron y no ha sido sino hasta 2018 que aparecen los primeros indicios de una recuperación a nivel global.

Es en este contexto que México llevó a cabo sus tres primeras rondas de licitación. Dichas circunstancias redujeron el apetito por el riesgo de empresas de exploración y producción internacionales, cuyas estrategias de corto y mediano plazos han estado sujetas a una disciplina rigurosa de asignación de capital. Esto necesariamente limitó el interés por las áreas contractuales marinas de México y restringió los fondos disponibles para inversión en esta región. Lo mismo sucedió en áreas terrestres. México hizo frente a estas difíciles circunstancias alentando la inversión en aguas profundas de diferentes maneras. Conforme caían los precios y las inversiones el gobierno de México se apresuraba a licitar un mayor número de bloques.

Poco exigió en términos de programas mínimos de trabajo. Las empresas podían comprometerse a perforar el equivalente a 1 o 2 pozos adicionales al programa mínimo de trabajo, pero tenían la libertad para no obligarse a perforar uno solo. Respecto a la participación del Estado en la utilidad operativa, en el caso de los contratos de producción compartida, o de una regalía adicional a la establecida por ley, en el de los contratos de licencia, los montos no fueron, por lo general, particularmente elevados. Los bonos a la firma de los contratos se restringieron, con pocas excepciones, al desempate de ofertas y no se utilizaron estratégicamente para obtener recursos que tanto se necesitaban a corto plazo, sino muy tarde en el proceso. Los criterios de precalificación se mantuvieron elevados en el mar, más no así en las licitaciones terrestres. Los valores mínimos de las regalías adicionales se fijaron, salvo en la primera licitación, en niveles irrelevantemente bajos. Incluso se introdujeron niveles máximos para evitar, supuestamente, la  exuberancia de posturas especulativas, protegiendo así a las empresas. Conforme avanzó el proceso de licitación y se intensificó la necesidad de demostrar su éxito, se hicieron cambios a las bases de licitación y a los términos y condiciones de los contratos para hacerlos más atractivos y amigables a la industria. Muchos de éstos fueron sugeridos por los propios participantes potenciales de las subastas.

México requiere precios internacionales del petróleo relativamente altos para explorar y desarrollar recursos de alto costo en aguas profundas y extra-profundas, y en campos de lutitas, entre otros. Pronosticar el precio del petróleo ha probado ser un ejercicio fútil, cuando no peligroso. El nivel actual no es necesariamente sostenible. Por estos motivos el país tiene que ser particularmente cauto en esta etapa de su desarrollo petrolero y compartir con empresas privadas los riesgos que supone la exploración y el desarrollo de sus hidrocarburos. A su vez, la economía tiene que prepararse para obtener menores rentas económicas del petróleo, dado el elevado costo de encontrar y desarrollar sus recursos potenciales.

Características de las subastas

Las licitaciones constan de dos fases. En la primera, los participantes acreditan su capacidad técnica, financiera, de ejecución y de experiencia, y solicitan ser precalificados. La CNH notifica quienes lo fueron. El mecanismo de adjudicación es una subasta al primer precio en sobre cerrado y las variables de adjudicación son en todos los casos de naturaleza económica, tendiendo a maximizar los ingresos del Estado. Estas variables quedan incluidas en las bases de licitación y son la participación del Estado en la utilidad operativa, cuando se trata de contratos de producción compartida, y el monto de una regalía adicional en los contratos de licencia; así como un factor de inversión adicional expresado como el incremento porcentual del programa mínimo de trabajo. En el caso de un empate, el ganador será el que ofrezca el mayor pago en efectivo. La autoridad fijó de antemano valores mínimos y, en algunos casos, valores máximos a las variables de adjudicación. Los sobres con las ofertas fueron presentados y abiertos en sesiones públicas.

Diseño de rondas.  Corresponde a Energía, con el apoyo técnico de la CNH, elaborar un plan quinquenal de licitaciones en el que se determina el tamaño de los bloques; el número, la dimensión,  la extensión, la secuencia, la frecuencia y los objetivos de las licitaciones en cada ronda. El plan es revisable cada año y sirve para dar una señal clara a todos los agentes económicos involucrados de las intenciones gubernamentales. Conforme a la ley, el nuevo gobierno tendrá que elaborar el suyo, quizá con un breve retraso.

Tamaño de bloques. La extensión media de las  áreas contractuales adjudicados en aguas profundas supera los 2 300 km2. Se trata de un tamaño particularmente generoso respecto a los que se licitan en otras partes del mundo. El área de Perdido incluye bloques cercanos a la frontera marítima con el sector estadounidense del Golfo, donde éstos son de 23 km2. Contrasta también con los bloques de 250 km2  en el sector británico del Mar del Norte y de 500 km2 en el sector Noruego. En Brasil el tamaño de los bloques disminuyó conforme avanzaron sus rondas de licitación y en la sexta habían descendido a 260 km2. Los bloques mexicanos son de una dimensión más parecida a los licitados en África y en regiones remotas con escasos indicios de hidrocarburos.

El plan quinquenal de licitaciones de Energía señala que el tamaño de los bloques debe incrementarse en función del riesgo geológico, con el objeto de que cuenten  con la escala suficiente para su desarrollo comercial,  y para promover una alta participación y competencia en las licitaciones. La adquisición reciente de un gran volumen de información sismológica y los descubrimientos realizados en Perdido no parecen apuntar a riesgos geológicos que exijan conceder bloques del tamaño de los subastados en las licitaciones 1.4 y 2.4. Es posible que la reciente crisis de la industria petrolera internacional, así como la falta de experiencia de México en la licitación de áreas en aguas profundas y ultra-profundas, hayan aconsejado ofrecer áreas contractuales de gran dimensión para atraer el interés de las empresas. Es también probable que las autoridades perciban los riesgos y las oportunidades que ofrecen las provincias petroleras marinas del país de manera muy diferente a la visión que tienen las empresas. Muestra de ello fue la sorpresa que causó el fuerte interés de las licitaciones en la Cuenca Salina. No obstante, convendría que se realice un estudio detallado sobre el tamaño de bloques en las diferentes regiones del mundo y se tome en cuenta los resultados de las dos licitaciones en aguas profundas de México.

La determinación de los tamaños de los bloques en aguas someras también merece un estudio cuidadoso, que tome en cuenta la disponibilidad de mayor información del subsuelo. En el caso de los tamaños de las licitaciones terrestres, es indispensable establecer con mayor precisión los objetivos de estas subastas antes de determinar el tamaño de las áreas contractuales. Inicialmente se licitaron áreas pequeñas en torno a campos específicos. Más recientemente se han puesto a licitación áreas que comprenden múltiples campos, los llamados clusters. El tamaño de los bloques en regiones con recursos no-convencionales merece una discusión de fondo que tome en cuenta el modelo de negocios de las empresas que los explotan en Estados Unidos y en Argentina, por ejemplo, y las particularidades de los que efectivamente puedan encontrarse en México.

Las apreciación del tamaño de los bloques por parte de Energía y de la CNH se apoyan, entre otras cosas, en una encuesta de opinión realizada entre participantes potenciales en estas subastas y de la interacción frecuente con ellos. La respuesta era esperable. Las autoridades deberán también aquilatar la ubicación privilegiada de las áreas contractuales que el país cuenta en el Golfo de México, entre dos provincias petroleras que se han desarrollado exitosamente y con acceso fácil  e inmediato a la industria de servicios petroleros especializados más desarrollada del mundo. Sería preferible, dentro de ciertos límites, licitar un mayor número de bloques de menor tamaño con objeto de alentar la competencia.

Modalidad contractual. Las autoridades no han revelado públicamente los criterios que utilizaron para la elección de modalidades contractuales. No obstante, el patrón resultante es claro. Los contratos de licencia se utilizaron en los casos de alto riesgo y alto costo de bloques de exploración en aguas profundas, así como en licitaciones terrestres de campos maduros en la que participaron empresas pequeñas y medianas, entre las que predominan las de servicios petroleros que han venido operando en el país. En cambio, los contratos de producción compartida se seleccionaron sólo en bloques de aguas someras, en los que se aspira a contar con producción a mediano plazo. En la región marina se adjudicaron 31 contratos de producción compartida y 28 de licencia, siendo estos últimos los de mayor importancia material.

Resulta importante comprender mejor los criterios aplicados para decidir entre contratos que se basan en ingresos brutos (licencia) y los que se fundan en la utilidad neta (producción compartida), las dos grandes familias contractuales contemporáneas. En los primeros, el Estado obtiene ingresos a partir de la primera producción y en los segundos hasta que el proyecto logra generar utilidades, si es que llega a hacerlo. Uno se basa en variables fácilmente mesurables —los precios y la producción— y el otro requiere una detallada  y confiable contabilidad de costos para determinar la utilidad. La administración de los contratos de producción compartida es mucho más compleja y exigen una fiscalización fina. La preferencia de contratos de licencia en áreas terrestres se debe a que son más sencillos. Su administración resulta menos onerosa para las empresas y para los fiscalizadores,  dado que las empresas pequeñas  y medianas tendrían que ser capaces de desarrollar sistemas sofisticados de contabilidad de costos que carecen. Los puristas, a su vez, prefieren los contratos de producción compartida por su supuesta neutralidad en cuanto a la incidencia sobre las decisiones de inversión y producción, al convertir al Estado y las empresas en verdaderos socios.

En las primeras subastas se utilizaron contratos de producción compartida. Una de las razones fue de orden político: había el temor de que los contratos de licencia, de origen peruano, pudieran estar sujetos a una controversia constitucional por ser equivalentes, en la práctica, a concesiones. En la tercera licitación de la ronda 1, las dificultades insuperables de los contratos de producción compartida para empresas pequeñas y medianas, la gran mayoría sin experiencia como operadores petroleros, hizo que la subasta fuera de contratos de licencia. Factores políticos también incidieron en esta decisión. Las autoridades querían promover la participación de empresas mexicanas y darles la oportunidad a algunas de ellas a hacer la transición de empresas de servicios a empresas petroleras, evitando así la crítica de que las licitaciones estuvieran orientadas exclusivamente a empresas extranjeras.

Debe además tomarse en cuenta que los modelos de negocios de las empresas de servicios difieren de manera esencial de los correspondientes a las empresas petroleras. En el primer caso los riesgos son bajos y su destreza se manifiesta en el manejo de sus márgenes. En cambio, las empresas petroleras se especializan, en ultima instancia, en la administración de diversos tipos de riesgos: geológicos, de ejecución de proyectos grandes y complejos, de carácter catastrófico y de precios, entre otros.

La decisión se volvió más compleja en la cuarta subasta que fue de áreas contractuales en aguas profundas. Hacienda había desarrollado un amplio y bien pagado aparato administrativo para fiscalizar los contratos de producción compartida, que eran los que claramente prefería. Aparentemente, Energía apoyaba los contratos de licencia en esta subasta, así como las empresas petroleras que comenzaron a temer una intromisión excesiva de parte de Hacienda en la determinación de costos recuperables. La elección de las licencias serviría también para la segunda licitación de aguas profundas. El acuerdo fue entonces que en aguas someras  seguirían utilizando contratos de producción compartida. Pudieron también haber preferido contar con una diversidad de modalidades para comparar sus ventajas y desventajas en la práctica. Ahora, la deliberación sobre formas contractuales deberá ser retomada por la nueva administración gubernamental. Es un asunto de la mayor importancia en términos de la política pública.

Criterios de precalificación. La diversidad de condiciones de las diferentes provincias petroleras del país obliga a ser muy selectivo en cuanto a los criterios de precalificación. Es necesario contar además con una idea bien definida del tipo de empresa que se busca atraer en cada licitación. La fijación de barreras de entrada a licitantes potenciales es una decisión fundamental. Es por eso necesario contar con criterios de precalificación que equilibren adecuadamente la necesidad de atraer empresas que puedan desarrollar con eficacia los programas de trabajo suscritos y, al mismo tiempo, alentar una competencia saludable en las rondas de licitación. Este dilema se plantea en toda licitación.

Variables de adjudicación. Visto retrospectivamente, resulta difícil comprender la preferencia de Hacienda en la selección de variables de adjudicación. No fue sino hasta tarde en el proceso que utilizó el pago en efectivo a la firma del contrato. Elegir la participación en las utilidades de un proyecto como variable de adjudicación no reconocía las dificultades para estimar los costos de inversión recuperables por el operador y, por lo tanto, la utilidad. La asimetría de información y de experiencia entre las grandes empresas petroleras y el gobierno mexicano, puso en desventaja al Estado, algo que Hacienda no estuvo dispuesta a reconocer. Obligaba además a construir un aparato burocrático pesado para fiscalizar al operador y hacer frente a empresas de contabilidad  y auditoría experimentadas contratadas por el operador. Asimismo, la recuperación de costos tiende a alentar gastos innecesarios de inversión (goldplating).

La baja importancia que se le dio al programa mínimo de trabajo es también sorprendente. Este compromiso, usualmente expresado en términos del número de pozos a perforar en el periodo inicial de exploración, es pequeño. Esto lo que hace es otorgar al operador una opción a perforar relativamente barata. Asimismo, su relevancia se redujo por el bajo peso (un 20 por ciento) que se le asignó para calcular el valor ponderado de la propuesta económica.

En lo que se tradujo la selección de variables de adjudicación, particularmente en el caso de los contratos de producción compartida, fue un mecanismo que difería ingresos seguros para el Estado a corto y mediano plazos para convertirlos en ingresos a más largo plazo, con un mayor grado de incertidumbre. Esto se hacía, supuestamente, con el ánimo de incrementar la inversión total realizada del proyecto. Paradójicamente, el objetivo de alentar la inversión y los ingresos del Estado a corto plazo reflejaba necesidades reales, dadas las condiciones de las finanzas públicas del país y las finanzas de Pemex. Las empresas petroleras comprendieron bien que prometer no empobrece, dar es lo que aniquila.

Para apoyar a la reforma energética la CNH ha venido publicando cifras extraordinarias de la inversión esperada durante la vida de los proyectos. Estas cifras son equívocas por que se estiman sobre la base de supuestos poco realistas, que por cierto no se hacen explícitos. En la actual etapa de su desarrollo es mucho más importante la cifra de la inversión contractualmente comprometida, un monto relativamente modesto. La CNH hace también hincapié en la participación del Estado en las utilidades netas de los proyectos, los que igualmente descansan en un buen número de supuestos que no se hacen del conocimiento público.

Cuestiones legales pendientes. Hay cuando menos tres asuntos propiamente jurídicos que tendrán que abordarse. El primero se refiere a una potencial controversia constitucional respecto a los contratos de licencia. Hay quienes sostienen que estos contratos son en realidad una licencia y por lo tanto constituyen una concesión. El dilema es que los contratos de licencia son una modalidad que, en la práctica, es más atractiva para el Estado que los de producción compartida, con recuperación de costos. Una segunda cuestión tiene que ver con el alcance de cuestiones sujetas a arbitraje internacional que surge, en particular, al considerar la rescisión administrativa de los contratos. La ley establece que las causales de rescisión no son arbitrables por ser un asunto netamente administrativo. El tercer asunto legal surge en torno a la estabilización fiscal exigida por las empresas, de no aumentar regalías en el futuro ni introducir algún otro impuesto específico a la industria petrolera. Es necesario asegurar la soberanía fiscal —de jure y de facto— del Estado y evitar toda limitación en la práctica de sus facultades en esta materia.

El gobierno actual considera que el proceso de licitación ha sido un éxito indisputable. Ha llevado el proceso con desviaciones de calendario mínimas, de manera transparente, que no ha sido cuestionado hasta ahora por los participantes. A la fecha se han incorporado 75 empresas de 20 países. Se han adjudicado y firmado 107 contratos y 3 migraciones contractuales, 60 de ellos en regiones marinas y 50 en áreas terrestres. Se comprometieron 26 pozos costa afuera y 110 en tierra. Hasta ahora sólo se han terminado 16 de ellos. En el mar sólo hay un operador mexicano –Pemex-, siendo los demás extranjeros. Sin embargo, esta experiencia debe sujetarse a una revisión crítica antes de que se diseñen e instrumenten nuevas subastas que incorporen objetivos de política pública del nuevo gobierno. Son muchos los decisiones que deberán tomarse en relación al calendario, la secuencia de áreas  a licitar,  el tamaño de las rondas de licitación, así como el portafolio de licitantes y el nivel de competencia deseados.

No obstante, debe reconocerse el trabajo realizado por las autoridades. Lograron superar la falta de experiencia producto de la larga vida del monopolio estatal. Éste las aisló de mucho de lo que sucedía en la industria petrolera internacional, en particular de las formas de interacción del Estado y de la empresa estatal con inversionistas privados. El avance logrado en los últimos cuatro años debe servir de base para la siguiente fase del desarrollo de la industria petrolera. Los aciertos y la identificación de los errores incurridos deberán nutrir la formulación de mejores contratos y bases de licitación, así como de las políticas publicas en materia de inversión en el sector de hidrocarburos.

Hay muchos otros elementos a considerar de las licitaciones. Algunos, como la reversión de áreas contractuales por ejemplo, son muy reveladores de la naturaleza general del proceso y del trato que se les da a los licitantes. Otros inciden de manera más limitada sobre aspectos específicos de las ofertas. Lo importante es comprender plenamente como todas las piezas se relacionan entre sí para integrar el contrato, así como los incentivos y desincentivos que estos entrañan. El efecto combinado de algunas de las características principales de las subastas merecen un análisis cuidadoso.

Adjudicaciones marinas

La importancia de estas licitaciones tiene que ver con el hecho de que México es el tercer productor de crudo en regiones marinas. En 2016 se extrajeron 1.7 millones de barriles diarios, un volumen ligeramente superior al de Estados Unidos. Tan sólo 12 años antes era el principal productor costa afuera del mundo, antes de que la producción de Cantarell comenzara a declinar. Hay además extensas regiones que no han sido exploradas o que su exploración se inició recientemente. En las zonas productoras de las cuencas del sureste y en otras regiones marinas, Pemex no ha perforado con la intensidad deseable, ni ha delimitado adecuadamente sus campos productores, debido a las restricciones de capital a las que ha estado sujeto, entre otras. Prevalece la presunción de que hay un amplio espacio para las actividades de exploración en el sector mexicano del Golfo. Sin embargo, las actividades petroleras que prevalecen en dicha región suponen costos de exploración y producción sustancialmente mayores a los que prevalecieron en su momento en las zonas productoras tradicionales.

Se han adjudicado 60 contratos en aguas marinas. De estos, 33 —más de la mitad—se localizan en aguas profundas y ultra-profundas. Contrariamente a las expectativas, la Cuenca Salina ha sido la más exitosa. Originalmente se pensó que el área de Perdido iba a ser la más atractiva. Era allí donde Pemex había perforado pozos que resultaron productores y que se encontraban cerca de  infraestructura existente del lado estadounidense de la frontera marítima, donde se han desarrollado un buen número de campos petroleros. En el lado estadounidense de Perdido hay campos análogos a los del lado mexicano. En cambio, en la Cuenca Salina, en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, no se ha perforado un solo pozo, si bien la información sismológica adquirida recientemente señala áreas con buen potencial. Para empezar, Energía licitó un mayor número de bloques en esta región como parte de tres licitaciones. Más importante aún es que el 67 por ciento de las áreas contractuales adjudicadas en aguas profundas se ubican en la Cuenca Salina. Debe señalarse también que la licitación de uno de los farmouts de Pemex en el área de Perdido —Nobilis-Maximino— resultó desierta. Desafortunadamente, ni Pemex ni Energía dieron explicación alguna sobre este percance, salvo que se volvería a licitar.  

Las empresas operadoras que participaron en las licitaciones de aguas profundas cuentan con amplia experiencia y tienen un portafolio internacional geográficamente diversificado. Sobresale el caso de Shell, que en la licitación 2.4 ganó 5 bloques contractuales en Perdido y otros 4 en la Cuenca Salina. Petronas, la empresa estatal de Malasia, se llevó 3 bloques en la licitación 2.4 y 1 más en la 1.4. A Repsol se le adjudicaron 3 áreas en la licitación 2.4. En total se adjudicaron áreas contractuales a 10 empresas petroleras, incluyendo a Pemex.

La cuestión más preocupante, si bien comprensible, fue que la participación y la competencia en las licitaciones marinas fue limitada. El número de bloques que recibieron ofertas es un indicador de la participación de las empresas y el número de ofertas  por bloque mide la competitividad de la licitación. Asimismo, la diferencia entre el primer y segunda oferta es también un indicador de su competitividad. En primer lugar de las 60 áreas licitadas en áreas marítimas, 49 resultaron desiertas. A su vez, de las adjudicadas, 24 —el 40 por ciento— no enfrentaron competencia, pues sólo hubo una oferta en cada una de ellas. En 22 más sólo hubo dos ofertas. Así el 77 por ciento de los bloques adjudicados sólo recibieron 1 o 2 ofertas. Hubo, en cambio un grupo relativamente menor de licitaciones —14—  que atrajeron 3 o más ofertas y  se registraron 3 casos de 6 o más ofertas. En las licitaciones marinas la diferencia entre los dos primeros lugares fue excepcionalmente elevada. Resulta difícil explicar las razones de tan baja participación y competencia. Sin embargo, debe tenerse presente que estas licitaciones se celebraron en medio de una profunda crisis de la industria petrolera internacional. Las regiones que menos interés suscitaron fueron las Cordilleras Mexicanas, Tampico/Misantla/Veracruz y Burgos, donde el porcentaje de áreas adjudicadas respecto a las licitadas fue particularmente bajo.

Adjudicaciones en aguas someras

En total se adjudicaron 31 bloques en aguas someras mediante 4 licitaciones. El número de áreas licitadas y adjudicadas fue aumentando conforme avanzó el programa de subastas, al igual que el tamaño medio de los bloques. Sobresalieron como operadores en estas licitaciones Pemex y Eni con 5 adjudicaciones cada uno y Total con 4.

Al termino del primer semestre de 2018 sólo se han perforado pozos de las áreas licitadas en aguas someras de las Cuencas del Sureste. Sierra terminó la perforación de un pozo que había comprometido y aún no perfora el pozo propuesto en una segunda área contractual que le fue adjudicada. Hokchi ya terminó 5 pozos, Fieldwood sus 2 pozos comprometidos y Eni terminó los 4 pozos acordados y perfora el quinto. En total son 13 pozos y todos resultaron productores. En cambio, como era de esperarse, aún no se inicia la perforación en áreas contractuales de las licitaciones 1.4, 2.1 y 2.4, que fueron adjudicados a partir de fines de 2016, tanto en aguas profundas como en aguas someras. Tampoco se ha iniciado la perforación de Trión en aguas profundas y no se cuenta aún con información pública sobre el avance de los contratos de la licitación 3.1. Si bien en áreas desarrolladas en las Cuencas del Sureste, que cuentan con infraestructura de Pemex, fue posible perforar los pozos referidos, va a ser mucho más tardado este proceso en aguas profundas y en localizaciones que carecen infraestructura. Estos mayores plazos llaman la atención sobre los largos tiempos propios de las actividades exploratorias y las ilusas expectativas de quienes aspiraban a contar con resultados inmediatos de la reforma petrolera. Indica también la importancia que a mediano plazo supone la inversión en regiones de más fácil acceso, por lo que es necesario equilibrar mejor proyectos con largos periodos de gestación y otros que maduran en menos tiempo, para reducir el ritmo al que declinará la producción en los próximos 5 años, cuándo se iniciará la declinación de Ku-Maloob-Zaap.

Adjudicaciones terrestres

La licitación terrestre 1.3 resultó un éxito extraordinario, si bien escondía importantes riesgos para las empresas ganadoras y para el Estado. Se adjudicaron todas las áreas contractuales licitadas en Burgos, el norte de Veracruz y el sureste. A la amplia participación se agrega una fuerte competencia. En el campo Topen, de la región sur, se presentaron 22 ofertas. En 7 áreas contractuales se recibieron más de 10 ofertas y en 20 áreas más de 5. Las autoridades establecieron que esta licitación tenía por objeto alentar la participación de nuevas empresas con objeto de desarrollar una industria nacional competitiva. Para estos efectos en los pre-requisitos sólo se exigía experiencia profesional del personal y no de las empresas participantes. Sin embargo, se ha gestado una amplia apreciación de que en un buen número de casos la exuberancia de las propuestas económicas de las empresas no se justificaba. Si éste fuera el caso, se corre el riesgo de que los ganadores intenten renegociar más adelante los términos y condiciones contractuales. Al constatar que sus inversiones no estén resultando rentables, dadas las elevadas regalía adicionales comprometidas, podrían incluso incumplir el programa mínimo de trabajo y eventualmente abandonar proyectos.

Resulta interesante que las empresas más exitosas en las siguientes licitaciones terrestres fueron cautas en sus ofertas en esta subasta inicial. En algunos casos, si bien estaban inscritas, no presentaron una oferta. En cambio, la gran mayoría de las empresas que participaron en la primera subasta terrestre ya no lo hicieron en las siguientes. Muy probablemente se sobregiraron en relación a su capacidad financiera. Las autoridades se preocuparon también, por lo que en las siguientes licitaciones introdujeron niveles máximos a la regalía adicional de las ofertas. Asimismo, plantearon el pago en efectivo de un monto que no sólo serviría para desempates, sino que también sería exigible si la oferta ganadora alcanzaba los máximos niveles establecidos en las condiciones económicas fijadas por Hacienda. A niveles mínimos irrelevantes de las variables de adjudicación, se agregó un techo a partir de entonces para evitar lo que se consideró fueron ofertas especulativas. Aplicaron así criterios para pequeñas y medianas empresas a las grandes empresas que se vieron beneficiadas por estas reglas.

Las siguientes licitaciones terrestres fueron muy diferentes. En la 2.2 se adjudicaron 7 áreas contractuales y 3 quedaron desiertas; en 3 no hubo competencia y en sólo 1 se presentaron 3 ofertas. Conviene señalar que casi todos los bloques licitados en esta subasta se ubicaban en la cuenca de Burgos. En cambio, en la licitación 2.3 se adjudicó la totalidad de las 14 áreas que participaron en la subasta y sólo en 2 no hubo competencia. Además, en 7 de ellas hubo pagos en efectivo en el caso de desempates y de ofertas que alcanzaron los máximos establecidos. Además de una menor competencia, estas dos licitaciones se caracterizaron por el predominio de unas cuantas empresas ganadoras. En la licitación 2.2 Sun God Resources, en asociación con Jaguar, literalmente arrasaron, llevándose 6 bloques contractuales. Sun God es una empresa canadiense de Calgary y Jaguar es parte del Grupo Topaz, un fondo de capital mexicano con sede en Monterrey. En la licitación 2.3, Jaguar obtuvo 5 bloques, seguido por Shandoug Kerui con 3. Las áreas contractuales  se dispersaron a lo largo de la planicie del Golfo de México, incorporando campos en un estado avanzado de agotamiento. Los nuevos operadores aspiran a elevar los factores de recuperación final  de estos yacimientos y a ampliar su extensión. En ambas licitaciones el objetivo de desarrollo de empresas mexicanas  se cumplió de manera parcial y los resultados de un buen número de ellos está siendo cuestionado.

En marzo de 2018 se adjudicaron, mediante licitación, 2 farmouts de Pemex en Tabasco. Se trata de los campos Cárdenas-Mora y Ogarrio. Cheiron, una empresa egipcia, será el operador del primero de estos campos y DEA Deutsche Erdoel del segundo. En ambos casos los ganadores ofrecieron una regalía adicional de 13 por ciento -el nivel máximo fijado por Hacienda- y no se comprometieron a perforar un solo pozo. Ambos campos están en producción desde hace muchos años. En febrero de 2018 Cárdenas- Mora produjo 5.2 miles de barriles diarios y Ogarrio 6.4 miles de barriles diarios. Como resultado del proceso, Pemex recibió un pago total inicial de 540 millones de dólares y el Fondo Mexicano del Petróleo otros 31 millones.

Licitaciones pendientes

Energía convocó a dos licitaciones terrestres y a la subasta de un conjunto de 7 farmouts, también terrestres. El calendario de estas licitaciones supone un acuerdo de la administración gubernamental saliente y el equipo de transición del próximo gobierno. La presentación y apertura de propuestas se llevaría a cabo el próximo 27 de septiembre, en el caso de las primeras dos licitaciones, y  el 31 de octubre en el de los farmouts. La suscripción de los contratos correspondientes estaba prevista para 2019. Estas licitaciones a destiempo plantean múltiples problemas específicos y en materia de política pública que no han sido resueltos. Por razones técnicas, económicas, ambientales, regulatorias y políticas esta licitación tardía constituye también un acto de imprudencia.

La licitación 3.2 de campos terrestres convencionales abarca 37 áreas contractuales  ubicadas en las cuencas de Burgos (21), Tampico-Misantla y Veracruz (9) y en las del Sureste (7). Su extensión es 50 por ciento superior a la suma de las áreas adjudicas en las licitaciones terrestres 1.3, 2.2 y 2.3. Está dirigida a empresas con mayor experiencia que en las anteriores subastas terrestres. A solicitud de licitantes potenciales se pospuso dos meses la fecha para estar en condiciones de presentar ofertas, al igual que en el caso de la licitación 3.3. La dimensión de la primera y la complejidad de la segunda incidieron en esta decisión.

La licitación 3.3 esta dirigida a recursos no convencionales de gas natural. Sus 9 bloques contractuales se encuentran en Tamaulipas y cubren 2 700 km2. El área media es de 300 km2. Sólo una de ellas cuenta con información sismológica en 3D y un par más tienen poca información en 2D. Energía está consiente de algunos de los riesgos que va a enfrentar con esta subasta. Prueba de ello es el sigilo con el que se trata en los documentos de la licitación el tipo de yacimientos no convencionales que se pretende descubrir y la tecnología que se utilizará. No hay referencia a la perforación de pozos horizontales y al fracturamiento hidráulico en las bases de licitación, los criterios de precalificación, los contratos a suscribir y las presentaciones hechas hasta ahora por funcionarios de las secretarías de Energía y Hacienda, así como por los entes reguladores responsables. En las carátula de las bases y del contrato sólo se hace referencia a zonas terrestres contractuales convencionales y no convencionales, y en una de las presentaciones de la CNH se enumera información disponible relevante para gas en lutitas, gas en rocas compactas, gas en arenas de baja permeabilidad, entre otros. Por lo visto las autoridades intentan dejar implícito el tipo de proyectos objeto de la licitación.

Quizá la limitante más restrictiva de estos contratos es la disponibilidad de los volúmenes masivos de agua que el fracturamiento requiere. Se trata de una región donde este fluido es escaso. El director de la Comisión Nacional del Agua declaró que no se utilizaría en estos proyectos agua de primer uso. La pregunta obligada entonces se refiere al origen y naturaleza del agua en torno a San Fernando, Tamaulipas. La hidrología de la región irrigada por el rio Conchos, que desagua en el sistema lagunar asociado a la Laguna Madre, juega un papel central en diversas actividades agropecuarias y de pesca, que competirían con el  fracturamiento de rocas en el subsuelo. Abundan también diversas cuestiones de carácter propiamente ambientales que tienen que estar resueltas de antemano. Va a ser también necesario transportar grandes volúmenes de arena utilizada para el fracturamiento, que tiene características especiales, y cuyos yacimientos se encuentran a gran distancia en Estados Unidos.

El desarrollo de recursos no-convencionales, incluyendo la cuenca de Chicontepec, plantea cuestiones complejas en materia social y ambiental. La explotación de recursos continuos como estos supone un patrón de actividades petroleras particularmente intenso, que incide sobre otras actividades económicas y sobre comunidades cercanas. El apretado espaciamiento de pozos afecta el entorno físico, económico y social de manera determinante, al igual que el extraordinario tráfico superficial de equipos y servicios petroleros asociado a la perforación y terminación de pozos en este tipo de yacimientos. El uso de la infraestructura logística afecta irremediablemente  a la que da servicio a las comunidades vecinas. En estas condiciones, dirimir los conflictos que necesariamente surgirán no será tarea fácil. Requerirían un cuidado sensible de las autoridades locales y reglas claras de comportamiento de todos los actores involucrados.

A su vez, el fracturamiento hidráulico exige un cuidado riguroso de la integridad física de las instalaciones utilizadas para evitar impactos al medio ambiente. De manera específica la disposición del agua cobra una importancia decisiva. En regiones en las que este recurso es escaso los conflictos sociales asociados a su distribución y uso tienden a ser agudos y necesitan ser debidamente regulados. Existen fuertes y fundadas dudas de que las autoridades federales y locales están adecuadamente preparadas para hacer frente a este tipo de problemas. Un error en estos momentos podría retrasar su aprovechamiento a más largo plazo.

México necesita desarrollar sus recursos no-convencionales, particularmente los de lutitas gasíferas, para hacer frente con producción propia a una mayor proporción de su consumo interno. Se trata de un asunto de seguridad energética. La importancia estratégica de estos recursos obligan a ser particularmente cautos con su regulación. Sería un grave error llevar a cabo licitaciones de este tipo de recursos sin estar razonablemente preparados.

Las condiciones económicas de la licitación deberían adoptar diversas innovaciones para atender el hecho de que se trata de recursos diferentes a los convencionales y que sus modelos de negocio son también muy distintos. En la propuesta de Energía la principal variable de adjudicación de estos contratos de licencia es una contraprestación adicional definida como un porcentaje de la utilidad operativa. Ésta se obtiene de restar al ingreso bruto la inversión realizada, el costo de operación, las regalías incurridas y los pagos superficiales. Se trata del flujo de periodos anuales, por lo que se permite la recuperación acelerada de las inversiones. La otra variable de adjudicación  es el compromiso de inversión adicional que es equivalente al volumen comprometido de trabajo para acceder al segundo periodo adicional de exploración. En los criterios de pre-calificación no se exige experiencia en actividades de fracturamiento hidráulico y en la perforación horizontal, lo que resulta sorprendente, dada la especialización que suponen. Este contrato híbrido, que mezcla características de los dos tipos de contratos utilizados hasta ahora, no parece resolver ningún problema específico.

Por ultimo, se ha convocado a la licitación de 7 farmouts de Pemex en áreas contractuales en el sur de Veracruz, Tabasco y Chiapas con una extensión de 4580 km2. Cada una de estas áreas comprenden varios campos productores, algunos de ellos en una fase avanzada de agotamiento. Por ejemplo, en el área Artesa el 98 por ciento de las reservas remanentes 2P (probadas y probables) de petróleo crudo y de gas natural ya fueron producidas. En el área Giraldas-Sunuapa, con cuatro campos, estas cifras son 82 y 72 por ciento, respectivamente. En cambio, en otras como Bedel-Gasífero, se estima que sólo el 18 por ciento de las reservas 2P de crudo fueron producidas y el 22 por ciento de las de gas.

El 18 de julio de 2018 la CNH aprobó diversas modificaciones al calendario de las tres licitaciones pendientes. Propuso que la presentación y la apertura de las propuestas se difiriera a mediados de febrero de 2019, dos meses y medio después de la toma de posesión del nuevo gobierno. La razón fundamental de esta decisión fue el escaso interés mostrado por participantes potenciales. Las raíces subyacentes fueron esbozadas previamente. A ellas hay que agregar la incertidumbre propia del cambio gubernamental. Este fracaso era previsible. Es la segunda ocasión que los particulares solicitan que estas licitaciones se pospongan. El gobierno ha querido evitar el cierre de su programa de licitaciones con este descalabro. Pretende ahora convertirlo en el primero de la próxima administración petrolera.

Proceso de instrumentación

Un buen número de entidades gubernamentales participaron en el proceso de licitación. Energía seleccionó las áreas contractuales, determinó los términos y condiciones técnicas de la convocatoria, y propuso el modelo de contrato, con la asistencia técnica de la CNH y  la opinión de Hacienda, quien a su vez estableció las condiciones económicas de la licitación y las relativas a los términos fiscales de los contratos. La secretaría de Economía opinó sobre el contenido nacional de cada contrato en sus diferentes fases. La Comisión de Competencia revisó aspectos competitivos de las bases de licitación. La CNH se encargo de llevar a cabo las licitaciones y la administración de los contratos adjudicados. El proceso estuvo dominado por Energía y Hacienda. Sólo en el caso de los farmouts participó también Pemex. La CNH emitió las convocatorias y las bases de licitación y se responsabilizó de la conducción de todas sus fases. La coordinación de tantos jugadores no fue fácil y surgieron las  tensiones naturales en estos  casos.

Dividir responsabilidades fue también una forma de controlar el proceso. Éste se llevo a cabo de manera formal y rígida, minimizando el poder discrecional de las partes, en aras de la transparencia. Las oportunidades de colusión, prácticas irregulares y corrupción estaban limitadas por el diseño mismo del proceso. Más problemático fue el grado de influencia que tuvieron los intereses particulares en el proceso, a través de mecanismos formales e informales de consulta, propiciados en no pocas ocasiones por las propias autoridades. La debilidad técnica de Energía limitó en diversas instancias su capacidad para dar un sentido congruente al proceso de licitaciones. En su afán de promover la inversión privada, la CNH  dejó a un lado su papel de regulador, convirtiéndose en un facilitador de intereses privados que removía obstáculos a la inversión.

Energía, una secretaría técnicamente débil, perdió prematuramente dos subsecretarios que jugaron un papel central en el diseño e instrumentación de la reforma energética. Su salida mermó al equipo que había colaborado con ellos y que se forma por las exigencias mismas del servicio. En todo este proceso Energía no contó con el apoyo técnico de Pemex. Primero por que no se lo quiso brindar y después por las consecuencias no deseadas de su participación activa en las licitaciones, lo que generó un conflicto de interés.

La CNH, una institución joven con escasos recursos técnicos y con personal que carecía de experiencia regulatoria relevante, dedicó su mayor esfuerzo a la organización de las subastas.  Descuido el desarrollo de su capacidad para administrar los contratos adjudicados. Esta función se ha convertido en un verdadero estrangulamiento ante el creciente número de contratos vigentes. Tampoco ha sido capaz de invertir vigorosamente en su propia capacitación para poder prestar la asesoría técnica que Energía requiere.  El fortalecimiento del regulador, un objetivo crítico de la propia reforma, no recibió el apoya necesario. Asimismo, su independencia respecto a Energía no prosperó.

El otro regulador especializado, la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente, no logró la autonomía que debió caracterizarla. Desde su concepción fue mal ubicada en términos administrativos, por lo que no contó con el apoyo necesario de la secretaría a la que fue adscrita y tampoco la del propio sector energético. En estas circunstancias, ante presiones propias del servicio, su eficacia quedó limitada. La próxima administración tendrá que fortalecer a este regulador, dándole el mismo status  que el de los otros entes reguladores del sector energético, para que pueda jugar el delicado e importante papel que tiene adjudicado. En materias de seguridad industrial e impacto ambiental, el sector petrolero no puede seguir operando con un regulador claramente deficiente, cuyo ámbito trasciende por mucho las actividades extractivas de la industria.

Participación de Pemex

Convendría que Energía determinara, de manera explícita, los objetivos que el gobierno perseguirá en futuras subastas petroleras en cuanto a la participación de Pemex, tanto en licitaciones abiertas como en farmouts, y en relación a las migraciones contractuales. Tendría también que establecer en que casos participará en calidad de operador, solo o como parte de un consorcio, o como socio no operador. Aclarar todo esto es importante para guiar la acción de Pemex y para que los competidores y socios potenciales entiendan mejor las formas de interacción que pueden considerar. Estas definiciones serían parte integral de la política pública en materia de inversiones en el sector petrolero.  

Pemex ha suscrito 20 contratos, incluyendo el farmout de Trión con BHP Billiton y una migración contractual sin socio en Ek-Balam. Esta cifra equivale a la tercera parte del total las áreas contractuales adjudicadas. En 9 de ellas Pemex es el operador y en 11 forma parte de un consorcio operado por un tercero. La intensa participación de esta empresa en las licitaciones abiertas resulta paradójica. Su clara preferencia por ellas contrasta con el escaso éxito que ha tenido en las subastas de farmouts. Solo pudo suscribir uno costa afuera y dos otras licitaciones fueron declaradas desiertas. Al mismo tiempo, Pemex no cumplió con las condiciones establecidas para retener todas las asignaciones que le fueron otorgadas en la ronda 0. La secretaría de Energía  condonó esta falta, con lo que envió la señal de que compromisos gubernamentales formalmente suscritos con Pemex no se aplican, necesariamente. Si esta empresa no cuenta con los recursos requeridos  para desarrollar los campos que le fueron asignados, ¿por qué no los reintegra al Estado? ¿por qué participa en licitaciones abiertas de mucho mayor costo? ¿Por qué no logra preparar un mayor número de farmouts marinos que plantean importantes ventajas para Pemex?

Pemex se mantuvo al margen en las dos primeras subastas. Participó en la licitación 1.4 como parte del consorcio Chevron/Pemex/Inpex, en el que la primera de estas empresas es el operador, y clasificó en segundo lugar en una oferta que hizo en lo individual. Se registró en todas las subastas, pero sólo hizo estas dos ofertas. Más adelante, en la licitación 2.1, obtuvo dos áreas contractuales como operador, teniendo a Ecopetrol como socio y en dos áreas más en el que el operador es DEA Deutsche Erdoel. En esta subasta hizo un total de 7 ofertas. En la licitación 2.4 ganó individualmente 2 bloques y 2 más en los que tuvo como socios operadores a Chevron y a Shell. Hizo otras 5 ofertas sólo o como parte de un consorcio. En la licitación 3.1 ganó 5 áreas contractuales, dos de ellas como operador, dos con Total y 1 con Shell, quienes son los operadores.

En los inicios de la reforma petrolera se pensó que los farmouts avanzarían con rapidez, así como las migraciones contractuales alentadas por las ventajas fiscales que éstas conceden, y que las licitaciones abiertas seguirían después. Sin embargo, surgieron de inmediato serias diferencias de criterio en cuanto al mecanismo de selección de socios entre las secretarías de Energía y Hacienda, y Pemex. El director general de la empresa exigía que ésta escogiera a sus propios socios, mientras que las dos secretarías reclamaban que la asignación de contratos tendría que hacerse mediante subastas públicas organizadas por la CNH, como lo establecía con toda claridad la ley. Sorprende que la disputa haya durando tanto tiempo. Este profundo diferendo hizo que los farmouts se rezagaran. La convocatoria a la licitación de Trión tuvo que esperar a la llegada de un nuevo director. Ésta fue publicada a fines de julio de 2016. El entusiasmo despertado por la adjudicación de Trión, en diciembre del mismo año, llevó al secretario de Energía a declarar que se licitarían entre 20 y 25 farmouts en el resto del periodo gubernamental. A su vez, el plan de negocios de la empresa proponía tres proyectos marinos: Nobilis-Maximino, Ayín Batsil y Ayatsil-Utsil. La licitación de los primeros dos resultaron desiertas y el tercero nunca se concursó.

Los directivos de Pemex Exploración y Producción también se opusieron a los farmouts. Les resultaba difícil, y en algunos casos incomodo, valuar las inversiones realizadas por Pemex en bloques específicos por deficiencias en su contabilidad, lo que impedía desagregar con precisión gastos y costos incurridos por campo. Estos constituían la base para la retribución inicial  y la inversión que realizarían a nombre de Pemex (carry) los socios potenciales. Asimismo, diseñaron acuerdos de operación conjunta con términos y condiciones que las empresas privadas difícilmente aceptarían. Los funcionarios de Pemex preferían las licitaciones abiertas porque su participación no requería permisos específicos de las autoridades, como en el caso de los farmouts. Sin embargo, la licitación exitosa de dos casos terrestres —Cárdenas-Mora y Ogarrio— les dio mayor seguridad, por lo que aceptaron licitar una serie de áreas contractuales que incluyen más de un campo petrolero (licitación A6-7.). Sin embargo, aun no se entiende cuál es el objetivo estratégico que se persigue en campos que se encuentran en un estado avanzado de agotamiento, más allá de la reducción de  la carga fiscal.

No cabe duda que Pemex aprendió mucho al participar en estas licitaciones. Sin embargo, no se benefició de las ventajas inequívocas que ofrecen los farmouts frente a las licitaciones abiertas, dadas las condiciones financieras actuales de la empresa. Si bien en ambas adquiere socios por licitación, en la primera de estas modalidades recibe una inyección de recursos frescos al inicio de sus actividades y reduce gastos de operación e inversión a corto y mediano plazos. Pueden contribuir también a una mayor y más rápida restitución de reservas e incrementar la capacidad de producción en aguas someras, donde se cuenta con pozos perforados cerca de infraestructura existente. Asimismo, ofrecen a Pemex un proceso de aprendizaje en el manejo de activos bien conocidos por esta empresa. Esta modalidad queda normada no sólo por el contrato y el acuerdo de accionistas, sino también por el acuerdo de operación conjunta, en el que se pueden plasmar objetivos estratégicos de Pemex en cuanto al desarrollo de su capital humano. Al poder comisionar personal propio a la asociación ésta empresa tiene acceso directo de la experiencia y los conocimientos de sus socios.

Al aportar recursos en especie a la sociedad, Pemex monetiza inversiones previamente realizadas. Puede entonces transferir recursos a otros proyectos extractivos o a los de otro área prioritaria. Tendrá que aprender a ser un socio constructivo, que contribuya a resolver problemas complejos propios de estas asociaciones. Los farmouts ya cuentan con cierta inversión y pueden obtener producción temprana. Esto reduce riesgos frente a proyectos en una fase inicial de exploración que tardan muchas años en fructificar. Cobra particular importancia la selección del socio del que pueda efectivamente aprender y la determinación de objetivos precisos en esta materia. Conforme pase el  tiempo y mejore sus condiciones financieras, Pemex podrá invertir en proyectos de exploración de largo plazo para participar en todas las fases de la cadena de valor, desde los estudios preliminares en una cierta área hasta la exploración y el desarrollo del campo y de la producción.

Una propuesta estratégica

El gobierno de México dio por terminado su programa de licitaciones de recursos petroleros al diferir la presentación de las ofertas de tres licitaciones pendientes hasta mediados de febrero de 2019. Convendría que esta prorroga se extendiera hasta diciembre de 2020, cuando se convocaría a una cuarta ronda de subastas abiertas. La excepción a esta propuesta serían las licitaciones que formarían parte de un programa emergente de alianzas estratégicas (farmouts) de Pemex con inversionistas privados. Estas podrían convocarse al inicio del segundo trimestre de 2019. Los plazos planteados abrirían un compás de espera para reflexionar sobre las estrategias a seguir en relación a la participación privada en las actividades extractivas de la industria petrolera a lo largo de la próxima administración gubernamental, y sobre los términos y condiciones de los contratos que habrán de licitarse. Esta pausa se justifica a raíz de la intensa actividad que en estas materias desplegó el actual gobierno, al escaso tiempo que se ha tenido para meditar sobre los beneficios y los costos de sus acciones, y al cambio fundamental de circunstancias por el que atraviesa la industria petrolera internacional. Da tiempo también para fortalecer el marco institucional requerido por llevar a cabo una apertura a la inversión privada de la industria petrolera mexicana que beneficie a la Nación. Permitirá también robustecer a Pemex para que la empresa estatal contribuya constructivamente al futuro desarrollo de esta industria.

20/julio/2018

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1994 a 1999.

 

Un comentario en “Por una pausa en las subastas petroleras

  1. En el marco de una nueva administración, es necesario revisar la legitimidad de las bases constitucionales de las licitaciones. Saludos