Estamos a la mitad del camino entre los veredictos de las licitaciones primera y segunda de la Ronda 1. Diversos medios y actores señalaron que los resultados de la primera adjudicación fueron decepcionantes, por lo que vale la pena preguntarse ¿cuáles fueron los resultados de dicha licitación? ¿Qué errores se cometieron y cómo se pueden arreglar? ¿Qué podemos esperar de la segunda licitación?

 

Expectativa y realidad: resultados de la primera licitación

El pasado julio se dio el veredicto de la primera licitación de la Ronda 1, descrita en este espacio. En ella se buscaban dos cosas principales: sentar un buen precedente de la implementación de esta parte de la reforma energética y atraer inversiones significativas que demuestren la bonanza de la misma.

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El primer objetivo se logró satisfactoriamente; el segundo no. En el papel se atrajeron unos 2,600 millones de dólares (mdd), aunque se esperaba captar unas 10 veces más. También se esperaba que Pemex participara en la primera licitación después de que pagara el acceso al cuarto de datos. Finalmente, la empresa productiva del Estado no participó.

Al anunciarse la licitación, la estrategia de comunicación dio a entender que esta parte de la Ronda se estructuró para que todos los campos fueran adjudicados. Ya unos días antes se dijo que una lectura realista era esperar que entre el 30 y 50% de los campos fueran asignados. Se pueden resaltar los siguientes puntos:

  • Se asignaron sólo dos de los 14 campos, aproximadamente el 14% de la oferta total.
  • Ocho de los bloques no recibieron ofertas.
  • Cuatro bloques adicionales sí recibieron ofertas, pero no fueron otorgados al no cumplir el mínimo establecido por la SHCP. Dos de ellos se quedaron muy cerca del mínimo fijado.
  • Nueve empresas ofertaron. Dichas empresas forman parte de un grupo más grande de 18 corporaciones precalificadas individualmente por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), así como de otras 16 compañías agrupadas en 7 consorcios, es decir, un total de 25 licitantes. (Comisión Nacional de Hidrocarburos, 2015)

A botepronto se señalaron diversas causas generales para este resultado, especialmente el precio bajo del petróleo, la falta de atractivo de los bloques licitados, y las altas pretensiones del gobierno dadas las condiciones del mercado.

La estructura de los contratos ofrecidos estipula que se reembolsaría hasta el 60% de los costos de producción al contratista, lo cual genera gran trabajo en materia de transparencia y cuya supervisión deficiente podría facilitar la inflación de costos de operación. Después del reembolso ya descrito, se cobraría un alto impuesto sobre la utilidad operativa.

Los mínimos esperados estimados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) se mantuvieron en sobre cerrado hasta el día del veredicto. Resultó que en los 5 bloques, el mínimo de participación para el Estado en la utilidad operativa era del 25%, mientras que en 9 de los bloques el mínimo era del 40%.

Con recursos prospectivos por 60 millones de barriles (mbd), los bloques 2 y 7 fueron los adjudicados. Estos fueron ganados por Sierra Oil and Gas, que participó en consorcio con la estadounidense Talos Energy y la inglesa Premier Oil, integrando un capital total de 947 millones de dólares. Además tendrá respaldo de Riverstone y EnCap, importantes fondos de inversión de capital privado.

Para el bloque 2, ubicado en las costas de Veracruz, el consorcio ofreció 55.99% de participación del Estado en la utilidad operativa, y un 10% de inversión en el programa mínimo de trabajo, dando como resultado un Valor Ponderado de la Oferta de 51.9%, por encima del 40% fijado por la SHCP. Para el bloque 7, ubicado en las costas de Tabasco, el más peleado, el consorcio ofreció 68.99% en la utilidad operativa y 10% de inversión adicional en el programa de trabajo, por encima del 40% fijado por la SHCP. (Martínez & Barboza, 2015)

La renta petrolera que obtendría el Estado mexicano generó el consenso de que no gustaron los mínimos dados por la SHCP. Los analistas que favorecen el modelo anterior han dicho que el mínimo fue muy generoso, mientras que los aperturistas piensan que las condiciones fueron demasiado onerosas. Lo que queda claro es que en medio de la volatilidad del entorno se requiere un análisis profundo sobre las características, la productividad de los bloques, los tiempos y otros muchos factores que influyen sobre el rango de tributación al que debe aspirar el Estado.

Aún no se han firmado los contratos de los ganadores, pues se extendió el plazo para el próximo 4 de septiembre con el fin de que todas las empresas adjudicadas puedan estar constituidas en México.

 

Los errores y cómo arreglarlos

Cabe la analogía de que la primera licitación fue para el gobierno algo como cuando un académico imparte una materia por primera vez: corre el riesgo de ser demasiado fácil o demasiado difícil en su evaluación. A partir de la revisión de los resultados y de diversos análisis, se pueden encontrar las siguientes lecciones para las licitaciones consecuentes:

  1. Jugador interesado no es lo mismo que jugador comprometido. El gran número de empresas que pagaron el cuarto de datos fue interpretado como ofertas casi seguras. Esto refleja que se subestimó el poco capital de inversión que hay en el entorno de precios bajos de petróleo.
  2. El tamaño, la geología y el rendimiento de los bloques sí importa. Sólo un bloque recibió más de dos ofertas y ocho bloques quedaron totalmente desiertos. Se falló en alinear los análisis de la situación de la industria con la comprensión de qué es un bloque atractivo. Se deben licitar más bloques de aceite ultraligero localizados en aguas someras, pues fueron muy atractivos, contrario al resto de la selección de bloques.
  3. Usar un mínimo secreto es contraproducente. Mientras una cuota mínima es una práctica regular, dejar el número en secreto crea una asimetría que causa la sensación al inversionista de que la información está incompleta. De acuerdo con The Economist, el temor a vender los bloques muy baratos se manifestó, ya que 4 de las propuestas fueron descalificadas por no cumplir el mínimo. “La cautela de México acerca de ceder el control total pudo haber impedido al gobierno entender el valor de los campos; ellos siguen teniendo el problema de que no dejan ir la mentalidad del control total, en lugar de dejar que el mercado decida.” (The Economist, 2015). Esto se arreglará publicando el mínimo esperado –como ya se ha anunciado–, pero en lugar de dar una cifra puntual, sería aún más conveniente establecer un rango mínimo esperado.
  4. La elección del momento oportuno es todo. En diciembre y junio se publicaron borradores con actualizaciones de los contratos. En ellos había un alto número de cambios relevantes, la mayoría a favor del sector privado después de escuchar sus recomendaciones, dudas y objeciones. Sin embargo, se demostró que los cambios llegaron muy tarde, debido al ciclo natural de la evaluación de proyectos en las empresas: primero se movilizan en búsqueda de oportunidades, luego las examinan, después realizan una revisión técnica y finalmente toman una decisión. Cuando los cambios llegaron, las empresas ya habían decidido no invertir. Esto se arregla presentando los cambios lo más temprano posible del proceso.
  5. La flexibilidad en donde vale la pena es apreciada. Las compañías se quejaron de la rigidez para formar empresas en un consorcio, cambiar de socios sobre la marcha, así como el número de veces que podían participar y ganar campos. Se comprobó que se requiere más flexibilidad de participación.
  6. Cláusulas de rescisión y de responsabilidad que espantan novias. Se establecieron derechos de terminación y provisiones de rescisión discrecionales, por todo un abanico de motivos y hasta por razones técnicas. Algunos de los términos contractuales fueron desbalanceados, por ejemplo en materia de responsabilidades jurídicas sin restricciones, indemnizaciones, burocracia y defensa ante reveses legales. (Benett & Solé, 2015)
  7. Las comparaciones son odiosas y pueden tener efectos negativos. Si bien el marco energético actual es parecido al colombiano con tintes del estadounidense, los analistas internacionales han preferido comparar principalmente la primera licitación mexicana con el caso de apertura brasileña pos2007. En ese caso se han confrontado la aperturas de ambos países en materia de tributo al gobierno, transparencia, combate a la corrupción, contenido nacional, atracción de inversión, resultado de las licitaciones, entre otras categorías.
  8. La percepción de corrupción en México tiene implicaciones financieras. Durante esta licitación y basándose en el lugar 103 que ocupa México en el índice de percepción de la corrupción de Transparencia Internacional, las trasnacionales continuamente preguntaron por el estado real del tema. De acuerdo con el Financial Times, México debe seguir el ejemplo de la lucha anticorrupción en Brasil, que actualmente está procesando penalmente al presidente del Congreso, a 48 legisladores y a un senador ex presidente de la República por el escándalo de corrupción de Petrobras. De acuerdo con la misma publicación, la corrupción y el deficiente Estado de derecho tienen implicaciones financieras, por lo que “derribar las figuras que anteriormente parecían intocables representa la posibilidad de ir en una nueva dirección. En México, no hay figuras importantes que sean enviadas a la cárcel, por lo que la corrupción se siente desenfrenada”. (Rathbone, 2015) El proceso de esta licitación fue transparente, pero existe una falsa creencia de que realizar transmisiones en vivo y subir materiales a internet garantiza transparencia. Se requiere balancear y ampliar tanto la cantidad como el tipo de información que se hace pública, para mejorar el flujo y la calidad de la misma.

 

¿Qué esperar de la segunda licitación?

La segunda convocatoria se resolverá en algunas semanas, misma que ya se describió en este espacio. Inicialmente, 36 empresas habían mostrado su interés. A pesar de que esta licitación consiste en 5 contratos con 9 campos de reservas certificadas y, por tanto, inversiones de bajo riesgo, sólo 9 corporaciones individuales y 11 empresas agrupadas en 5 consorcios participarían en la misma. Sólo dos compañías son mexicanas. (Cruz, 2015)

Los resultados de la primera licitación tuvieron un efecto inmediato en la segunda convocatoria, pues se publicó un documento en el tenor de “Lecciones aprendidas” y se modificaron los términos contractuales de la siguiente forma para hacerla más atractiva:

  • Se flexibilizó la garantía corporativa, que requería un mínimo de 6,000 millones de dólares para proteger los intereses del Estado en caso de accidente mayor. Quedó establecida en el equivalente a 18 veces el programa mínimo de trabajo requerido para cada contrato.
  • La garantía de seriedad quedó como una garantía para todos los contratos que gane un licitante o consorcio.
  • Se publicará con anticipación la inversión esperada por la SHCP.
  • Se flexibilizó la posibilidad de integrarse o no a un consorcio, pues se permitirá que los concursantes puedan formar parte de un consorcio y al mismo tiempo puedan licitar individualmente. (Rivera, 2015)

Estos cambios quizá lleguen tarde para la segunda licitación, pero servirían para la tercera y la cuarta, que es la joya de la corona y que aún está por publicarse. Por el contrario, no se modificó la fecha de presentación de propuestas, programada para el 30 de septiembre, ni para la tercera licitación en diciembre. Estos cambios no pasan inadvertidos, por lo que la CNH ha tenido que salir a defender la lógica que ha seguido para flexibilizar sus condiciones.  Queda pendiente ver cuáles de los errores que serán enmendados en términos de información pública, flexibilidad, cambios en los contratos sobre la marcha, entre otros. También es posible que las compañías con intereses convergentes quieran apretar aún más al gobierno para flexibilizar los términos futuros, ante lo cual el gobierno no tendría gran margen de acción.

En suma, se pueden ver los resultados actuales como un efecto de la urgencia histórica por mantener las licitaciones a pesar del escenario adverso. Pero también se podrían ver como una aproximación conservadora, tratando de mantener la renta petrolera, donde quedó demostrado que el Estado es buen socio en las buenas, pero no necesariamente en las malas.  La CNH manifestó: “El arranque no tuvo el impulso que estábamos esperando; quedan cuatro licitaciones que vemos con mejores ojos.” (Meana, 2015)

En conclusión, no debemos perder de vista que apenas se ha licitado el 1.5% de todos los recursos que irían al mercado antes del 2019. Los aprendizajes son muy buenos, y quizá los errores aún no son tan caros, pero la factura sí fue alta en la percepción de que el proceso es complejo, oneroso y no empezó precisamente con el pie derecho. Queda una pregunta en el aire: ¿Los gobiernos y sus instituciones tienen toda la responsabilidad de este resultado? No. Y en la siguiente entrega analizaré los factores externos que tienen un impacto en la situación energética actual.


Trabajos citados

– Benett, J., & Solé, C. (14 de agosto de 2015). IO Americas Webinar Mexico Round One What’s next. Obtenido de IO Americas.
– Comisión Nacional de Hidrocarburos. (julio de 2015). Ronda 1. Aguas someras-Primera Convocatoria. Licitación CNH-R01-L01/2014. Obtenido de CNH.
– Cruz, N. (21 de agosto de 2015). Empresas desairan segunda licitación de la Ronda Uno. Obtenido de El Universal.
– Martínez, M., & Barboza, C. (15 de julio de 2015). Sólo 2 de 14 campos petroleros son asignados en Ronda Uno. Obtenido de Milenio.
– Meana, S. (15 de julio de 2015). No tuvimos el impulso deseado: CNH. Obtenido de El Financiero.
– Rathbone, J. P. (20 de agosto de 2015). Brazil cleans up act, so should Mexico. Obtenido de Financial Times.
– Rivera, F. (04 de agosto de 2015). México flexibiliza reglas de la segunda fase de Ronda Uno. Obtenido de CNN Expansión.
– The Economist. (18 de julio de 2015). The good oil boys club. Obtenido de The Economist.


 

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