Pese a que la primera subasta de bloques petroleros a compañías privadas decepcionó, el hecho de que compañías internacionales hicieran propuestas, aunque no ganaran, demostró que existe el interés a nivel internacional. Sin embargo, para lograr el éxito en atraer inversiones, Hacienda tendrá que reducir lo que quiere de participación en las utilidades.

 

Gráfico: Édgar Cruz

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En abril pasado, 49 empresas de todas partes del mundo habían mostrado interés en participar en la primera subasta de campos petroleros a inversionistas privados, conocida como Ronda Uno. Inclusive, 34 ya habían comenzado su proceso de precalificación.

Pero ayer, miércoles 15 de julio, sólo 14 empresas participaron en la etapa final de la licitación. La Secretaría de Energía (Sener) esperaba que se adjudicara al menos 30% de las 14 áreas en subasta, pero sólo fue 14.3%, es decir, dos campos y a un solo consorcio.

En total, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) recibió 11 propuestas, cinco de éstas para un solo bloque y cuatro en otros, pero por debajo del mínimo de participación de utilidades (government take) que pedía la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).

El sentimiento de decepción era inevitable tras la primera subasta. “El resultado no tuvo el impulso esperado”, admite en conferencia de prensa Juan Carlos Zepeda, comisionado presidente de la CNH, quien considera que la caída en los precios internacionales del petróleo tuvo mucha responsabilidad en la ausencia de ofertas.

La primera salida de México para subastar sus áreas de petróleo al mundo, el corolario de la ambiciosa reforma energética del presidente Enrique Peña Nieto, fue calificada por muchos como un fracaso.

Pero esto no necesariamente significa que toda la Ronda Uno ha fallado. Inclusive, el hecho de que en esta primera licitación empresas extranjeras hayan hecho ofertas, pese a no haber ganado, demuestra que hay interés con todo y panorama externo adverso, indica Ramsés Pech, consultor en temas energéticos de Caraiva y Asociados.

Eso sí, hay cosas que las autoridades mexicanas pueden hacer mejor en las próximas subastas, como que la SHCP reduzca el porcentaje de government take que pide a las empresas.

 

Curva de aprendizaje

 

Aunque el resultado fue decepcionante, la CNH resaltó la transparencia del proceso, según el comisionado presidente, Juan Carlos Zepeda.

“Se condujo (el proceso) con los estándares más altos de transparencia, fue impecable y no tiene precedente. Tuvimos siete empresas internacionales, lo que confirma la viabilidad y sustento del marco jurídico mexicano”, dijo ayer.

También en esto coincide Benjamín Torres Barrón, socio líder de la Práctica de Energía de Baker & McKenzie México.

“Fue un proceso muy uniforme y homogéneo. Triunfó la transparencia, pero las condiciones económicas y el precio del petróleo no ayudaron”, comenta.

El especialista también considera que muchas empresas no ofertaron porque también están en una curva de aprendizaje, y prefirieron “ensayar” y conocer los expedientes de los bloques a explotar en el cuarto de datos. “Hay curva de aprendizaje, habrá que ver que se pudo haber hecho mejor para que se adjudicaran un poco más de bloques.”

Ramsés Pech comenta, por su parte, que esta primera subasta fue un buen ejercicio de inicio de apertura al mercado petrolero, que estuvo controlado por más de 75 años por Pemex.

“Lo que sucede es que entramos en un mercado en el que Irán va a aumentar su producción, en China hay desaceleración y en Europa está el boquete de Grecia. Los inversionistas tratan de ver de dónde sacan el capital para la inversión”, explica.

 

Porcentajes de participación

El consorcio formado por la mexicana Sierra Oil & Gas, Talos LLC y Premium Oil ganó los campos dos y siete. En el primero hizo una propuesta de 55.99% de utilidad operativa para el Estado, que, más impuestos, regalías, cuotas e ISR, puede subir hasta 74 y 86% de utilidad.

En el bloque siete, el consorcio ganó con una propuesta de 68.99%, que, más regalías e impuestos, puede subir entre 83 y 88% de la utilidad operativa.

Los campos dos y siete tienen recursos prospectivos de 341 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce) y 263 millones, respectivamente. Haciendo un ejercicio, si se valuaran esos recursos con el precio del barril mexicano del 15 de julio (40.46 dólares por barril), se tendría una producción de 13,796.8 millones de dólares (mdd) en el área dos y de 10,640.9 mdd en el área 7.

Cuestionado ayer sobre si el porcentaje de utilidades que pide Hacienda es muy elevado, Zepeda fue directo: “El principal objetivo del gobierno es el dinero, y el de la CNH, la pulcritud del proceso. El Estado no va a ‘malbaratar’ los contratos.”

Pero Ramsés Pech sí considera que deberían reevaluarse los porcentajes que se piden. “Lo que tendría que hacer la SHCP es reevaluar cuál es el porcentaje idóneo, porque le pusieron 40% y, siendo exploración, deberían haberlo puesto entre 20 y 30%. No pensemos que por poner todas las áreas, los inversionistas van a querer poner el dinero.”

Inclusive, en tres campos subastados ayer, las propuestas de las empresas se quedaron 5% debajo de lo que pedía el gobierno de participación (40%). Si el valor mínimo hubiera sido de 30%, se habría cumplido con la meta de adjudicación (35% de los campos).

Aun así, el especialista considera que la primera subasta de México al mercado energético no fue un fracaso y habrá más interesados en las siguientes, en que habrá menores riesgos geológicos y comerciales. “El plan quinquenal (de la Sener) tiene 914 áreas que en cinco años se pueden licitar. Todavía faltan un montón de contratos por salir. Lo que estamos viendo ahora es sólo la punta del iceberg.”

 

 

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