Utilidad compartida, ¿el ‘traje’ a la medida para Pemex?

La reforma energética sostiene que este modelo es el mejor para la paraestatal, pero otros países tuvieron que dejarlo por poco atractivo.   El modelo elegido para la entrada de capital extranjero al sector petrolero no agradó a muchos, pero el director general de Petróleos Mexicanos (Pemex), Emilio Lozoya, dijo que los esquemas de utilidad compartida son parte de la confección de “un traje a la medida” para la estatal. Esto lo dijo en agosto pasado tras reunirse con el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) para explicar los pormenores de la reforma. Los empresarios salieron un tanto escépticos; dieron la bienvenida a estos contratos, pero también pidieron que se incluyeran otros esquemas. Los contratos por utilidad compartida son la mejor forma de incrementar la producción de Pemex, sin que el Estado pierda la propiedad sobre los hidrocarburos. Eso argumenta en la propuesta de reforma enviada por el presidente Enrique Peña Nieto. Pero, ¿cómo le ha ido a otros países que han empleado este esquema? No son muchas las economías que han optado por este modelo, y las que lo hicieron, fueron abandonándolo porque no resultaba conveniente para las empresas. Los casos de Brasil y Colombia, los más exitosos en América Latina, así señalados por la misma propuesta de reforma energética, avanzaron con un modelo precisamente contrario: el de concesiones. El ‘traje’ que se está confeccionando para Pemex puede que no sea atractivo para la inversión.   En Irán no funcionó En la mayoría de los contratos de utilidad compartida se establece una sociedad entre la empresa y el Estado, que puede ser una sociedad mercantil o no, para explorar y explotar conjuntamente los yacimientos. “Después se calculan costos en función de las aportaciones de cada socio y se calculan utilidades después de la venta del crudo, pero la venta del crudo la realiza la empresa del Estado, la otra empresa no tiene derecho a hacerlo porque no es dueño”, explica Miriam Grunstein, investigadora del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE). Cabe recordar que este esquema se diferencia de los contratos de producción compartida, en el que puede repartirse el petróleo producido, o el de concesiones, en el cual la empresa tiene derechos sobre los campos y la producción y paga al Estado las regalías correspondientes. De acuerdo con la propuesta de reforma hay siete países que usan los contratos de utilidad compartida: Bolivia,Chile, Ecuador, Irán, Irak, Malasia y Angola. De éstos, Irán es el más importante al ser el cuarto productor de petróleo más grande en el mundo. Desde 1979, el petróleo pertenece al Estado iraní, pero en 1995 se firmaron los primeros contratos de utilidad compartida (buy back agreement). “La compañía internacional está prestando servicios a la estatal y nunca gana derechos de participación en el petróleo crudo, que se reembolsarán en efectivo después de completar un alcance de trabajo acordado”, de acuerdo con un artículo del portal especializado en energía y regulación OGEL. Pero el modelo representó inconvenientes para las empresas, que consideraban había muy poco beneficio, además de que podían presentarse imprevistos. “Si el precio del petróleo cae a un nivel inferior a las previsiones, podrían surgir problemas debido a que la cantidad de petróleo disponible en el proyecto podría ser insuficiente para cubrir los costos del proyecto y la rentabilidad acordada”, según un artículo del portal Oil & Gas Journal.   En Venezuela tampoco Irán ya está ofreciendo contratos de producción compartida para revivir el interés de las compañías trasnacionales, que ven muchos inconvenientes en los contratos de utilidad compartida. “Había mucha producción disponible en Irán y aun así las empresas se quejaban de que corrían con todo el riesgo exploratorio y no tenían derecho a la producción. Lo que les interesa es tener sus barriles, porque realizan varias transferencias financieras a partir de la transferencia de la propiedad. ¿Cómo celebras un contrato de venta de futuros de petróleo si no tienes títulos sobre la producción y estás comprometiendo producción futura?”, comenta Miriam Grunstein, del CIDE. Venezuela, el quinto productor de petróleo más grande del mundo, también utilizó contratos de utilidad compartida. En la década de los noventa abrió su sector energético a la participación extranjera mediante estos contratos y también con producción compartida. Después en 2003, Hugo Chávez reprivatizó el petróleo y acotó la inversión foránea. Pero la utilidad compartida tampoco tuvo mucho éxito. En Venezuela, las empresas eran socios de PDVSA; mientras que la estatal ellos comercializaban el crudo, calculaban costos y se lo enejanaba con las utilidades. Tengo entendido que de todos los contratos que celebraba, los de ganancia compartida fueron los menos populares. Los contratos operativos fueron más empleados”, explica Grunstein.   Contratos inconvenientes Técnicamente, los contratos de utilidad compartida no son atractivos para las empresas por las complicaciones que representan y porque no hay posibilidad de compartir la producción. Pero las razones para que éstos sigan son políticas, opina Grunstein. “Están pensados para que gobiernos como el nuestro puedan decir que no comparten la producción, es mantener la parte controversial fuera”. En julio, el Partido Acción Nacional (PAN) presentó su propuesta de reforma energética, en la que se proponía un esquema de concesiones, pero políticamente era inviable. Los casos de Colombia con Ecopetrol y de Brasil con Petrobras frecuentemente son señalados como los más exitosos en América Latina. Lo cierto también es que estas empresas mejoraron a partir de esquemas de concesiones. Aunque una apertura total para México también es complicada, dado que la producción de crudo del país es mucho mayor a las otras dos, indica Grunstein. “¿Por qué no nos abrimos como Colombia? La producción de Ku Maloob Zaap (yacimiento ubicado en Campeche) equivale a la producción de toda Colombia. El potencial de los países es muy diferente, por eso somos más recelosos”, concluye Grunstein.