sobre la implementacion de las rondas petroleras
23 de Noviembre de 2016
 
A casi dos años de la publicación de la primera convocatoria de rondas petroleras de la Reforma Energética por parte del Gobierno Federal, el país ha tenido un avance silencioso, aunque constante, en materia de hidrocarburos. Claramente, este avance se ha dado preponderantemente a nivel de industria a través de dichas rondas, más no así en Pemex. Si bien en primera instancia pudiera lucir modesto dicho avance, en realidad, el mismo es notable dado (i) el corto período de tiempo en que se ha realizado, (¡i) un entorno internacional de bajos precios del petróleo, (iii) y el hecho de que varias de las instituciones responsables se encontraban en un periodo de maduración y fortalecimiento, así como de emisión de regulaciones para completar el entramado legal de la industria. En tan solo dos años, el Gobierno Federal ha realizado seis convocatorias de rondas petroleras que han implicado más de 70 bloques/áreas a cargo de la CNH y una convocatoria para un farmout de PEMEX. Tan sólo en las primeras tres convocatorias, se ha impulsado la creación de más de una veintena de empresas petroleras nacionales y la llegada al país de empresas operadoras internacionales. A la fecha ningún participante se ha ¡nconformado por falta de equidad o transparencia en los procesos de licitación de la CNH. Esto último es un elemento indispensable para seguir construyendo una industria petrolera robusta y seguir atrayendo inversiones al sector. Otro elemento que ha sido clave para lograr un avance cons- tante en la implementación de las rondas petroleras ha sido la apertura del Gobierno Federal a escuchar al mercado y ajustar los términos y condiciones para hacerlos más competitivos. Durante las tres primeras convocatorias los principales retos eran, entre otros, los siguientes: (i) tamaño de los bloques de exploración, (¡i) mecanismos de ajuste y rentabilidades a esperar, (iii) procesos de licitación que incentivan sobreofertas (i.e., winners course) y pudieran hacer inviable el desarrollo de los campos petroleros. Por lo que respecta al tamaño de los bloques, la Sener casi duplicó la superficie promedio de los bloques de exploración de aguas someras. Mientras que en la Ronda 1.1 de exploración en aguas someras la superficie promedio de los bloques/áreas fue de 302 km2, para la Ronda 2.1 dicha superficie promedio es de 594 km2. Asimismo llama la atención que incluso el bloque más pequeño *Maestro en Negocios por Rochester y cuenta con diversos estudios especializados en materia contractual y fiscal en la industria petrolera. Es coordinador del Programa de Inversiones en Energía del ITAM. Es Director de Inversiones en Aínda Energía & Infraestructura y Director de Aínda Consultores. 418,329 600,000 500,000 400,000 375,934 300.000 200.000 100,000 2010 2011 ^"CAPEX PEP Fuente: Elaboración propia con base a la información de la SHCR Presupuesto aprobado PEP y PEMEX (millones de pesos) 521,676 Presupuesto recortado 442485 2012 2013 2014 OPEX PEP OVERHEAD PEP O TOTAL PEMEX de la ronda 2.1. es casi cuatro veces más grandes que el respectivo de la Ronda 1.2. Lo anterior es muy relevante, ya que aumentan la probabilidad de descubrir acumulaciones que puedan ser comercialmente explotables. Seguramente, este elemento permitirá que en la Ronda 2.1 se otorguen más campos vis a vis la Ronda 1.1. En materia del modelo económico de los contratos petroleros destacan positivamente los siguientes aspectos: 1. Modelo de contrato: Después de varias rondas pareciera que el Gobierno Mexicano ya encontró un modelo de contrato y económico con el que se siente cómodo. a. Aguas profundas: Contratos de licencia, con contraprestación mínima y máxima y uso de bono a la firma b. Aguas someras: Contratos de producción compartida con contraprestación mínima c. Tierra: Contratos de licencia, con contraprestación mínima. Queda la interrogante de si el Gobierno anunciará en el futuro una contraprestación máxima y el uso de bono a la firma Pareciera que se optó por el modelo de contrato de producción compartida en aguas someras, dado que el Gobierno cuenta con mayor información de los yacimientos y puede ejercer mayor control, mientras que en aguas profundas y tierra se ha privilegiado la licencia como un modelo que es más eficiente para la labor de supervisión y seguimiento. 2.Contraprestación máxima: Si bien desde la Ronda 1.2, la SHCP anunció, con anticipación a la presentación de ofertas económicas, una contraprestación mínima que el Estado exige por cada tipo de campo, no exigió una contraprestación máxima. Distribución de la producción de aceite por tipo de asignación Total = 2,267 Mbd Asignaciones estratégicas (22) Asignaciones remanentes (334) Asignaciones farmaout (17) CIEPs y COPFs (22) Fuente: Elaboración propia con base a la información de la SHCR ENERGIAA DEBATE | Ronda campos Ecopetrol 2016 Aspectos clave de la Ronda Campos: Ecopetrol 2016 Campos ofrecidos en la Ronda Aspectos clave: oportunidad Aspectos clave: requisitos 1. Venta de activos de producción (hasta un 100% del Wl); 2. Los activos tienen potencial de incremento de producción por reparaciones, EOR e infill drilling: 3. Serán contratos de licencia; 4. Potencial exploratorio. 1. Capacidad económica financiera de cada oportunidad: 6 millones de USD. 2. Podrán participar operadores, compañías prestadoras de servicios e inversionistas petroleros; 3. El mínimo de participación debe ser del 30% del Wl; 4. Los lineamientos serán utilizados en la Ronda Colombia 2014. Proceso de asignación 2016 Jun Ago Sep Oct Nov Dic Virtual data room lu¡L?2 scp ó Pre-calificación Jun27-Ago26 Oferta y asignación Sep 30 Suscripción de Oct 17-. contrato Proceso de Min. 2 meses asignación Campo OOIP Factor de (IV1IV1 BE) recobro (%) Río de Oro 104 10S Carbonera La Silla 32 33S Lebrija 16 11 Cristalina 34 Garza 39 69 Somagoso 17 165 Santa Clara 122 195 Santana 90 128 Nancy 60 4 Valmagro 30 Fuente: ECOPETROL Lo anterior, bajo el paradigma de que en un mercado eficiente las empresas sabrían cuánto ofertar. Sin embargo, en la Ronda 1.3 el objetivo de desarrollar empresas petroleras nacionales, fomentó que participaron empresas sin conocimiento o experiencia previos en el sector y que sobreofertaran, lo cual a su vez pone en riesgo el desarrollo de los campos que ganaron. Por ello, desde la convocatoria 1.4, el Gobierno ya estableció parámetros de contraprestación máxima que ayudarán a atemperar un potencial winners course. 3. Bonos: Si bien el bono a la firma es un instrumento que puede ser utilizado en las licencias, no fue hasta la ronda farmout de aguas profundas que el gobierno lo consideró. Lo anterior hace sentido bajo la lógica de que el bono mitiga en algo la ¡ncertidumbre y larga espera del Estado por percibir ingresos de proyectos de aguas profundas que llegan a tardar más de 8 años en producir el primer barril de petróleo. El bono a la firma, además de darle liquidez al Gobierno y Pemex, es un elemento eficiente para evitar ofertas especulativas como se presentaron en la Ronda 1.3 donde no existió un sistema de ¡ncentivos/penalidades eficiente que evitaran lo anterior. Sería positivo que el Gobierno utilizara el bono en las licencias de tierra como un mecanismo de autoselección de licitantes. Sólo los licitantes con mayor reputación y experiencia tendrían la capacidad financiera para hacer frente al pago de altos bonos a la firma. No obstante estos avances en la industria nacional de hidrocar- buros, existe una desilusión generalizada en el sector, que pudiera ser consecuencia de expectativas irracionales acerca de los beneficios a obtener, así como por el desempeño reciente de Pemex. Con respecto al primer punto, en realidad, mucho de la desilusión que se percibe deriva de un manejo inadecuado de expectativas que se comunicaron durante la etapa de diseño de la Reforma Energética. El Gobierno generó expectativas muy optimistas acerca de los tiempos para obtener los beneficios de la Reforma. La sociedad en general percibió que los beneficios serían inmediatos, cuando en realidad el puro desarrollo de un proyecto petrolero toma años en mostrar sus primeros resultados. Como se mencionó anteriormente, si bien en estos dos años la industria de hidrocarburos en México avanzó de manera constante, en el caso de Pemex esto no ha sido así. Desde agosto de 2013 cuando la Secretaría de Energía otorgó la Ronda Cero a Pemex, hemos escuchado en innumerables foros y eventos que Pemex recibió como parte de la misma 83% de las reservas 3P y 21% del recurso prospectivo. Sin embargo, con la caída en el presupuesto asignado a Pemex en fechas recientes hemos empezado a escuchar cuestionamientos acerca de cuál es la capacidad real de ejecución de Pemex para explotar dichos recursos. El presupuesto de inversión propuesto para 2017 para Pemex Exploración y Producción es el más bajo en 7 años. Las limitaciones de presupuesto y endeudamiento, aunado al hecho de que la explotación de varios campos no es rentable a los actuales niveles de precios, hacen Imperativo que Pemex defina a la brevedad qué asignaciones mantendrá sin socio, cuáles con socio (farmout) y cuáles eventualmente devolvería. Dados los compromisos de trabajo y los plazos establecidos en ley, entre más pase el tiempo, las asignaciones de Pemex menos rentables, en vez de ser explotables vía farmout o farmin, perderán su "option valué" y es potencialmente factible que reviertan a la Nación. En la actualidad Pemex tiene 395 asignaciones, de las cuáles 109 son de exploración y 286 de extracción. Dado el recorte presupuesta! que enfrenta, se ve inviable que Pemex pueda seguir operando todas sus asignaciones. Lo anterior impone el reto de focalizar sus recursos en sus activos más importantes. Alrededor de 15% de sus asignaciones representan cerca del 75% de su producción y reservas. Pemex tiene la oportunidad de crear más valor al especializarse en yacimientos marinos someros y utilizar los farmouts para sus asignaciones terrestres y de aguas profundas. De hecho, a nivel internacional existen casos extremos, donde otros operadores han salido en su totalidad de sus campos menos rentables para centrarse en los más estratégicos. Recientemente, Ecopetrol decidió vender el 100% del working interest de 20 activos de producción a través de una licitación pública coordinada por la Agencia Nacional de Hidrocarburos. En síntesis, a casi dos años de inicio de la implantación de la Reforma Energética el gran asunto pendiente ha sido la transformación y fortalecimiento de Pemex. El inicio del uso de las alianzas es un primer paso en la dirección correcta, aunque falta desplegar un programa de farmouts y farmins más ambicioso y acelerado. Es importante destacar que el fortalecimiento de Pemex no se reduce a inyectarle mayores recursos financieros. Es imprescindible un cambio cultural, la asimilación de nuevos paradigmas de negocio y operativos que seguramente las alianzas y/o asociaciones con terceros proveerán. Posiblemente uno de los paradigmas más relevantes para Pemex es si prefiere ser una empresa grande y no rentable o una más chica y rentable. Solo el tiempo nos dirá. •

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