Se acerca el momento en que el gobierno federal tendrá que tomar decisiones fundamentales respecto a las licitaciones restantes de campos petroleros y bloques de exploración de la Ronda 1. Las actuales condiciones económicas y financieras de la industria petrolera internacional obligan a reevaluar la conveniencia de licitar en 2016 lo que muchos consideran las joyas de la corona de la industria petrolera de México. Cierta información aparecida recientemente llama la atención sobre el diferimiento de un número creciente de proyectos de exploración y de desarrollo en aguas profundas y ultra-profundas en otras partes del mundo, así como de la reducción prevista por las grandes empresas petroleras de su gasto de inversión en el presente año. En este artículo se argumenta que México debe diferir, mas no cancelar, las licitaciones en aguas profundas, campos de crudo extra-pesado y recursos no-convencionales que forman parte de la Ronda 1.

El 17 de diciembre pasado –justo antes de las vacaciones de fin de año— se publicaron la convocatoria, las bases de licitación, los criterios de precalificación y los modelos de contrato —bajo la modalidad de licencias—  para cuatro bloques exploratorios en el área del Cinturón Plegado de Perdido, cerca de la frontera marítima con Estados Unidos, y seis bloques más en la Cuenca Salina del Istmo, al nornordeste de Coatzacoalcos. En esa misma fecha la Comisión Nacional de Hidrocarburos anunció que la licitación para campos de extracción de crudos pesados y extra-pesados se aplazaría hasta nuevo aviso. Esta decisión se fundamentó en la alta volatilidad de los precios observada en el mercado petrolero internacional en meses recientes y con el fin de preservar las mejores condiciones para el Estado de su futura licitación. Previamente, algunos funcionarios declararon que se pospondrían las licitaciones de recursos no-convencionales.

Nuevas bases de licitación

La fecha para la presentación y la apertura de las propuestas quedó indeterminada en las bases de la cuarta licitación, donde se señala que dicha fecha será definida en el tercer trimestre de 2016 y el acto se llevará a cabo cuando menos 90 días después. Así por ejemplo, si se anunciara el 30 de septiembre, en el mejor de los casos la apertura de propuestas sería a principios de 2017, aunque podría ser después. La indeterminación de una fecha crítica como ésta es poco usual. Refleja una cierta indecisión ante condiciones particularmente difíciles y frente a posibles presiones políticas que exigen ceñirse al calendario original, haciendo caso omiso a las condiciones imperantes en el mercado. Se les pide a las empresas contratistas preparar ofertas para una fecha incierta y distante.

Las licencias tienen una duración inicial de 35 años, con dos posibles prórrogas, de 10 y cinco años respectivamente, por lo que su vigencia podrá extenderse hasta 50 años.  Contemplan un periodo inicial de exploración de cuatro años durante el cual el contratista deberá cumplir con un programa mínimo de trabajo establecido en el contrato. En esta etapa se prevén dos periodos adicionales de tres años cada uno, en los que el licenciatario se compromete a perforar un pozo exploratorio en cada periodo. Así, el licenciatario no está obligado a perforar pozos en los primeros cuatro años del periodo de exploración. Al término de este plazo podría dar por terminado el contrato sin haber perforado siquiera un pozo. Sólo se le obliga a perforar dos pozos en los siguientes seis años.

El tamaño de los bloques de exploración de la cuarta licitación resulta sorprendente por su generosidad. En el área de Perdido el promedio es de 2 055 km2, ascendiendo uno de los bloques a 3 000 km2. En la Cuenca Salina el promedio de los bloques es de 2 603 km2. Cada uno de ellos podría contener múltiples campos. Estos bloques son mucho más grandes que los de la primera licitación mexicana, que promediaron 302 km2. La nuevas dimensiones contrastan con los bloques de 23 km2 en el sector estadounidense del Golfo de México, una diferencia media de dos ordenes de magnitud. La disparidad entre los dos lados de la frontera marítima resulta paradójica. Contrastan también con los bloques de 250 km2 del sector británico del Mar del Norte y de 500 km2 del sector noruego. Si bien la primera ronda de Brasil ofreció bloques de gran dimensión, esta decreció significativamente en cada una de las  rondas posteriores. Así por ejemplo en la ronda 6 el tamaño promedio de los bloques concedidos fue de 260 km2. Los nuevos bloques mexicanos se acercan más a los existentes en África Occidental y África Oriental.  

El mayor tamaño de los bloques no vino acompañado de un programa mínimo de trabajo más exigente. Todo lo contrario: la perforación de un pozo exploratorio en el área contractual no forma parte del programa mínimo al que está obligado el contratista. Es parte opcional del incremento en el programa mínimo, en el caso en que se haya comprometido a perforarlo en el periodo inicial de exploración, como parte de su propuesta económica. Así, el contratista tiene la opción de no perforar un sólo pozo en los cuatro años del periodo inicial de exploración.

Si tomamos en cuenta la duración posible del contrato, el tamaño de los bloques y la naturaleza del programa mínimo de trabajo, resulta que la licitación constituye una opción de bajo costo en la que las obligaciones del licenciatario son pocas, dado que puede diferir trabajo sustantivo por un buen número de años. Así, al bajo costo de participar en la licitación se agrega el alto rendimiento potencial asociado a eventuales descubrimientos. Si las condiciones actuales del mercado y las finanzas de las empresas petroleras alientan el diferimiento de la perforación del primer pozo y un mayor espaciamiento temporal de los subsecuentes, el Estado recibiría pocos beneficios a mediano plazo. Si éste fuera el caso, convendría al gobierno esperar a que mejoren las condiciones del mercado para licitar los bloques exploratorios. En ese momento tendería a intensificarse la competencia entre un mayor número de postores y habría un mayor disposición a correr riesgos. El gobierno de México podría entonces exigir mejores condiciones contractuales.

El costo para México de retrasar una licitación exploratoria uno o dos años es bajo, dado que las actividades de exploración y desarrollo en aguas ultra-profundas suponen largos ciclos. En la fase de exploración de estos proyectos el derrame económico en el país es mínimo debido su altísimo contenido importado. Basta recordar que el contrato sólo exige un contenido nacional mínimo de tres por ciento en el periodo inicial de exploración, ascendiendo a seis por ciento en el primer periodo adicional y ocho por ciento en el segundo. En países en desarrollo este tipo de proyectos adoptan necesariamente un patrón de enclave. A su vez, los ingresos están vinculados a la extracción y es poco probable que la primera producción se logre mucho antes del término del próximo periodo gubernamental.

Mercados e inversiones deprimidos

Es difícil saber si el precio del petróleo tocó fondo, aunque todo parece indicar que los niveles inferiores a 30 dólares por barril no son sostenibles. En el segundo semestre de 2015 el precio spot del crudo Brent cayó 47 por ciento en relación al mismo periodo del año anterior y, en el mes de enero de este año disminuyó 18 por ciento respecto al promedio de diciembre pasado. Los próximos meses serán cruciales. Frente a un trimestre en el que la demanda estacional de petróleo es baja, el regreso de Irán al mercado, niveles de producción récord en Rusia y un elevado ritmo de producción de la OPEP contribuirán a la acumulación de inventarios globales, los cuales han alcanzando niveles sin precedente. El mercado podría comenzar a reequilibrarse en el ultimo trimestre de 2016, pero es más probable que no lo haga sino hasta el primer trimestre de 2017. Mientras tanto, el precio no podrá recuperarse de manera significativa, salvo si se registra un evento geopolítico importante en regiones productoras.

En la primera semana de febrero algunas de las principales empresas petroleras dieron a conocer sus resultados financieros del cuarto trimestre de 2015 y del año en su conjunto. BP reportó sus mayores pérdidas en 20 años; Chevron incurrió en su primera pérdida trimestral en más de 13 años; las utilidades de Exxon de 2015 cayeron a la mitad en relación a las obtenidos el año anterior, gracias en parte a márgenes particularmente elevados en materia de refinación; las utilidades de Shell cayeron 80 por ciento en 2015; y ConocoPhillips, la mayor empresa petrolera especializada en actividades extractivas, se vio obligada a disminuir los dividendos que pagará a sus accionistas. Después de anunciar los resultados del cuarto trimestre de 2015, su principal ejecutivo, Ryan Lance, declaró “Si bien no sabemos hasta dónde caerá el precio del petróleo ni la duración del periodo de bajos precios, resulta prudente planear sobre la base de precios bajos por un periodo más largo”.

El debilitamiento financiero de las empresas las ha obligado a reforzar su disciplina en materia de asignación de capital. Las reducciones del gasto de inversión en 2014, 2015 y las previstas para 2016 son evidencia de un proceso tan doloroso como necesario. En semanas recientes las principales empresas petroleras anunciaron su intención de reducir el gasto de inversión en el presente año. Exxon, la mayor de las grandes empresas petroleras internacionales, dio a conocer una baja de su gasto de inversión de 19 por ciento el año pasado y prevé un decremento adicional de 25 por ciento en 2016; Chevron reducirá su inversión 22 por ciento en 2016 y tendrá que hacer un esfuerzo adicional en 2017; y Statoil recortó su gasto de capital 27 por ciento en 2015 y se propone otra reducción de 12 por ciento en 2016. Shell informó que recortará un total de 10 mil puestos de trabajo en el bienio 2015-2016, reducirá 23 por ciento el gasto de inversión en el presente año y planea vender activos por un monto cercano a 29 mil millones de dólares. El flujo de efectivo de casi todas estas empresas ha resultado insuficiente para financiar el  pago de dividendos y sus programas de inversión, por lo que han tenido que endeudarse, en algunos casos excesivamente. En pocos días se reducirá la calificación crediticia de un buen número de empresas petroleras. Las que tendrán una mayor baja son las que se dedican exclusivamente a actividades extractivas de la industria, como ConocoPhillips y Hess. En estas condiciones las empresas petroleras internacionales contarán con escasa capacidad discrecional para invertir montos significativos en nuevos proyectos exploratorios.

La encuesta de intenciones de inversión de 225 empresas petroleras llevada a cabo por Barclays y publicada a mediados de enero de este año, concluye que su gasto de inversión en 2016 disminuirá por segundo año consecutivo. En los 31 años que se ha realizado esta reconocida encuesta, sólo en 1986-87 se había observado una reducción bienal. La contracción registrada en 2015 fue de 23 por ciento y se estima que en 2016 el gasto disminuirá otro 15 por ciento. Sin embargo, si el precio del petróleo crudo se mantiene en 40 dólares por barril, la inversión declinaría 20 por ciento. Al precio actual la contracción sería aún mayor. De particular relevancia para la cuarta licitación es la previsión de que el gasto de inversión mar adentro caerá entre 20 y 25 por ciento en 2016. Dichas empresas aspiran a reducir costos un 30 por ciento antes de autorizar nuevos proyectos de desarrollo y reanimar las actividades exploratorias. Asimismo, cancelaron los contratos de 10 plataformas de perforación flotantes en el segundo semestre de 2015 y se tiene previsto que este número aumente en 2016.

Los recortes de gastos de inversión de las grandes empresas petroleras se han traducido en el diferimiento de actividades exploratorias y de proyectos de desarrollo. En unos cuantos casos se ha procedido, inclusive, a su cancelación. El número de decisiones finales de inversión aplazadas ha seguido creciendo. La empresa consultora Wood Mackenzie identificó en junio y en diciembre de 2015 un total de 68 proyectos de gran escala que fueron diferidos debido al bajo precio del crudo y a una insuficiente reducción de costos. Estos proyectos, que no han logrado obtener una decisión final de inversión, cuentan con reservas comerciales de 27 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Los más afectados son los 29 proyectos que se encuentran en aguas profundas. Un buen número de ellos no son rentables a precios menores a 60 y 50 dólares por barril, dado su elevado precio de equilibrio.

Las grandes empresas petroleras necesitan mayores precios o menores costos para hacer rentables sus proyectos, particularmente los que se ubican en aguas profundas. La trayectoria de los precios está fuera de su control. En cambio, pueden actuar sobre los costos para reducir el precio de equilibrio de sus proyectos. En la industria se habla hoy de la necesidad  de reducir costos mar adentro en un 30 por ciento. Se han registrado algunas reducciones, pero aún están lejos de la meta planteada. Las empresas que participan más activamente en la explotación de arenas bituminosas en Estados Unidos darán a conocer sus resultados de 2015 más tarde en febrero. Las expectativas son particularmente pesimistas. Por su parte, las empresas de servicios no vislumbran una recuperación de sus actividades en 2016 y prevén un deterioro adicional de los precios de sus servicios.

Las empresas petroleras presionan a las empresas de ingeniería y construcción, de servicios petroleros y de perforación para que reduzcan los precios de los insumos que les provén. Hasta ahora han logrado una reducción a todas luces insuficiente y casi toda de carácter cíclico. Necesitan lograr una disminución adicional significativa, así como instrumentar cambios estructurales que se traduzcan en mejoras de la eficiencia de la industria, para que la baja de costos logre sostenerse. La principal fuente de presión se deriva del diferimiento de proyectos de inversión y la terminación, en algunos casos temprana, de contratos de arrendamiento de plataformas y equipos de perforación. Hay un elemento táctico inequívoco en la oleada creciente de diferimientos y cancelaciones. Estos continuarán a lo largo de 2016 con objeto de acercarse a la meta de reducción de costos. Destaca el diferimiento en los últimos 12 meses de cinco proyectos de inversión en aguas profundas del Golfo de México.

Reposicionamiento estratégico

A partir de la publicación de las bases de la primera licitación en diciembre de 2014, el gobierno de México concedió términos y condiciones contractuales cada vez más atractivos a las empresas y consorcios que participaron en las siguientes licitaciones. Esta ha sido la respuesta a las conversaciones que han sostenido sus funcionarios con ejecutivos de dichas empresas, al deterioro observado del mercado y de sus perspectivas, y al marcado afán gubernamental de proseguir, contra viento y marea, con su programa de licitaciones. La aceptación de lo que se consideran condiciones competitivas en un mercado de compradores a la baja sólo puede seguir una dirección: ajustes cada vez más favorables a los contratistas.

Insistir en ir adelante con la cuarta licitación expone a la parte mexicana a que los interesados exijan ventajas adicionales para participar en condiciones tan difíciles. Las autoridades gubernamentales deben estar conscientes  de que todo lo que se ha cedido será irreversible durante el resto de la presente administración. Dichas concesiones formarán parte de la plataforma de negociación para posibles licitaciones en 2017 y 2018. Va a ser necesario un cambio fundamental de circunstancias y un nuevo equipo negociador para revertirlas, en caso de así quererlo. Si los precios se mantienen cerca de los niveles actuales, un importante riesgo adicional es que disminuya el número de empresas que efectivamente participen en la licitación, limitando así la competencia. En las bases de licitación y en los contratos las autoridades se reservan el derecho a modificar la convocatoria y los contratos, así como cancelar la licitación por cualquier motivo y por cualquier causa. No obstante, por cortesía convendría anunciar un eventual aplazamiento lo más temprano posible, evitando así que los licitantes gasten dinero y tiempo en la preparación de sus propuestas.

Dadas las condiciones y la incertidumbre del mercado, así como las restricciones financieras a las que están sujetas las empresas petroleras, es posible que aquellas que tienen contemplado participar en la cuarta licitación agradezcan su diferimiento. Sería también comprensible que reiteraran a las autoridades que están listas y que desean hacer una oferta ahora, pues no quieren quedar fuera de la licitación en la que otros participen o cuestionar una decisión tomada por el gobierno. Sin embargo, en la medida en que el diferimiento afecta a todos, este podría representar un alivio. Al término de enero ocho empresas habían solicitado acceso al cuarto de datos y recibido la autorización correspondiente;  y cuatro de ellas —Chevron, Hess, Shell y Total—  habían iniciado el proceso de pre-calificación.

La extrema debilidad financiera de Pemex podría justificar la monetización de las inversiones realizadas en los campos que descubrió en el área de Perdido. Para ello tendrían que resolverse las diferencias que guarda con las autoridades en relación a la estructura de la coinversión —de los mal llamados farmouts. Específicamente, tendrían que acordar quien sería el operador del consorcio que se formaría, tomando en cuenta la dificultad de que participantes privados acepten invertir en proyectos caracterizados por su complejidad, sin que uno de ellos sea el operador. Iniciar las licitaciones en el área de Perdido, en campos descubiertos con reservas certificadas y con mayor información técnica, contribuiría a elevar el valor de bloques exploratorios adyacentes. Las inversiones en los campos descubiertos tendrían, además, un impacto más inmediato. Sin embargo, esta alternativa deberá analizarse en el contexto de otras opciones de financiamiento de Pemex y del gobierno federal.

En la historia petrolera mexicana las verdaderas joyas de la corona son los complejos Pánuco-Ébano-Cacalilao, Poza Rica, Antonio J. Bermúdez, Abkatún-Pol-Chuc, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, todos ellos asociados al descubrimiento de campos gigantes y súper-gigantes. Dichos complejos se caracterizaron por los grandes volúmenes y bajos costos de producción. Los campos descubiertos en años recientes no son tan ricos ni esplendorosos como estos complejos, dado que sus reservas son una fracción y sus costos un múltiplo de éstos. Las reservas, la productividad y los márgenes obtenidos en los campos de aguas profundas y ultra-profundas del sector estadunidense del Golfo distan mucho de las registradas en dichos complejos. Razonando por analogía, no parece probable que los campos del lado mexicano del área de Perdido sean mucho mejores. Aún así se trata de proyectos rentables a precios superiores a los 50 dólares por barril, que podrían ser una fuente importante de petróleo crudo que más adelante contribuya a compensar la declinación del legado de campos maduros de Pemex.

La proeza tecnológica de la producción de hidrocarburos en aguas ultra-profundas vino asociada a costos importantes: factores de recuperación de hidrocarburos relativamente bajos, infraestructura compleja de grandes dimensiones, una mayor intensidad de capital, periodos de maduración de las inversiones más largos y su alta vulnerabilidad ante riesgos de seguridad y de carácter ambiental, entre otros. El manejo, supervisión y regulación de estos proyectos constituyen importantes retos para los que el país tiene que prepararse. Necesita aprovechar la experiencia y los recursos de empresas y entidades gubernamentales que participan en la extracción de hidrocarburos en tirantes de aguas cercanos a 3 000  metros. Para ello requiere establecer relaciones de largo plazo sobre bases contractuales sanas y bien equilibradas que puedan sobrevivir los amplios ciclos que caracterizan a la industria petrolera.

Conclusión

Conviene anunciar, a la mayor brevedad posible, la decisión de diferir la cuarta licitación de proyectos de exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México. La comunicación oficial debería hacer hincapié en que se trata de un compás de espera obligado por las circunstancias y, por ningún motivo, de una cancelación. Podría argumentarse que el programa de licitaciones continuará, aunque por ahora no se considera prudente ceñirse al calendario original, dadas los bajos precios internacionales del petróleo y su elevada volatilidad, el debilitamiento financiero de un buen número de empresas petroleras y la incertidumbre que prevalece respecto a su pronta recuperación. Estas condiciones no eran previsibles hace poco más de un año cuando se inició la Ronda 1 y, en lo que va de 2016, se ha registrado un deterioro adicional.

La decisión de posponer la cuarta licitación se daría en el marco de una reforma energética que avanza vigorosamente. Se celebraron durante 2015 tres licitaciones de bloques y campos de exploración y extracción de hidrocarburos; el  mercado al mayoreo de electricidad inició operaciones recientemente y se emprendió la restructuración de la Comisión Federal de Electricidad; se dieron los primeros pasos tendientes a liberalizar los mercados de productos petrolíferos, para abrirlos a la competencia internacional en los próximos dos años; y se avanza en la construcción de una importante red de gasoductos bajo una nueva estructura institucional y en el contexto de un nuevo marco regulatorio, entre otras medidas que están transformando al sector energético del país. Esta ambiciosa reforma no puede ajustarse a un calendario rígido, que no tome en consideración el deterioro del entorno internacional.

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1995 a 1999.

 

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