El calendario de licitaciones de bloques de exploración y de desarrollo de campos petroleros adolece de un error básico: no da tiempo para extraer las lecciones que enseña toda licitación. Este proceso de aprendizaje cobra particular importancia ante la comprensible falta de experiencia en México en la conducción de este tipo de subastas. Los pequeños retrasos en la publicación de las invitaciones a licitar no ofrecieron suficiente tiempo al gobierno para reflexionar sobre el avance general de la Ronda 1, los resultados de la primera licitación, la información adquirida hasta ahora y los cambios fundamentales en el contexto internacional.
El anhelo de obtener resultados a corto plazo le impuso al calendario original un sello de urgencia que no era deseable ni necesario. Estoy convencido de que la ansiedad por lograr éxitos tempranos y contundentes fue mala consejera. Las autoridades financieras esperaban resultados que llegarían de inmediato: flujos sustanciales de inversión extranjera a la industria petrolera mexicana, incrementos significativos de la recaudación fiscal derivada de mayores ingresos petroleros y el efecto positivo del anuncio de cuantiosas inversiones asociadas a la reforma energética. Poco a poco se fueron dando cuenta que dichos frutos no madurarían sino a finales de la presente administración gubernamental, pero sobre todo después de 2018.
El fracaso contundente de la primera licitación de la Ronda 1 es una dolorosa llamada de atención. Sólo se recibieron ofertas de siete empresas; ocho de los 14 bloques subastados no despertaron ningún interés; en una de las propuestas aceptadas sólo se presentaron dos ofertas y en la otra se concentraron cinco; seis propuestas no alcanzaron la cotización mínima aceptable establecida por las autoridades financieras.
Con toda seguridad en estos momentos las autoridades evalúan de manera cuidadosa y detallada los resultados de la primera licitación tratando de entender mejor lo que pasó. Tendrán que revisar su propia visión sobre la prospectividad de los bloques ofrecidos, la calidad de la información presentada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, los efectos de la participación de Pemex en la licitación y su retiro a última hora, la incidencia de diversas cláusulas contractuales en el ánimo de los postores y el apetito por riesgos exploratorios en las condiciones que imperan en la industria petrolera internacional, entre otros. La tarea no es sencilla, pero sí imperativa.
En febrero y mayo pasados se publicaron dos convocatorias más, una para cinco contratos de extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México y otra para 26 antiguos campos terrestres en estado avanzado de agotamiento, muchos de los cuales Pemex dejó de explotar hace años. Las bases de licitación y los contratos mismos ya fueron modificados, contándose con versiones puestas al día a finales de junio. Cabe subrayar que la primera convocatoria se refiere a contratos de producción compartida y la segunda a contratos de licencia, estos últimos orientados a empresas operadoras mexicanas. En ambos casos no se trata de activos materialmente importantes, en particular el de campos terrestres.
Con base en la evaluación que realizan las autoridades y las reflexiones a las que están avocados, así como las derivadas de observaciones y aclaraciones de empresas participantes, es posible que se hagan modificaciones adicionales a las bases y los contratos. La transparencia del proceso permitirá identificar con precisión los cambios que a partir de ahora se introduzcan. Convendría que las autoridades guardaran un cierto escepticismo frente a los llamados al pragmatismo que se limitan a exigir mejores condiciones para los contratistas, así como al ciego fatalismo que aboga por ajustarse a cualquier resultado del mercado. A estas alturas parece conveniente seguir adelante con estas dos licitaciones, tanto la de aguas someras como de campos terrestres, cuyas propuestas deberán recibirse el 30 de septiembre y el 15 de diciembre, respectivamente. Estas propuestas proporcionarán información adicional que ayudará a tomar decisiones respecto a las siguientes licitaciones.
Keynes dijo en alguna ocasión “Cuando cambia la información que tengo, modifico mis conclusiones. ¿Usted, señor, qué hace?” Toca ahora a las autoridades considerar los cambios que se han dado en el mercado petrolero internacional, y en el clima de inversión de esta industria, desde que se presentó el programa de licitaciones de la Ronda 1 el 14 de agosto de 2014. En esa misma fecha el crudo Brent se cotizó arriba de los 102 dólares por barril. Aún no se iniciaba la caída espectacular en el número de equipos de perforación que operan en Estados Unidos. Las primeras encuestas de intenciones de inversión en la industria petrolera internacional, que anunciaban una baja significativa en las inversiones previstas para 2015 y 2016, aparecieron a principios del presente año. Los anuncios de diferimiento de inversiones en proyectos específicos, así como de recortes de personal, siguieron a los informes de resultados del cuarto trimestre de 2014 y el primero de 2015. En los últimos días, reputados consultores internacionales se han hecho eco de múltiples diferimientos de proyectos en aguas profundas y en campos de recursos no-convencionales. En el corto plazo las condiciones del mercado petrolero no parecen mejorar. Los niveles de inventarios globales han alcanzado niveles excepcionalmente elevados y continúan ascendiendo. Hay, más bien, riesgos de bajas adicionales de precios.
Los proyectos en riesgo son aquellos que se ubican en niveles altos de la curva global de costos. Destacan entre estos los que se localizan en arenas bituminosas de Canadá y esquistos bituminosos y arenas compactas en Estados Unidos, así como los de aguas ultra-profundas en el sector estadounidense el Golfo de México, en África Occidental y en Brasil. Los proyectos en los que se han hundido montos sustanciales de capital seguirán adelante. Son los nuevos proyectos que aún no cuentan con una decisión final de inversión los que corren mayor peligro de ser postergados. Ya se ha anunciado el diferimiento de un buen número de ellos.
Una buena parte de las invitaciones a licitar en territorio mexicano se encuentran en esta categoría. Se trata de proyectos de exploración y desarrollo de petróleo crudo en aguas ultra-profundas en el cinturón plegado de Perdido, cerca de la frontera marítima con Estados Unidos, y de gas natural en aguas profundas, así como de petróleo y gas en áreas con recursos no-convencionales. Son precisamente proyectos de esta naturaleza los que se encuentran en riesgo en ese país. Licitarlos ahora supondría que tenemos evidencia de que los de aquí son económicamente más atractivos, ya sea por enfrentar menores costos, prometer mayores volúmenes de producción o estar obligados a pagar menos impuestos y derechos. Hasta ahora no hay indicios de que éste sea el caso y, mucho menos, a los precios del petróleo y el gas natural vigentes.
Mención especial debe hacerse de Chicontepec. México aún no cuenta con una caracterización adecuada de estos recursos ni con una definición clara de la ingeniería que requiere una explotación económicamente eficiente. El fracaso de Pemex en esta región fue rotundo. Licitar en estas condiciones garantiza márgenes particularmente bajos para el fisco y un interés limitado de inversionistas privados. Hay otras opciones para iniciar su desarrollo sin necesidad de una adjudicación masiva de recursos, como se tiene previsto. Por ahora tendría que privilegiarse la adquisición de conocimientos, la experimentación y la innovación, reconociendo que se trata de un proyecto de largo plazo del que no se pueden cosechar ingresos petroleros relevantes en esta década.
Más difícil es la decisión de desarrollo de crudos extra-pesados que se ubican cerca de Ku-Zaap-Maloob. En esta área se ha encontrado un campo gigante, Ayatsil, en el que Pemex ya invirtió importantes recursos. Su explotación no va a ser fácil dado su alto contenido de ácido sulfhídrico, por lo que requerirá una infraestructura segregada que resista mejor la corrosión. Va a necesitar también un buque de almacenamiento propio. Todo esto es manejable. La duda radica en el desarrollo de campos satélites a Ayatsil que el Estado se propone incluir en la cuarta licitación. Éstos son de dimensiones relativamente pequeñas. La complejidad de las decisiones estriba en la oportunidad de las mismas y su interacción con proyectos de asociación entre Pemex y particulares en esta área. El gobierno necesita articular una estrategia específica antes de publicar la invitación a licitar.
En materia de inversiones la oportunidad –el timing– es esencial. Acertar en esta materia, por definición plagada de incertidumbre y riesgo, supone construir y explorar diversos escenarios con todo rigor. Las nuevas formas de inversión estatal a través de contratos de producción compartida y de licencia obligan a hacer todo lo posible por maximizar y capturar la renta económica de los hidrocarburos. Licitaciones a destiempo pueden destruir valor y transferirlo a terceros. El cambio fundamental de circunstancias registrado en la industria petrolera internacional hace necesaria una reflexión cuidadosa respecto a los pasos que habría que dar antes de emitir nuevas invitaciones a licitar. Ante un punto de inflexión en las tendencias de esta industria conviene aguardar un cierto re-equilibrio para identificar nuevas tendencias. No hay razón para correr riesgos como los que entrañaría tomar decisiones en mitad de la turbulencia. Seamos prudentes.
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.