4 aprendizajes de la Ronda Uno
Del proceso y los resultados de la primera licitación de la Ronda Uno, los analistas señalan cuatro aprendizajes para las siguientes convocatorias de otros 900 campos. “Hay que entender ahora dónde están los errores, para no afectar la licitación estrella, que es la de aguas profundas”, dijo Alfredo Álvarez, socio líder para el sector energético en México y Centroamérica de la consultora Ernst & Young.
El atractivo de estos yacimientos en aguas profundas es que arrojan entre 6,000 y 7,000 barriles diarios de crudo, cuando los de tierra dan 1,200 barriles diarios o menos, como los de Chicontepec, que dan 100 al día. “En esta licitación veremos a las grandes petroleras, como Exxon Mobil, Shell, Statoil y British Petroleum, peleándose por los campos”, comentó Álvarez.
Pero para garantizar el éxito de esta y las siguientes convocatorias que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) realizará entre 2015 y 2019, señala el especialista, hay que considerar los siguientes puntos:
1. Ganancias para el Estado. “No está mal que el gobierno establezca mínimos de participación en la utilidad operativa, pero hay que revisar qué tan bien se hicieron los cálculos”, explicó Álvarez.
Lo ideal es que se establezcan a partir de la complejidad del campo, de la inversión que se requiere y del producto que se obtendrá.
Por ejemplo, el crudo pesado, extrapesado y gas no son tan buen negocio como el crudo ligero, por ello los mínimos que solicita el gobierno para los primeros deben ser más bajo que los que pida para crudo ligero.
Durante la primera licitación, el bloque que recibió las mejores ofertas fue el siete, del que se espera obtener crudo ligero. "Por ello, el consorcio encabezado por Sierra Oil & Gas ofreció 70% de la utilidad que se genera después de regalías, cuando el mínimo fue 40%".
En contraste, dijo Álvarez, las ofertas presentadas para los bloques de crudo pesado, extrapesado y gas no alcanzaron los mínimos establecidos por la Secretaría de Hacienda. “No es que las ofertas fueran malas, sino que tenían que ser bajas, porque actualmente el crudo extrapesado y el gas no son tan buen negocio como el crudo ligero”.
Hacer un mejor cálculo permitirá no malbaratar el recurso, pero tampoco dejar de lado ofertas serias.
2. Elección de los campos. El tipo y extensión de los campos debe hacerse acorde con el precio internacional de los hidrocarburos. Licitar ahora campos de gas es complicado dado que su precio es muy bajo, menos de tres dólares en Texas.
En todo caso, recomendó el especialista, para hacer atractivos este tipo de campos se deben poner mínimos de participación estatal razonables y/o extensiones más grandes.
3. Reglas para garantías corporativas. “Conozco al menos dos empresas que iban a hacer propuestas económicas en esta primera licitación y al final no lo hicieron porque no pudieron dar la garantía”, dijo Álvarez.
Si bien solicitar una garantía es común en este tipo de procesos, pedir que la matriz del grupo sea la que la ofrezca es muy complejo, pues como la mayoría de estas empresas cotiza en bolsa (a veces en más de una), habría que hacer una asamblea de accionistas para poder tener acceso al dinero, coinciden Álvarez y Benjamín Torres Barrón, especialista de la práctica energética de la consultora Baker & McKenzie.
Se pueden encontrar otras formas de garantizar el proceso.
4. Transparencia en el proceso. Desde que se anunció la apertura de la industria energética a la iniciativa privada, las empresas hicieron hincapié en la importancia de que las licitaciones fueran claras y transparentes, para dar certidumbre a los inversionistas. Álvarez y Torres Barrón coincidieron en que este fue el gran éxito de esta primera licitación y en que deberá replicarse en los siguientes procesos.
