Los Farmouts de PEMEX: hacia nuevas alternativas de expansión

Por: César Augusto Rangel García

Cuando entró en vigor la Reforma Constitucional Energética los números de Petróleos Mexicanos mostraban un escenario claro y urgente en cuanto exploración y producción: la producción en tierra y aguas someras de la cual depende en mayor medida (más del 80%) se encontraba en franca declinación y la caída en el precio internacional del barril petróleo no generaba incentivos suficientes para contrarrestar ese escenario.

Como efecto de lo anterior, los recortes presupuestales limitaron aún más el margen de movilidad de la ahora Empresa Productiva del Estado. En todo el mundo las grandes petroleras comenzaron fuertes programas de ajuste a sus presupuestos y muchas petroleras pequeñas tuvieron que buscar alternativas para sobrevivir un escenario que pasó de cotizar en más de 100 dólares por barril (dbp) a cifras inferiores a los 35 dpb en sus puntos más bajos.

Una alternativa que el nuevo modelo energético mexicano dio a Pemex fue la posibilidad de asociarse de diferentes maneras. Recordemos que la Ronda Cero, le otorgó el 100% de los recursos 1p los cuales conforme al nuevo mandato Constitucional debía desarrollar de forma productiva priorizando aquellos que maximizaran la renta petrolera conforme a lo establecido en la exposición de motivos de la reforma.

Al inicio de 2016 el escenario de negocios se mostró complejo para la estatal Pemex que inició con ajustes a su presupuesto, una caída en la producción y una considerable menor cotización los barriles de petróleo que colocaba en los mercados internacionales. Si bien el IEPS logró compensar la caída en la recaudación fiscal para el Estado, Pemex con un mayor margen de autonomía debía buscar alternativas en su modelo de negocio para reconfigurar sus propios proyectos, en donde contaba con mayores opciones y un esquema tributario que le permitía mayor movilidad pudiendo migrar sus asignaciones a modelos de asociación con o sin socios.

La reforma dio distintas herramientas a Pemex para conseguir sus objetivos de negocio:

1. La posibilidad de concursar en las rondas de licitación de forma individual o asociado a otras empresas en las mismas condiciones que el resto de los interesados.
2. La opción de migrar sus Asignaciones a cualquiera de los contratos previstos en la reforma (producción / exploración compartida o licencia), siempre que se comprobara mayor eficiencia en la misma. Dentro de estas migraciones se cuenta con dos posibilidades: cuando existe un socio o sin socio. Aquellos con socio no son para la búsqueda de un nuevo asociado, recordemos que previo a la reforma existían ya modelos de asociación vigentes, como los Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP), es decir, el socio ya existe previo a la solicitud, pero la migración se hace en términos de los nuevos modelos de contrato.

Un ejemplo de una migración con socio fue la de Pemex y Petrofac, en donde el CIEP de los campos terrestres Santuario y El Golpe en Tabasco se encontraba vigente desde 2011 con una vigencia de 25 años[1].

1. Sobre las Asignaciones obtenidas en la Ronda Cero, existe también la opción de buscar un socio para un Joint Operating Agreement (Join Venture), con la precondición de que los interesados en asociarse con Pemex deben concursar en una licitación pública donde la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el acompañamiento de Pemex, es la encargada del diseño de las bases de licitación. Estos son los denominados
2. Finalmente, si tomamos en cuenta que las Asignaciones, aún siendo directas y no pasar por un concurso de licitación, no se encuentran exentas de compromisos de planes de trabajo, una última alternativa en este portafolio es la devolución por parte de Pemex de asignaciones hechas por SENER para su potencial incorporación en rondas de licitación. Esto cobra sentido ya que distintos escenarios pueden quitar rentabilidad a proyectos asignados reduciendo su atractivo de inversión.

Dentro de las Asignaciones de la Ronda Cero, la SENER le otorgó “asignaciones de resguardo”, que fueron aquellas no solicitadas por Pemex pero que aun así le fueron otorgadas[2]. Sobre estas asignaciones no solicitadas se tendrían dos opciones, devolverlas a SENER o buscar la forma de hacerlas rentables, con lo que se abriría la posibilidad de plantear un Farmout, por ejemplo.

Con este escenario, queda claro que los Farmouts forman parte importante en las nuevas alternativas de negocio de Pemex, especialmente en un entorno volátil en la cotización internacional del barril de petróleo y con la necesidad de ajustes presupuestales que ello supone.

Retomando la declinación de la producción terrestres y de aguas someras que presenta el país, esta necesidad de asociación se incrementa, no solo para Pemex, sino para el resto de los participantes de la industria, al plantearse nuevos y complejos proyectos como los de aguas profundas o los llamados no convencionales.

A la volatilidad del mercado, la caída en la producción y la disminución de recursos, se suma la complejidad geológica de este tipo de proyectos que termina aumentando el riesgo a la inversión.

De esta manera, el 10 de junio de 2016 el Consejo de Administración de Pemex autorizó la migración de las asignaciones AE-0092 Cinturón Subsalino-10 y AE-0093 Cinturón Subsalino-11 a un modelo Joint Operating Agreement (JOA), que conforma el llamado bloque “Trión” de aguas profundas.

Diseño del contrato y estadísticas

Conforme a los criterios de política energética y fiscal, correspondió a la SHCP el diseño financiero y fiscal de las bases a través de su Unidad de Ingresos sobre Hidrocarburos; a la Secretaría de Energía (SENER) el tipo de contrato mediante la Unidad de Políticas de Exploración y Extracción de Hidrocarburos y a la CNH, como órgano regulador especializado, la ejecución de los términos de la licitación. También participa la Secretaría de Economía para el caso de los márgenes de Contenido Nacional conforme a las condiciones del proyecto específico y el mercado nacional.

El contrato tipo Licencia establece distintos ingresos al Estado incluidos los gravámenes de ISR y regalía básica. Para el concurso de licitación, la Secretaría de Hacienda (SHCP) determinó un margen de regalía adicional mínimo del 3% y máximo del 4%, que se suma a la regalía base del 7.5%. En total, la SHCP calcula que el valor de estos ingresos represente el 72.4% del valor de la utilidad del proyecto en favor del Estado.

En diciembre de 2016 se llevó a cabo el concurso de licitación en donde BP y BHP Billion igualaron su propuesta de regalía adicional y desempataron con propuestas en efectivo. BP ofertó 605.9 mdd, mientras que BHP Billiton le superó con 624 mdd, resultando ganadora.

Esta asociación permitirá que Pemex no tenga que invertir hasta que BHP Billitón alcance lo equivalente a 1,974 millones de dólares en inversión reduciendo la carga para la estatal mexicana que ya había hechos importantes inversiones previas logrando clasificar como 3p las reservas del proyecto.

Farmouts 2017: Ogarrio, Cárdenas-Mora y Ayin Batsil.

Para el año 2017 se llevaron a cabo los Farmouts de Ayin Batsil, Ogarrio y Cárdenas-Mora, en donde Pemex consiguió hacerse de socios para los dos últimos.

En el área contractual Ogarrio, la alemana DEA Deutsche Erdoel AG ganó la licitación con la mejor propuesta. En este campo se espera una inversión total de 450 millones de dólares que se compartirán en partes iguales entre la subsidiaria Pemex E&P (PEP) y DEA Erdoel, quien también fungirá como operador, y tendrán una participación en el Contrato equivalente a 50 por ciento cada uno. Se estima que la producción en Ogarrio se incrementará al menos en 27% a través de procesos de recuperación secundaria[3].

En el caso de Cárdenas-Mora la mejor propuesta fue presentada por Cheiron Holdings. En este campo se comprometió una inversión equivalente a mil 76 mdd compartidos en partes iguales, esperando un incremento en la producción por 35% a través de procesos de recuperación secundaria[4].

La regalía adicional promedio de las propuestas ganadoras representa el 13%, que en suma a gravámenes y contraprestaciones, significa que el Estado y Pemex recibirán el 84% del valor de la utilidad del proyecto.[5]

Con estos datos se cumplen las premisas que dan origen a estas asociaciones: se reduce la carga financiera para Pemex, se optimizan los recursos en favor del Estado o “renta petrolera” y se atiende la declinación petrolera.

Estas tres condiciones son la forma más básica de evaluar la pertinencia de un Farmout, misma labor que realizan las dependencias previamente referidas para el diseño de las bases de licitación y el modelo de contrato: menos inversión de Pemex, más ingresos para el Estado y una mayor producción petrolera.

En un segundo plano, con mayor detalle encontraremos que las bases tienen una doble intencionalidad en el tipo de contrato buscando no limitar la industria a una mera ecuación ingresos + producción que en el largo plazo puede generar más perjuicios que los beneficios económicos que en un primer momento genera. Por ejemplo, las cláusulas de Contenido Nacional buscan que las industrias nacionales paralelas de la actividad petrolera participen en estos contratos por porcentajes obligatorios y que en ello exista también transferencia tecnológica. Otras como la cláusula de esquema progresivo atiende la volatilidad del mercado para que los ingresos del Estado puedan aumentar si el precio del barril aumenta o si son descubiertos volúmenes mayores a los previstos.

Fuentes:

Imagen “Indicadores Petroleros”. Tomada de: Pemex. Informe mensual sobre producción y comercio de hidrocarburos. Indicadores petroleros. “Producción de crudo.” PEMEX, Subdirección de desempeño de negocio. Abril 2018. URL http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/indicador.pdf

Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala de Prensa. Boletín. 18.12.2017. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2017-106-nacional.aspx

Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL: https://expansion.mx/negocios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gasto

Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los campos Cárdenas Mora y Ogarrio. 6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2018-023-nacional.aspx

[1] Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala de Prensa. Boletín. 18.12.2017. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2017-106-nacional.aspx

[2] Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL: https://expansion.mx/negocios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gasto

[3] Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los campos Cárdenas Mora y Ogarrio. 6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2018-023-nacional.aspx

[4] Idem.

[5] SHCP. Sala de Prensa. Comunicado Conjunto SHCP-CNH-SENER. Resultados de la Segunda Convocatoria para Asociaciones con Pemex. 4.10.2017 URL: https://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-conjunto-shcp-cnh-sener-resultados-de-la-segunda-convocatoria-para-asociaciones-con-pemex?idiom=es

Por: César Augusto Rangel García

Cuando entró en vigor la Reforma Constitucional Energética los números de Petróleos Mexicanos mostraban un escenario claro y urgente en cuanto exploración y producción: la producción en tierra y aguas someras de la cual depende en mayor medida (más del 80%) se encontraba en franca declinación y la caída en el precio internacional del barril petróleo no generaba incentivos suficientes para contrarrestar ese escenario.

Como efecto de lo anterior, los recortes presupuestales limitaron aún más el margen de movilidad de la ahora Empresa Productiva del Estado. En todo el mundo las grandes petroleras comenzaron fuertes programas de ajuste a sus presupuestos y muchas petroleras pequeñas tuvieron que buscar alternativas para sobrevivir un escenario que pasó de cotizar en más de 100 dólares por barril (dbp) a cifras inferiores a los 35 dpb en sus puntos más bajos.

Una alternativa que el nuevo modelo energético mexicano dio a Pemex fue la posibilidad de asociarse de diferentes maneras. Recordemos que la Ronda Cero, le otorgó el 100% de los recursos 1p los cuales conforme al nuevo mandato Constitucional debía desarrollar de forma productiva priorizando aquellos que maximizaran la renta petrolera conforme a lo establecido en la exposición de motivos de la reforma.

Al inicio de 2016 el escenario de negocios se mostró complejo para la estatal Pemex que inició con ajustes a su presupuesto, una caída en la producción y una considerable menor cotización los barriles de petróleo que colocaba en los mercados internacionales. Si bien el IEPS logró compensar la caída en la recaudación fiscal para el Estado, Pemex con un mayor margen de autonomía debía buscar alternativas en su modelo de negocio para reconfigurar sus propios proyectos, en donde contaba con mayores opciones y un esquema tributario que le permitía mayor movilidad pudiendo migrar sus asignaciones a modelos de asociación con o sin socios.

La reforma dio distintas herramientas a Pemex para conseguir sus objetivos de negocio:

1. La posibilidad de concursar en las rondas de licitación de forma individual o asociado a otras empresas en las mismas condiciones que el resto de los interesados.
2. La opción de migrar sus Asignaciones a cualquiera de los contratos previstos en la reforma (producción / exploración compartida o licencia), siempre que se comprobara mayor eficiencia en la misma. Dentro de estas migraciones se cuenta con dos posibilidades: cuando existe un socio o sin socio. Aquellos con socio no son para la búsqueda de un nuevo asociado, recordemos que previo a la reforma existían ya modelos de asociación vigentes, como los Contratos Integrales de Exploración y Producción (CIEP), es decir, el socio ya existe previo a la solicitud, pero la migración se hace en términos de los nuevos modelos de contrato.

Un ejemplo de una migración con socio fue la de Pemex y Petrofac, en donde el CIEP de los campos terrestres Santuario y El Golpe en Tabasco se encontraba vigente desde 2011 con una vigencia de 25 años[1].

1. Sobre las Asignaciones obtenidas en la Ronda Cero, existe también la opción de buscar un socio para un Joint Operating Agreement (Join Venture), con la precondición de que los interesados en asociarse con Pemex deben concursar en una licitación pública donde la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el acompañamiento de Pemex, es la encargada del diseño de las bases de licitación. Estos son los denominados
2. Finalmente, si tomamos en cuenta que las Asignaciones, aún siendo directas y no pasar por un concurso de licitación, no se encuentran exentas de compromisos de planes de trabajo, una última alternativa en este portafolio es la devolución por parte de Pemex de asignaciones hechas por SENER para su potencial incorporación en rondas de licitación. Esto cobra sentido ya que distintos escenarios pueden quitar rentabilidad a proyectos asignados reduciendo su atractivo de inversión.

Dentro de las Asignaciones de la Ronda Cero, la SENER le otorgó “asignaciones de resguardo”, que fueron aquellas no solicitadas por Pemex pero que aun así le fueron otorgadas[2]. Sobre estas asignaciones no solicitadas se tendrían dos opciones, devolverlas a SENER o buscar la forma de hacerlas rentables, con lo que se abriría la posibilidad de plantear un Farmout, por ejemplo.

Con este escenario, queda claro que los Farmouts forman parte importante en las nuevas alternativas de negocio de Pemex, especialmente en un entorno volátil en la cotización internacional del barril de petróleo y con la necesidad de ajustes presupuestales que ello supone.

Retomando la declinación de la producción terrestres y de aguas someras que presenta el país, esta necesidad de asociación se incrementa, no solo para Pemex, sino para el resto de los participantes de la industria, al plantearse nuevos y complejos proyectos como los de aguas profundas o los llamados no convencionales.

A la volatilidad del mercado, la caída en la producción y la disminución de recursos, se suma la complejidad geológica de este tipo de proyectos que termina aumentando el riesgo a la inversión.

De esta manera, el 10 de junio de 2016 el Consejo de Administración de Pemex autorizó la migración de las asignaciones AE-0092 Cinturón Subsalino-10 y AE-0093 Cinturón Subsalino-11 a un modelo Joint Operating Agreement (JOA), que conforma el llamado bloque “Trión” de aguas profundas.

Diseño del contrato y estadísticas

Conforme a los criterios de política energética y fiscal, correspondió a la SHCP el diseño financiero y fiscal de las bases a través de su Unidad de Ingresos sobre Hidrocarburos; a la Secretaría de Energía (SENER) el tipo de contrato mediante la Unidad de Políticas de Exploración y Extracción de Hidrocarburos y a la CNH, como órgano regulador especializado, la ejecución de los términos de la licitación. También participa la Secretaría de Economía para el caso de los márgenes de Contenido Nacional conforme a las condiciones del proyecto específico y el mercado nacional.

El contrato tipo Licencia establece distintos ingresos al Estado incluidos los gravámenes de ISR y regalía básica. Para el concurso de licitación, la Secretaría de Hacienda (SHCP) determinó un margen de regalía adicional mínimo del 3% y máximo del 4%, que se suma a la regalía base del 7.5%. En total, la SHCP calcula que el valor de estos ingresos represente el 72.4% del valor de la utilidad del proyecto en favor del Estado.

En diciembre de 2016 se llevó a cabo el concurso de licitación en donde BP y BHP Billion igualaron su propuesta de regalía adicional y desempataron con propuestas en efectivo. BP ofertó 605.9 mdd, mientras que BHP Billiton le superó con 624 mdd, resultando ganadora.

Esta asociación permitirá que Pemex no tenga que invertir hasta que BHP Billitón alcance lo equivalente a 1,974 millones de dólares en inversión reduciendo la carga para la estatal mexicana que ya había hechos importantes inversiones previas logrando clasificar como 3p las reservas del proyecto.

Farmouts 2017: Ogarrio, Cárdenas-Mora y Ayin Batsil.

Para el año 2017 se llevaron a cabo los Farmouts de Ayin Batsil, Ogarrio y Cárdenas-Mora, en donde Pemex consiguió hacerse de socios para los dos últimos.

En el área contractual Ogarrio, la alemana DEA Deutsche Erdoel AG ganó la licitación con la mejor propuesta. En este campo se espera una inversión total de 450 millones de dólares que se compartirán en partes iguales entre la subsidiaria Pemex E&P (PEP) y DEA Erdoel, quien también fungirá como operador, y tendrán una participación en el Contrato equivalente a 50 por ciento cada uno. Se estima que la producción en Ogarrio se incrementará al menos en 27% a través de procesos de recuperación secundaria[3].

En el caso de Cárdenas-Mora la mejor propuesta fue presentada por Cheiron Holdings. En este campo se comprometió una inversión equivalente a mil 76 mdd compartidos en partes iguales, esperando un incremento en la producción por 35% a través de procesos de recuperación secundaria[4].

La regalía adicional promedio de las propuestas ganadoras representa el 13%, que en suma a gravámenes y contraprestaciones, significa que el Estado y Pemex recibirán el 84% del valor de la utilidad del proyecto.[5]

Con estos datos se cumplen las premisas que dan origen a estas asociaciones: se reduce la carga financiera para Pemex, se optimizan los recursos en favor del Estado o “renta petrolera” y se atiende la declinación petrolera.

Estas tres condiciones son la forma más básica de evaluar la pertinencia de un Farmout, misma labor que realizan las dependencias previamente referidas para el diseño de las bases de licitación y el modelo de contrato: menos inversión de Pemex, más ingresos para el Estado y una mayor producción petrolera.

En un segundo plano, con mayor detalle encontraremos que las bases tienen una doble intencionalidad en el tipo de contrato buscando no limitar la industria a una mera ecuación ingresos + producción que en el largo plazo puede generar más perjuicios que los beneficios económicos que en un primer momento genera. Por ejemplo, las cláusulas de Contenido Nacional buscan que las industrias nacionales paralelas de la actividad petrolera participen en estos contratos por porcentajes obligatorios y que en ello exista también transferencia tecnológica. Otras como la cláusula de esquema progresivo atiende la volatilidad del mercado para que los ingresos del Estado puedan aumentar si el precio del barril aumenta o si son descubiertos volúmenes mayores a los previstos.

Fuentes:

Imagen “Indicadores Petroleros”. Tomada de: Pemex. Informe mensual sobre producción y comercio de hidrocarburos. Indicadores petroleros. “Producción de crudo.” PEMEX, Subdirección de desempeño de negocio. Abril 2018. URL http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/indicador.pdf

Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala de Prensa. Boletín. 18.12.2017. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2017-106-nacional.aspx

Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL: https://expansion.mx/negocios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gasto

Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los campos Cárdenas Mora y Ogarrio. 6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2018-023-nacional.aspx

[1] Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala de Prensa. Boletín. 18.12.2017. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2017-106-nacional.aspx

[2] Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL: https://expansion.mx/negocios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gasto

[3] Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los campos Cárdenas Mora y Ogarrio. 6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2018-023-nacional.aspx

[4] Idem.

[5] SHCP. Sala de Prensa. Comunicado Conjunto SHCP-CNH-SENER. Resultados de la Segunda Convocatoria para Asociaciones con Pemex. 4.10.2017 URL: https://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-conjunto-shcp-cnh-sener-resultados-de-la-segunda-convocatoria-para-asociaciones-con-pemex?idiom=es