El ABC de la unificación petrolera

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La Reforma Energética no sólo ha traído cambios en la forma de pensar en el petróleo mexicano. También introdujo un nuevo vocabulario – nuevas palabras que, antes de que hubiera múltiples operadores, no hubieran tenido ningún sentido. Conceptos como rondas de licitación, devolución de áreas (relinquishment), asociaciones (farmouts) y programa mínimo de trabajo describen componentes clave del nuevo modelo energético nacional. Pero no siempre están bien explicados ni bien entendidos.

Piensa, por ejemplo, en el concepto de unificación de yacimientos petroleros. La semana pasada, la posible unificación de un probable yacimiento compartido entre un Contrato de exploración y extracción de hidrocarburos (bloque licitado) y una asignación de Pemex se convirtió en uno de los temas más relevantes de la agenda nacional. En el mundo petrolero competitivo, donde se concretan varias unificaciones por año, esto difícilmente hubiera sido una noticia de primera plana. En México, ha generado muchas noticias, muchas especulaciones, muchas declaraciones – y muchas preguntas:

¿Es cierto que la unificación de campos petroleros implica un riesgo de violar derechos de propiedad?

¿Es cierto que la unificación podría representar una manera en que un lado saque de la jugada al otro?

 ¿Existe la posibilidad de que un lado se vea ‘más vivo’ negociando al principio y empuje al otro a aceptar un mal acuerdo?

¿Se puede usar la unificación como una manera de restringir la producción de hidrocarburos de las empresas privadas?

¿El ser operador (o no) se decide a partir del tamaño e importancia de las empresas?

¿El porcentaje del campo que esté de un lado u otro es fijo a lo largo del tiempo y un criterio determinante para escoger al operador?

En términos generales, la respuesta a todas estas preguntas es NO. El proceso de unificación es un concepto relativamente simple. Al poner reglas claras que se deben seguir (en el caso de México, lineamientos que estableció la Secretaría de Energía con base en las mejores prácticas internacionales) la unificación genera certidumbre para las inversiones de empresas petroleras involucradas y también para el Estado Mexicano—uno de los principales interesados en que se obtenga el mayor beneficio económico de la producción del campo en cuestión.

Lo más básico de lo básico de la unificación. Existen yacimientos que se extienden más allá de los límites de un Área Contractual o de Asignación y se encuentran geográficamente en dos o más Contratos o Asignaciones. A estos se les llaman Yacimientos Compartidos. En estas condiciones, los acuerdos de unificación existen para evitar la competencia ineficiente que se podría generar entre dos o más operadores que comparten derechos sobre un Yacimiento Compartido y busquen evitar que el otro o los otros operadores produzcan el hidrocarburo que proviene de su Área, lo que se conoce como Regla de Captura (en ocasiones llamado el “Efecto Popote”). Estar preocupado por este efecto puede dar lugar a que los operadores tomen decisiones para incrementar la producción en el corto plazo, sin buscar maximizar el volumen de hidrocarburos recuperados en el largo plazo, como sucedió en países como Estados Unidos al principio de su boom petrolero. Esta situación afecta los beneficios económicos y fiscales a largo plazo para el Estado. Por el contrario, un plan de desarrollo holístico, coordinado por un solo operador, es la forma más eficiente de maximizar la recuperación de petróleo.

Que el concepto general sea simple no implica que el proceso detallado no tenga recovecos técnicos y algunos otros detalles. Pensando en esto, hemos compilado lo que creemos que son los principales conceptos y preguntas que nos hemos topado, para aportar nuestras mejores respuestas.

 

¿Cualquier campo en México puede ser unificado?

No. Aunque en México las áreas contractuales se diseñaron para tratar de respetar la forma natural de las estructuras geológicas, las divisiones jurídicas entre áreas contractuales (o entre bloques licitados y asignaciones) no necesariamente son un reflejo perfecto de la geología, particularmente en áreas exploratorias. Eso significa que, en algunas ocasiones, alguna empresa o consorcio que haya obtenido los derechos para operar un área podría descubrir un yacimiento que podría extenderse fuera de ella.

Si el área adyacente hacia donde el yacimiento se podría extender es de otro operador o consorcio, se deben seguir una serie de reglas antes de permitir cualquier tipo de desarrollo para evitar generar competencias absurdas.

Claro que, para cualquier unificación, se tiene que confirmar que el yacimiento realmente está compartido entre ambas áreas contractuales o de asignación. No es suficiente que los mapas geológicos lo sugieran: las mediciones de presión o estudios dinámicos obtenidos directamente en el yacimiento deben mostrar que ambos lados están en ‘comunicación hidráulica’. Esta no es más que una forma de decir que se tiene que mostrar que la presión es continua y, por lo tanto, el yacimiento es una especie de ‘tanque’ que abarca ambos lados. Es muy importante que esta determinación se haga antes de acordar el proceso de unificación, y más aún, antes de empezar el desarrollo del yacimiento.

 

¿Qué antecedentes tenemos de campos unificados en México?

En realidad, ninguno en tiempos modernos. La firma del Tratado de Yacimientos Transfronterizos entre Estados Unidos y México sigue el mismo concepto de unificación. Tal como se explicó en la firma, se buscaba evitar en aquel momento que cualquier operador pudiera aprovecharse indebidamente de recursos del otro lado de la frontera y, por lo tanto, de su área de trabajo. También se buscaba que se generaran condiciones para una operación unificada, que favoreciera el valor de largo plazo del activo – y por lo tanto de todas las partes.

 

El concepto, ilustrado por la primera imagen, resulta tan novedoso para el público mexicano debido a que el anterior modelo energético nacional no daba cabida a este tipo de situación. Como todos los bloques petroleros que se operaron en México por casi ocho décadas fueron adjudicados a Pemex, el límite de bloques o asignaciones era irrelevante (a menos que estuviera en la frontera con otro país). Por lo tanto, era imposible que se diera un caso en el cual dos bloques mexicanos aledaños eran operados por diferentes empresas o consorcios. Esta situación general de la industria petrolera mexicana previa a 2013 se refleja en la siguiente imagen:

 

¿Las empresas son las únicas partes interesadas en un proceso de unificación?

No. La unificación de yacimientos es un proceso que busca poner de acuerdo a todas las partes que tienen interés económico sobre un yacimiento. Aunque este es esencialmente un acuerdo entre privados, cabe destacar que las empresas que tienen derechos sobre el mismo yacimiento a partir de los contratos que ganaron o las asignaciones otorgadas por el Estado. No son los únicos agentes que participan en el proceso de unificación.

En el caso mexicano, existe una amplia gama de autoridades que velan por el mejor aprovechamiento de los recursos petroleros nacionales, como la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Sener, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) y el Fondo Mexicano de Petróleo (FMP). Su rol institucional es clave para el desarrollo eficiente de los hidrocarburos de un yacimiento compartido y para garantizar que el estado logre canalizar esa actividad petrolera eficientemente.

El mayor daño que se genera por un aprovechamiento subóptimo de los yacimientos petroleros no son las pérdidas económicas que una empresa le puede ocasionar a la otra a través de la explotación descoordinada de los hidrocarburos del yacimiento compartido. El mayor daño lo perciben las finanzas públicas y el desarrollo nacional. Es decir, el desarrollo no óptimo de un yacimiento compartido disminuye su factor de recuperación final y da lugar a necesidades adicionales de inversión –que están a cargo del estado en asignaciones o contratos con recuperación de costos. También genera un riesgo fiscal, ya que, un consorcio con menores contraprestaciones en su contrato puede extraer hidrocarburos que le corresponden a otro con mayores contraprestaciones.

Si no se piensa en la producción del yacimiento a largo plazo –y también en la forma más eficiente de iniciar operaciones en el corto plazo– la renta petrolera puede disminuir junto con las actividades. En esta situación de incertidumbre, la hacienda pública termina perdiendo potenciales ingresos ligados a una mayor producción. Por eso es tan importante la posición de las autoridades relevantes –particularmente de la CNH, que tiene los equipos técnicos para pronunciarse sobre la idoneidad o no de un plan de desarrollo.

El proceso de selección de operador y el plan de desarrollo óptimo incluye muchas variables, como explicaremos más adelante. Idealmente, el operador del campo debería de ser la empresa que pueda generar una mejor recuperación del campo. Es decir, quien pueda iniciar la producción de crudo más rápido y sostenerla a niveles altos por la mayor cantidad de tiempo.

 

En México, ¿qué Leyes o criterios norman la unificación de yacimientos?

Por un lado, la Ley de Hidrocarburos y su reglamento aportan criterios generales para catalogar y llevar a cabo un proceso de unificación. Por otro, están los lineamientos administrativos de Sener que norman el procedimiento para instruir la unificación de yacimientos compartidos y aprobar los términos y condiciones del acuerdo de unificación. También son relevantes los tratados internacionales (como el que se firmó con Estados Unidos); y los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos suscritos por el Estado Mexicano mediante la CNH.

 

¿Cómo se dividen los derechos y obligaciones de las distintas empresas en un área unificada?

Cuando se unifica la operación de un yacimiento compartido, todas las empresas con ‘acciones’ se vuelven partícipes de algo más grande, aunque con una menor tajada de la producción que si el operador fuera el único con derechos contractuales. Naturalmente, esto resulta en una negociación sobre los nuevos porcentajes de participación basado en la mejor información disponible. El objetivo es asignar derechos y obligaciones de forma proporcional a los términos contractuales que existían antes de unificar el campo, que siguen vigentes en cuanto a contraprestaciones y obligaciones fiscales. Es decir, si se estima que el 60 por ciento del campo está del lado del área A, a la empresa o consorcio que tenga los derechos de exploración y producción del consorcio del área A le van a corresponder 60 por ciento de los costos y la producción.

Aunque este marco hace de la unificación un proceso bastante objetivo, suelen surgir complicaciones técnicas durante la negociación en torno al “drenaje del yacimiento”, la infraestructura a utilizar y de la accesibilidad a dicho yacimiento en la parte terrestre o lecho marino. Es importante señalar que las participaciones iniciales (que comúnmente se llaman splits) no necesariamente son iguales a los splits finales. Conforme avanza el desarrollo del campo, y se perforan más pozos, el entendimiento del volumen total de los recursos va evolucionando. Por ejemplo, en el caso del “drenaje”, puede haber un yacimiento que esté dividido en un 50/50 entre los operadores al inicio del acuerdo. Pero, al drenarse el yacimiento, en un año el remanente puede volcarse 40/60 o 30/70 a favor de un operador. Esto significa que muchas veces hay necesidades de ajustar la negociación, que pueden ser importantes en términos porcentuales.

El hecho de que todos los miembros del consorcio tengan acceso a la misma información sustantiva –y usen a un tercero para hacer cualquier cálculo de re-determinación de splits– protege los derechos de las distintas partes de una manera transparente y objetiva. Considerando que los acuerdos de unificación son costosos y toman mucho tiempo, es importante prever este y otros tipos de consideraciones, más allá del split inicial, a la hora de firmar la unificación del yacimiento. Esta es una de las razones, como explicaremos más adelante, por las que el split del campo no necesariamente determina quién va a ser el operador: no siempre el operador del bloque que tiene mayor participación opera el campo.

 

¿Cuál es el rol del operador? ¿Gana más quien opera el campo?

El operador es la empresa encargada de proponer y, en su caso, ejecutar los planes aprobados por el Comité Operativo de la Unidad (Unit Operating Committee), que se compone por todas las empresas que participan en el activo unificado. El voto de cada una de las empresas es proporcional a su participación económica. En ese sentido, el acuerdo de unificación determina el número de votos requeridos para aprobar el desarrollo de planes y presupuesto anuales, que es la manera esencial en la que el Comité tiene control sobre el operador.

Por supuesto, el operador maneja muchos detalles de las actividades del día a día. Sería el encargado, por ejemplo, de coordinar a las empresas de servicio que ejecutan las perforaciones, la construcción de las plataformas y otros servicios clave para el desarrollo del campo. Sin embargo, el comité operativo dirige y limita el alcance de las operaciones.

Un principio clave es que el operador no gana ni más ni menos por ser operador (respecto a las otras empresas que participan en el consorcio unificado). De hecho, puede ser penalizado en casos de negligencia, para mantener un alto estándar de actividades. Por lo tanto, la selección del operador durante las negociaciones privadas típicamente busca privilegiar criterios de eficiencia y agilidad para tomar decisiones: el mejor operador va a ser el que pueda ejecutar con mayor eficacia y eficiencia el plan operativo (en este caso, de desarrollo) aprobado por todas las partes.

Vale la pena aclarar este punto: ser operador no es la forma en la que una compañía petrolera genera mayores ingresos. Típicamente hay controversia sobre quién debe ser el operador solo si hay sospechas de que alguno de los operadores propuestos podría ser ineficiente de forma que destruya valor en el campo o se demore en la ejecución del plan de desarrollo acordado.

 

¿Cómo se determina quién debe ser el operador?

Normalmente, las empresas involucradas escogen al operador durante la negociación privada que ocurre para plantear un acuerdo de unificación. Para ello, no es suficiente con tener la mayoría en el estimado del split. Se necesita convencer al resto que tus decisiones y acciones como operador realmente van a lograr maximizar el valor económico para todos.

Aquí se consideran criterios como la capacidad tecnológica y gerencial de cada empresa. Dado que un acuerdo de unificación no exime a cada empresa de sus obligaciones individuales ni “unifica” el clausulado de contratos existentes, también se considera qué empresa tiene un mejor régimen fiscal para ser el operador.

Una vez que las parte se ponen de acuerdo, la designación del operador y el Acuerdo de Unificación son sujeto de aprobación por parte de Sener con las opiniones de la CNH y SHCP. Si las partes no se ponen de acuerdo, Sener puede determinar al operador con el apoyo de una consulta a un tercero independiente e imparcial con reconocimiento internacional. Esta es una práctica común a nivel global que asegura que las autoridades energéticas no sean juez y parte del acuerdo, sino que se respalden en opiniones ajenas al acuerdo en sí. En ambos casos, también hay opiniones directas e indirectas de todas las autoridades involucradas: la Secretaría de Hacienda, el Fondo Mexicano del Petróleo y por supuesto la CNH.

 

¿Qué pasaría si hubiera muchos yacimientos compartidos entre dos bloques?

Aunque esto suena rebuscado, ocurre frecuentemente. Lo que típicamente se hace en estos casos es generar un acuerdo marco de operación, asignando un solo operador a todos los yacimientos. Pero la participación porcentual (split) de cada yacimiento podría ser diferente dependiendo de las condiciones geográficas. Es decir, el split se puede repartir. Podría haber yacimientos compartidos en una parte que generen un split 50/50, pero otros yacimientos en la misma área y bajo el mismo operador donde el split sea de 75/25.

De nuevo, este tipo de detalles explica, en parte, por qué los splits de hidrocarburos por consocio o empresas no siempre determinan quién va a ser el operador.

 

¿Qué es un Acuerdo Preliminar de Unificación?

Antes de que las empresas firmen un Acuerdo de Unificación, consorcios petroleros con bloques adyacentes pueden firmar un Acuerdo Preliminar de Unificación voluntariamente.

En el acuerdo preliminar se define cómo las partes van a realizar la exploración, evaluación, delimitación y caracterización de un posible yacimiento compartido, así como los protocolos de trabajo antes de declarar ante las autoridades que efectivamente es compartido. En los lineamientos que publicó Sener para la unificación se establece que el acuerdo preliminar debe contener:

  • Los procedimientos para el intercambio de información entre las partes involucradas, considerando también las obligaciones de confidencialidad
  • Las operaciones que deberán realizarse para delimitar el posible yacimiento compartido, establecer la conectividad y asegurar que se cumplen las condiciones para realizar un aviso de descubrimiento de un yacimiento compartido
  • Los procedimientos para resolución de controversias
  • El plazo de vigencia del acuerdo preliminar y la justificación en caso de que el acuerdo deba durar más de dos años.

La mayoría de estos acuerdos preliminares de unificación también consideran la creación de comités para evaluar la información de ambas partes, los protocolos de intercambio de información, y ponen las bases para que, de confirmarse que el yacimiento es compartido, se pueda firmar un Acuerdo de Unificación.

 

¿Cuál es el protocolo para la unificación de yacimientos?

Los marcos legales y normativos dan una serie de pasos que deben cumplirse para poder llegar al mejor acuerdo de unificación posible. Los lineamientos establecidos por Sener sólo aplican a los hidrocarburos compartidos de las áreas en cuestión. Por ejemplo, si en una determinada área existe un yacimiento compartido y otro no compartido (localizado totalmente dentro del área contractual o de asignación), sólo el primero de estos será objeto de unificación. El resto del área aún se rige bajo los términos originales, ya que, la unificación no crea nuevos consorcios ni derechos contractuales.

Como explicó Fausto Álvarez, el titular de la Unidad de Administración Técnica de Asignaciones y Contratos de la CNH en redes sociales, después de firmar un preacuerdo de unificación, las partes tienen que evaluar adecuadamente el descubrimiento para saber cómo se extiende el yacimiento.

Después de realizar las evaluaciones y que éstas apunten a un yacimiento compartido, las empresas deben presentar ante la Sener y la CNH una notificación de que el yacimiento efectivamente es compartido. Paso seguido, Sener solicitará a la CNH su opinión técnica sobre el yacimiento y, con base en ésta, se declarará formalmente la existencia del yacimiento compartido.

Con estas determinaciones ya dadas, las empresas presentan una propuesta de unificación, de acuerdo con sus negociaciones y los términos más convenientes para la producción de hidrocarburos y la rentabilidad del proyecto. Una vez recibida, Sener le solicitará su opinión a CNH sobre el plan de desarrollo del área unificada y, en su caso, sobre el operador designado para llevar a cabo los trabajos.

Ya con la opinión sobre el plan de desarrollo y el operador, Sener resolverá si se aprueba el Acuerdo de Unificación. Es en este punto donde, si no hay un consenso entre las partes sobre alguno de los términos del acuerdo, Sener podrá poner los términos y condiciones en una Resolución de Unificación. Esto incluye la decisión sobre quién debe ser el operador, que será informada por la opinión de un tercero independiente.

De cualquier manera que se implemente el proceso de unificación, dentro del protocolo establecido por las autoridades mexicanas, es importante recordar que este mecanismo garantiza la transparencia y la cooperación entre toda las partes interesadas. El uso de este recurso novedoso en México ayuda a las empresas que han confiado en el país mediante sus inversiones, mientras protegen los intereses estratégicos del Estado Mexicano en cuanto al desarrollo eficiente y competitivo de hidrocarburos en el país.

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