Por: Benjamín Torres-Barron y Héctor Medina-Perez
La Reforma Energética en México ha transformado al país en un jugador importante en la industria del petróleo y gas natural. El nuevo marco regulatorio permite que las compañías privadas –ya sean nacionales o internacionales- realicen actividades de exploración y extracción de hidrocarburos. Aunque Pemex continúa llevando a cabo actividades de exploración y extracción, dichas actividades pueden ya también ser llevadas a cabo por el sector privado y otras «Empresas Productivas del Estado»[1]. La Reforma Energética ratificó el dominio de la Nación sobre los hidrocarburos localizados en el subsuelo, ya que la propiedad del petróleo y gas localizados en el subsuelo seguirán bajo el control del Estado. La propiedad de los hidrocarburos se transmite al contratista hasta el momento en que son extraídos.
Uno de los cambios más relevantes derivados de la Reforma Energética en México es la introducción de nuevas modalidades de contratación que permiten al Estado contratar con particulares para llevar a cabo la exploración y extracción de petróleo y gas. Antes de la reforma, los particulares únicamente podían actuar como prestadores de servicios para PEMEX, recibiendo a cambio y sin excepción una contraprestación en efectivo, lo que desalentaba el interés de muchos contratistas para celebrar ese tipo de contratos. Ahora, la reforma permite adoptar nuevas modalidades que son mucho más atractivas y consistentes con las prácticas de la industria petrolera internacional, como los contratos de utilidad compartida, de producción compartida (CPCs) o de licencia.
De esta gama, sólo los contratos de licencia y los CPCs permiten que el contratista adquiera la propiedad de todo o parte de la producción de los hidrocarburos para su comercialización y para la recuperación de la inversión respectiva. De igual manera, el actual marco regulatorio en México permite que los particulares reporten, para efectos contables y financieros, los contratos celebrados con el Estado Mexicano para la exploración y explotación de hidrocarburos, así como los beneficios esperados, siempre y cuando se establezca claramente que todos los recursos localizados en el subsuelo son propiedad de la Nación[2], lo que en la industria se le conoce como «reportar las reservas» (en inglés conocido como «booking reserves«). Esto no era posible antes de la reforma energética, porque los particulares actuaban únicamente como prestadores de servicios. Este cambio es de gran relevancia, pues el derecho a registrar los beneficios esperados bajo el contrato correspondiente, hace posible que los contratistas privados puedan reflejar dicho derecho en sus estados financieros, trayendo ciertas ventajas económicas como el incremento del valor de sus acciones y/o la posibilidad de obtener mejores financiamientos para llevar a cabo sus actividades.
Oportunidades Actuales en el Sector del Petróleo y Gas
Las compañías del sector petrolero aprovechan las licitaciones que ha llevado a cabo con éxito la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para obtener el derecho para realizar la exploración y extracción de hidrocarburos en un diversificado portafolio de bloques (terrestres, convencionales, no convencionales, aguas someras y aguas profundas) dentro del territorio mexicano bajo regímenes contractuales internacionales atractivos (CPCs y Licencias). Ahora, los particulares —a través de CPCs y Contratos de Licencia— podrán disponer de los recursos una vez que sean extraídos del subsuelo, de conformidad con la Ley de Hidrocarburos, la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y los términos y condiciones correspondientes y aplicables a cada uno de los contratos referidos. La viabilidad económica y financiera de estos proyectos resulta crucial para la economía mexicana en los próximos años.
Necesidades Financieras en el Horizonte
Muchas empresas de E&P[3] que se encuentran participando o a las que la CNH ya les otorgó la oportunidad de desarrollar y operar estos bloques en México bajo cualquiera de las licitaciones, necesitarán obtener financiamiento para los costos de capital y operativos del proyecto. Estas empresas «upstream» tienen una estructura financiera mucho más especializada que otros segmentos dentro de la misma cadena energética (midstream y downstream) que son más parecidas al financiamiento comercial e industrial tradicional.
Dado que el financiamiento en la industria mexicana de upstream requiere de un profundo conocimiento y habilidades en dicho mercado, éste ofrece atractivas oportunidades de negocio para los bancos, fondos de inversión, firmas de abogados y otros consultores familiarizados con el marco regulatorio mexicano de hidrocarburos y que cuentan con la habilidad para estructurar transacciones complejas como éstas.
El mayor reto para estas instituciones está en identificar lo qué es factible de llevar a cabo al amparo de la legislación Mexicana a efectos de garantizar, ejecutar y/o disponer de los yacimientos de petróleo adjudicados por la CNH en favor de particulares, y al mismo tiempo tener certeza de que el crédito y la garantía respectiva no estén subordinados en caso de que el deudor incumpla o caiga en un concurso mercantil. Ciertamente hay varias cosas que aún necesitan ser ajustadas o modificadas para proporcionar seguridad jurídica y reglas claras tanto para acreedores como para deudores dentro de este tipo de proyectos.
Financiamiento Basado en Reservas, un Catalizador de la Industria
Los activos fundamentales de las empresas de E&P son sus reservas o el volumen de hidrocarburos que anticipan recuperar de los bloques o áreas comercialmente explotables que han sido previamente identificadas como fuentes de producción a partir de una fecha en específico en adelante. El volumen de las reservas puede ser cuantificado con base en información geológica y de ingeniería y considerando diferentes métodos o clasificaciones (i.e. probadas, probables o posibles, así como las denominadas reservas «3P»). La estimación de reservas no incluye inventarios y es actualizada conforme nueva información se encuentre disponible o conforme se vayan suscitando cambios en las condiciones económicas actuales.
Las empresas E&P que requieren de financiamiento para sus proyectos, esperan que los posibles acreedores evalúen sus reservas de petróleo y gas natural y determinen también si el valor actual de dichas reservas soporta un crédito para la compañía. El valor del crédito es influenciado por distintos factores, como el estimado de producción del yacimiento, un pronóstico de precio, la diversificación de los proyectos que tienen las empresas y los retos específicos del proyecto correspondiente. El repago del crédito para E&P podrá depender de las utilidades y flujo de efectivo generados por la adjudicación/adquisición exitosa, desarrollo y producción de las reservas de los hidrocarburos, y de la potencial venta de dichas reservas sujetas a la deuda.
En la industria financiera global, existen varias estructuras utilizadas por empresas upstream para financiar sus negocios de E&P. Generalmente, las empresas E&P no-integradas e independientes, diferentes de las «majors«, buscan financiamiento a través de un crédito basado en reservas, conocido generalmente como «Financiamiento Basado en Reservas». Este es un término genérico utilizado dentro de la industria para identificar esas estructuras financieras en donde el financiamiento es garantizado con el valor de las reservas de la empresa (o proyecto específico) y el servicio de deuda deriva de los ingresos generados por la producción de los yacimientos de hidrocarburos.
El Financiamiento Basado en Reservas (FBR) consiste en una línea de crédito revolvente garantizada por reservas probadas de bajo riesgo, cuya base es determinada por la valuación de dichas reservas (generalmente el 80%-100% de la base del financiamiento es garantizada). Las empresas de E&P utilizan FBR para la adquisición y costos de desarrollo para buscar nuevas reservas y así incrementar la valuación de sus reservas y el flujo de efectivo para el pago del servicio de la deuda y obtener utilidades. El FBR es constantemente monitoreado para reevaluar la base del crédito y la capacidad de pago del deudor. El FBR usualmente tiene un término de tres a cinco años y otros préstamos se encuentran subordinados al mismo. La base del crédito de una estructura de FBR se determina usualmente mediante la proyección de flujo de efectivo a ser obtenido de las reservas de petróleo y gas, a un porcentaje específico de descuento de su valor presente neto.
A pesar de que las estructuras de FBR varían de una jurisdicción a otra y están sujetas a políticas de financiamiento y necesidades específicas, el FBR es un producto sólido y con larga trayectoria dentro de la industria bancaria.
En la mayoría de los países petroleros, el marco regulatorio doméstico en mercados relativamente nuevos como el de México, no se encuentra desarrollado en su totalidad ni alineado con los conceptos legales y prácticas bancarias utilizadas en otros países desarrollados. El FBR requiere de un grado de certeza con respecto al tamaño y comerciabilidad de las reservas de los hidrocarburos, así como respecto a los derechos que tiene la empresa petrolera sobre ellas.
Existen diferentes modalidades de préstamos con grados alternativos de tolerancia de riesgo para el modelo de FBR. Para poder determinar el nivel y el tipo de estructuras, apalancamiento y garantías que usualmente se exigen, es muy importante considerar el abanico de posibilidades bajo el marco regulatorio del «nuevo» mercado, la voluntad de los bancos e instituciones financieras de participar en el mismo, así como el uso de experiencias previas de otros mercados similares que han evolucionado.
En el caso mexicano, los distintos modelos de contratos tienen condiciones contractuales específicas para llevar a cabo la cesión y/o transferencia de los derechos de una compañía. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) establece en los diferentes modelos de contrato, varias reglas para que los posibles cesionarios puedan participar en un contrato. También, define la regulación para llevar a cabo la cesión y/o transferencia parcial o total de los derechos de un contrato que requieren que el cesionario cumpla particularmente con ciertas capacidades técnicas y económicas mínimas para que la CNH autorice cualquier cesión/transferencia.
Un ejemplo es que un banco, por ejemplo, puede cumplir los requerimientos para participar en un contrato petrolero como no-operador toda vez que a éstos se les requiere, básicamente, demostrar cierto capital contable mínimo. Sin embargo, no es probable que un banco acepte asumir la responsabilidad solidaria respecto de todas las obligaciones y responsabilidades bajo el contrato de E&P respectivo, así como la obligación de proporcionar una garantía corporativa[4]. Además, bajo la regulación actual, la aprobación de este tipo de cesiones podría tomar varios meses.
Una posible solución a esta problemática podría ser permitir y regular de manera completa la cesión del contrato y/o cualquier porción del interés de participación bajo el mismo, a un tercero designado por el banco. En caso de que el cedente sea el operador, el nuevo cesionario deberá contar con las credenciales técnicas requeridas para llevar a cabo las operaciones. De manera alternativa, si la transferencia está relacionada con un no-operador, el nuevo no-operador designado por el banco deberá tener la capacidad financiera mínima indicada en las bases de licitación específicas.
De igual manera, a efectos de reducir la incertidumbre, las credenciales del tercero designado podrían ser pre-aprobadas por la CNH. Este supuesto debiera ser aplicable únicamente a los casos específicos en donde el crédito haya sido otorgado por acreedores que requieren ejecutar las garantías respectivas sin que sea necesario obtener consentimientos futuros y gravosos, aun y sin que el deudor deba colaborar para llevar a cabo la cesión de su interés de participación bajo el contrato respectivo.
Diversas disposiciones tanto legales como contractuales deberían modificarse para lograr lo anterior, incluyendo sin limitar lo dispuesto por el artículo 15 de la Ley de Hidrocarburos, las cláusulas de cesión y cambio de control de los contratos de E&P, así como los lineamientos por los que se establecen los requisitos y el procedimiento para celebrar alianzas o asociaciones en las que se lleve a cabo la cesión del control corporativo y de gestión o del control de las operaciones, respecto de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos que fueron publicados por la CNH el 30 de enero de 2017, para prever aquellos supuestos en los que un acreedor requiera constituir y en su caso, ejecutar cualquier garantía sobre los derechos de algún contratista bajo un contrato de E&P y en cuyo caso se otorgue mayor flexibilidad y medidas de excepción, tal y como se ha descrito en el párrafo anterior.
Constitución de las Garantías Necesarias
Las garantías son un componente esencial de cualquier crédito y en este sentido, sería importante considerar la posibilidad de otorgar y en caso de ser necesario, ejecutar cualquier garantía bajo el esquema de FBR con el propósito de dar certidumbre a los bancos.
Mientras que en los Estados Unidos el deudor puede ser dueño de las reservas subyacentes consideradas para efectos del esquema de FBR, este mercado es uno de los pocos existentes en el mundo en donde una hipoteca puede ser perfeccionada sobre el yacimiento de petróleo o gas natural, otorgando así una garantía sobre activos.
Sin embargo, en México las reservas de petróleo y gas localizadas en el subsuelo son siempre propiedad del Estado de manera que no será posible obtener ningún tipo de hipoteca o garantía similar sobre dichas reservas. No obstante lo anterior, y como en la mayoría de los mercados distintos al de los Estados Unidos, es posible otorgar una prenda sobre el interés de participación del deudor bajo contrato de E&P correspondiente como ya se usa hoy día en Brasil. Es importante considerar que la constitución de cualquier gravamen o restricción a la titularidad de los derechos derivados del contrato de E&P o de los activos destinados a la ejecución de dicho instrumento, requiere de la autorización de la CNH.
No obstante lo anterior, debería proporcionarse mayor flexibilidad bajo la actual regulación para el otorgamiento y ejecución de las garantías en favor de aquellos acreedores que financian a las empresas petroleras en México. Quizás una garantía viable que pudiera ser utilizada para este tipo de financiamiento es la constitución y perfeccionamiento de una prenda sin transmisión de posesión respecto del interés de participación del deudor bajo el contrato de E&P. Dicha garantía deberá ser aprobada previamente por CNH y cumplir con los requisitos formales correspondientes, incluyendo su inscripción ante el Registro Único de Garantías Mobiliarias.
Riesgos asociados con la Terminación de los Contratos de E&P
Otro aspecto importante a considerar al analizar la viabilidad de otorgar un FBR en México, es el riesgo asociado a la terminación o recisión del contrato de E&P respectivo, toda vez que el mismo es la única fuente de cualquier posible garantía sobre los beneficios de las reservas de hidrocarburos.
Una posible solución para mitigar este riesgo ante una posible rescisión podría ser regular y proporcionar derechos de intervención temporal (step-in) en favor de los acreedores, para darle la oportunidad a los bancos y demás acreedores de remediar cualquier incumplimiento del deudor bajo el contrato de E&P correspondiente y permitir la continuidad de las operaciones y la preservación de las garantías, mientras que el acreedor encuentra algún reemplazo del contratista (ya sea como operador o no-operador, según sea el caso). Estos derechos de intervención temporal deberán ser regulados cuidadosamente por la CNH para promover esquemas de financiamiento viables en la industria petrolera emergente en México.
Específicamente, las cláusulas de cada contrato de E&P relativas a la rescisión administrativa y rescisión contractual deberían modificarse para prever este tipo de derechos de intervención temporal en favor de los acreedores, tanto en los contratos que ya han sido adjudicados, como en los modelos de contrato de las licitaciones en curso y las futuras. Al respecto, se podrían tomar como modelo ciertas cláusulas que algunas dependencias de gobierno ya han utilizado para otorgar este tipo de derechos de intervención temporal, citando a manera de ejemplo las contenidas en los contratos para la prestación del servicio de transporte de gas natural adjudicados en años recientes por la Comisión Federal de Electricidad.
Conclusión:
A pesar de los retos y las imperfecciones que habrá que sortear para implementar el FBR en México, estas condiciones no deberían considerarse como insuperables o prohibitivas para la creación de estructuras de financiamiento sofisticadas en la industria petrolera en México. Aunque hay otras estructuras más amigables en el mundo, es posible realizar los matices y ajustes correspondientes a las reglas mexicanas para lograr efectos cercanos y similares.
El apoyo y participación de las autoridades y entidades reguladoras (principalmente la CNH) será vital si se quiere implementar de manera exitosa el financiamiento bajo un esquema de FBR en México.
La buena noticia es que los bancos han aprendido a desarrollar el expertise necesario para superar estos obstáculos alrededor del mundo, gracias a su voluntad para seguir ofreciendo, replicando y adaptando el FBR en distintas jurisdicciones. La sofisticación adquirida por los bancos durante el transcurso del tiempo es esencial y ciertamente revolucionará los mercados emergentes de la industria petrolera como el de México.
Benjamín Torres Barrón y Héctor Medina-Perez son socio líder y asociado senior, respectivamente, de la práctica de energía en Baker McKenzie.
[1] Una Empresa Productiva del Estado es una Empresa Estatal propiedad del Gobierno Mexicano tal como la CFE (Comisión Federal de Electricidad). Una Empresa Productiva del Estado participa y compite en el mercado energético bajo las mismas condiciones que cualquier empresa privada. Su función es crear valor económico. Sus utilidades obtenidas son propiedad del Estado Mexicano y son reinvertidas en la misma Empresa Productiva del Estado.
[2] Ver (i) Disposición Transitoria Quinta del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, y (ii) Artículo 45 de la Ley de Hidrocarburos. Este principio también se encuentra previsto en los contratos adjudicados por la CNH en las diferentes rondas de licitación; un ejemplo de lo anterior se puede encontrar en la Cláusula 2.7 del contrato de licencia de la Ronda 2.4.
[3] Empresas de exploración y producción, también conocidas como empresas upstream. El modelo de negocios de E&P está conceptualmente diseñado para encontrar, desarrollar y producir petróleo, gas natural y líquidos de gas natural (NGL) y administrar el desarrollo y los costos de producción mientras se optimiza el volumen de producción para generar márgenes de utilidad. La producción es sensible a los precios de mercado de la materia prima (commodities). Esto puede llegar a causar volatilidad en el flujo de efectivo de una empresa y en el valor de sus reservas de petróleo y gas natural.
[4] Todos los miembros de un consorcio que firmen un contrato de E&P con el Estado Mexicano son responsables conjunta y solidariamente frente al Estado Mexicano, independientemente de su capacidad como operadores o no-operadores. Asimismo, cualquier empresa participante debe otorgar una garantía corporativa en favor del Estado Mexicano.
