Los obstáculos de México, Brasil y EU en sus licitaciones petroleras

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La competencia entre cuencas petroleras en América es una realidad tangible. Las licitaciones que se desarrollaron esta semana en México, Estados Unidos y Brasil, son una muestra de que, entre nosotros, hay una competencia constante por atraer el mayor volumen de inversión y actividad a sus cuencas petroleras.

En estos concursos, cada país puso a prueba no sólo el atractivo de sus cuencas petroleras, sino también su capacidad para crear regímenes legales, fiscales y administrativos competitivos entre sí. Cada licitación, por sí misma, sacó a relucir las bondades de cada país: desde una buena geología y un cambio fiscal más atractivo hasta la reforma de un modelo energético. Pero también mostró los retos que cada país enfrenta, como la falta de incentivos para explorar en aguas someras y profundas; los obstáculos que representan las decisiones de los tribunales para bloquear una licitación o el desconocimiento y bajo aprovechamiento de las cuencas existentes que eleva el riesgo de inversión en tanto no hay nueva información disponible.

Estados Unidos y la inercia de la industria hacia tierra

De los 3 países, el modelo energético de Estados Unidos es el que ha operado por más años; sin embargo esto no ha evitado que el país haya hecho cambios en los últimos años, particularmente en vista de la creciente competitividad de Brasil, México y otros países del continente, por atraer inversiones en su sector.

La licitación 250, que se dio el pasado 21 de marzo, es fruto de los últimos cambios que se realizaron buscando esta mayor competitividad. El gobierno de Donald Trump redujo las regalías a pagar de 18.5 a 12 por ciento, además de que permitió la licitación de bloques petroleros en áreas que antes estaban fuera de las posibilidades de la industria petrolera. En total, se ofrecieron bloques que sumaban 311 mil kilómetros cuadrados, 60 por ciento más área que en licitaciones anteriores.

Pero, a pesar de estos cambios, las ofertas de la industria no fueron sustancialmente mayores ni diferentes a las de años anteriores. En un análisis, Reuters explicó que sólo se logró adjudicar el 1 por ciento de las áreas que se ofrecieron. Las ofertas por acre fueron de 153 dólares (35 por ciento menos que el año pasado) y el total de bonos a la firma fue de 125 millones de dólares, 4 millones más que la licitación de 2017 donde se ofreció un menor número de bloques.

Este resultado se debe a que Estados Unidos está en una inercia de producción petrolera que se centra en los campos en tierra, los cuales representan un retorno a corto plazo, según Platts. Este fenómeno es herencia de los precios bajos del petróleo y la tendencia creciente de explotar los yacimientos no convencionales de shale en tierra que tienen un retorno de inversión más corto y una tasa de rentabilidad mayor en comparación con los proyectos Costa Afuera.

Esto resta el apetito de las empresas por salir a las cuencas marítimas además de que México y Brasil están dando buena competencia por las inversiones en este tipo de áreas. La asociación Industria de Energía Costa Afuera de América (NOIA) explicó que aun cuando la perspectiva hacia el futuro es prometedora porque las empresas siguen confiando en el potencial del Golfo de México, “Estados Unidos tiene que mantener una evaluación constante de la competitividad en el Golfo de México en vista de la competencia que se genera con Brasil y México”.

Will Turner, de Wood Mackenzie, espera que en las siguientes licitaciones los beneficios de una menor regalía podrán abrir el apetito de las empresas por los bloques en el Golfo de México; sin embargo puede todavía falte un tiempo para ver si más empresas se aventuran a estos proyectos.

El caso de Estados Unidos nos enseña que aun cuando las cuencas son maduras y tienen conocimiento suficiente, pueden ser menos atractivas si no están al mismo nivel de competitividad que otras cuencas, aún si éstas se encuentran dentro del mismo país.

Brasil avanza en licitaciones, pero se atora con su regulación interna

En los últimos años, particularmente desde la reforma energética de México y los cambios fiscales de Estados Unidos, Brasil ha cambiado su perspectiva de licitación y sus reglas internas para aumentar su competitividad.

La “Rodada 15”, que se llevó a cabo esta semana, fue una muestra de que los cambios han sido positivos para atraer inversiones. En total se concursaron 68 bloques petroleros, pero sólo se adjudicaron 22, todos costa afuera (los bloques terrestres quedaron desiertos). Además, se recaudaron 2 mil 404 millones de dólares en bonos a la firma, un récord para la industria.

Como hemos señalado anteriormente, Brasil deshizo varias reglas nacionalistas que limitaban la participación de la industria, como la participación obligatoria de Petrobras en los bloques presalinos, las obligaciones de contenido nacional y definiciones en la continuidad de los estímulos fiscales para la industria. Sin embargo, en la Rodada 15, Brasil aplicó otro cambio que funcionó en beneficio de la industria y del gobierno mismo: fue más selectivo en las áreas que ofreció en este concurso.

Horacio Cuenca, director de investigación de Wood Mackenzie, explicó que, tradicionalmente, las licitaciones de Brasil eran más extensivas en bloques y en kilómetros cuadrados. Ahora el gobierno fue más selectivo y ofreció una cartera de posibilidades tanto en aguas profundas como en aguas someras y en tierra.

Sin embargo, hasta aquí se acaban las buenas noticias para Brasil y comienzan los retos.

A pesar de obtener grandes bonos a la firma de los contratos, la mayor parte de los bonos se concentró en un área que es tradicionalmente atractiva para la industria: las áreas Campos y Santos.

Además, días antes de la licitación, la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil anunció que los dos bloques más atractivos de la licitación —que podrían haber atraído otros mil millones de dólares en bonos a la firma para el país—, quedarían fuera del concurso por la decisión de un tribunal local. La decisión del tribunal para bloquear la licitación de las dos áreas se debió, principalmente, a que la autoridad judicial considera que el gobierno podría generar más dinero de estos bloques si las áreas se licitan bajo contratos de producción compartida en lugar de concesiones, como fue la propuesta inicial.

Adicionalmente, juega en contra de la competitividad de Brasil la indefinición del estado de Río de Janeiro para aprobar la continuidad de los estímulos fiscales para la industria (conocidos como REPETRO). Este Estado, incluso, propuso cambiar el esquema de aplicación de este régimen para limitarlo sólo a la fase exploratoria y no extenderla a la de desarrollo y producción cuando más se requiere, según el análisis de Welligence.

Las condiciones internas de Brasil representan aún un reto importante por resolver que rebasa el atractivo de sus cuencas y se concentra en la capacidad de administración y ejecución del gobierno brasileño.

México, la nueva frontera desconocida

De los tres países, la geología mexicana es, quizá, la menos conocida de todas. Aun cuando el sureste mexicano cuenta con vastos estudios sísmicos y muestras de pozos, fuera de esta región el conocimiento es limitado. Esto es consistente con los resultados de la ronda 3.1 que se concursó esta semana para bloques en aguas someras del Golfo de México que consideró 3 cuencas petroleras: Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz y las Cuencas del Sureste.

De 35 bloques ofrecidos, 16 se adjudicaron. El gobierno mexicano obtuvo, además, 124 millones de dólares en los pagos de los bonos a la firma de los contratos y el compromiso de perforar al menos 9 pozos exploratorios.

Sin embargo, el apetito de las empresas se concentró en las áreas ya probadas de México. El 100 por ciento de los bloques en las Cuencas del Sureste (8 bloques), fueron adjudicados. Además, esta cuenca concentró todo el compromiso de trabajo adicional que se traduce en pozos por perforar. En contraste, Burgos y Tampico-Misantla-Veracruz, que sumaban 27 bloques, lograron adjudicar sólo 8 y sin ningún compromiso de pozos.

Como explicó el secretario de energía, Pedro Joaquín Coldwell, éstas son áreas con muy poca exploración, por lo cual el conocimiento de la cuenca es limitado.

Tanto Brasil como México comparten, también, un riesgo político en vista de sus elecciones presidenciales que se darán este año. Por el lado mexicano, el candidato líder de las encuestas de opinión, Andrés Manuel López Obrador, ha indicado que, si gana las elecciones convocadas para julio, revisará los contratos petroleros adjudicados hasta el momento y se estudiará la convocatoria de nuevas licitaciones en el futuro. Por el lado brasileño, el candidato Ciro Ferreira (opositor al presidente en turno, Michel Temer), advirtió que expropiará los activos de la industria petrolera si gana las elecciones de octubre.

Cabe destacar que, en el caso mexicano, no habrá nuevas licitaciones petroleras antes de las elecciones de julio (2 licitaciones más se darán el 25 de julio y el 5 de septiembre), mientras que, en el caso brasileño, habrá otra licitación en junio, por lo cual el clima político podría afectar ese concurso en especial.

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