Conforme el nuevo modelo energético mexicano ha madurado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la autoridad responsable de suscribir y administrar los contratos petroleros del país, ha empezado a mostrar una clara preferencia por los contratos de licencia sobre los de producción compartida.
En términos porcentuales, 65 por ciento de las 26 veces que la Secretaría de Energía (Sener) le ha pedido su opinión sobre el modelo de contrato, la CNH ha recomendado adoptar contratos de licencia. Pero la tendencia es más clara si se comparan las recomendaciones recientes con las recomendaciones iniciales. A partir de la Ronda 2, la CNH ha tendido a recomendar contratos de licencia aún en aguas someras –aunque Sener ha terminado adoptando modelos de producción compartida en este tipo de bloques. El caso de la migración del contrato de Ek-Balam apunta en la misma dirección.
Esta semana, al discutir el modelo de contrato para las 35 áreas de la Ronda 3.1, en aguas someras, la CNH se decantó en la misma dirección. 6 de los 7 comisionados recomendaron un modelo de licencia.
¿Por qué se ha convertido la licencia en el modelo de contrato favorito de la CNH?
Antes de analizar punto por punto, es importante señalar que escoger un modelo de contrato u otro no implica diferencias en el ingreso para el Estado. Lo primordial que está en juego en la elección del modelo de contrato es la forma de administrarlo y la manera en la que los recursos se pueden comercializar. En ambos casos, la licencia es más flexible y, por ende, tiende a implicar menos costos burocráticos y mayor eficiencia.
Costos administrativos
El cálculo de contraprestaciones para el Estado, bajo el modelo de contrato de licencia, parte de una base mayor (los ingresos) que en el caso de producción compartida (que se basa en las utilidades operativas). Sin embargo, el modelo de producción compartida permite a los contratistas recuperar los costos que cumplan con una serie de reglas y características. Como cualquier contribuyente que deduzca gastos puede atestiguar, esto implica una serie de papeleo e incertidumbre: al final del día, la decisión sobre si un costo se deduce o no, depende del Estado.
La revisión, supervisión y aprobación generan una cadena administrativa onerosa tanto para las empresas como para el órgano regulador. Diversos especialistas coinciden en que la mayor carga administrativa termina «comiéndose» parte de los beneficios que genera el tipo de contrato y de la rentabilidad de los proyectos. Un reporte de Naciones Unidas señala que “las capacidades administrativas de un gobierno pueden ser una limitante en los regímenes fiscales. Utilizar distintos sistemas pueden cubrir distintos objetivos de política pública dirigida a incrementar los ingresos; sin embargo frecuentemente ponen limitantes adicionales en los limitados recursos humanos”.
Además, como el comisionado Héctor Acosta señaló en la última sesión de la CNH, este modelo contractual desalinea los incentivos de la eficiencia: la recuperación de costos abre la puerta a incluir gastos que no son indispensables pero que reportan beneficios para el contratista. Más que buscar maximizar su producción a toda costa, el contratista de un modelo de producción compartida puede llegar a obtener mayores beneficios administrando los costos a modo para generar una utilidad artificialmente alta.
Entre los efectos que tiene la carga administrativa está la creación de equipos especiales de auditoría y supervisión, además de que reduce las ganancias del Estado por la comercialización de la producción en favor de mantener equipos técnicos numerosos para la revisión de costos.
India, uno de los países que también ofrece contratos de producción compartida, es un buen ejemplo. BCG recientemente documentó esta problemática al indicar que la carga administrativa se ha convertido en un lastre al conducir costosas auditorías y aprobaciones de presupuestos que, incluso, han generado fricciones entre la industria y el órgano regulador por que la asimetría de la información con la que se cuenta y la diferencia entre los incentivos que tiene cada parte.
“Estas disputas se pueden administrar con un adecuado cuerpo técnico de gran capacidad en el gobierno, el cual es aún reducido por el limitado staff del Directorado General de Hidrocarburos. Las preocupaciones señaladas han llevado al gobierno federal a reevaluar el régimen fiscal de las siguientes rondas hacia contratos de licencia para minimizar los retos que se presentan”
Comercializar la producción del Estado
El segundo gran problema que genera el modelo de producción compartida es la necesidad de contratar a una empresa que haga el papel de comercializador. El comercializador es el encargado de vender la porción de hidrocarburos que le corresponden al Estado a una tarifa específica.
La empresa de consultoría McKinsey señaló que “los contratos de producción compartida, por ejemplo, requieren que el Gobierno venda su parte de la producción de forma independiente en los mercados internacionales, lo cual se suma a la carga administrativa del contrato”. Durante la discusión de la semana pasada, Héctor Acosta y Sergio Pimentel enfatizaron estas consideraciones, agregando que esta parte del proceso puede generar problemas operativos con el contratista, particularmente en el caso de Pemex.
Una alternativa para este caso fue incluir como recomendación a Sener y Hacienda que en el modelo de contrato se incluya la posibilidad de que las contraprestaciones se paguen en efectivo por default. Si el Estado lo requiriere, se podría cambiar la entrega a barriles en especie.
