Gobiernos y Finanzas Públicas

Contratos petroleros de Pemex: Competencia extranjera bajo sospecha

Casi todos los contratos para la exploración y extracción de petróleo licitados por Pemex, los han ganado las grandes petroleras extranjeras pero bajo dudosas condiciones de competencia, e incluso irregularidades, según revela la Auditoría Superior de la Federación. Un asunto clave para las leyes secundarias que discutirá el Congreso.

18-03-2014 09:59 Por : Arena Pública
La experiencia con los contratos de servicios integrales da pie para cuestionar si las empresas mexicanas podrán ganar licitaciones.
La experiencia con los contratos de servicios integrales da pie para cuestionar si las empresas mexicanas podrán ganar licitaciones.

Las condiciones de competencia para la industria petrolera nacional están en duda en los contratos, especialmente aquellos sobre la exploración y explotación de campos terrestres y aguas someras.

La experiencia con los contratos de servicios integrales da pie para cuestionar si efectivamente las empresas mexicanas podrán ganar licitaciones, dominadas hasta ahora por las grandes corporaciones transnacionales.

La Auditoría Superior de la Federación (ASF) encontró algunos mecanismos usados por los contratistas para ganar dinero, como cobrar gastos durante el periodo de transición, que según los contratos respectivos no les corresponden, y luego reducir la extracción para cobrar por barril extra obtenido.

Derivado del Análisis de la Cuenta Pública 2012 que realiza la ASF se revela que los contratos existentes presentan varias irregularidades, una previsión de lo que puede ocurrir con la mayor concesión de trabajos petroleros derivada de la reforma constitucional recientemente aprobada.

El espíritu de los contratos

Las más de 20 leyes secundarias que el Congreso planifica aprobar para materializar la reforma constitucional de 2013 en materia petrolera definirán el espíritu de los futuros contratos.

El Grupo de Energía del Consejo Mexicano de Asuntos Internacionales (Comexi) aconseja fomentar la competencia y evitar el surgimiento de grupos económicos que dominen los concursos mediante reglas que eviten la colusión en precios y licitaciones y que faciliten la incorporación de socios a lo largo de un proyecto vía cesión de derechos de obras o bloques y la subcontratación.

En su documento Reforma energética: 7 equilibrios para garantizar el éxito de su instrumentación alerta que “si la política de desarrollo de proveeduría no tiene un plan definido y progresivo que reconozca la curva de aprendizaje de las empresas nacionales, puede tener efectos contraproducentes en el mercado”.

“Habrá que ver los nuevos contratos, qué sitios se van a licitar, qué reservas. Es muy difícil que las empresas nacionales puedan competir. El petróleo en aguas someras está prácticamente agotado, sólo queda en aguas profundas y gas en formaciones geológicas y esa tecnología no la poseen las empresas nacionales. Si no se asocian con compañías extranjeras, no van a poder participar. El mercado se lo van a repetir las grandes empresas petroleras”, asegura a Arena Publica Juan José González, experto en Derecho de la Universidad Autónoma Metropolitana.

El experto Ernesto Marcos coincide. “¿Cómo va a haber experiencia si durante 30 años Pemex lo ha hecho todo? En las licitaciones públicas debe permitirse participar a las empresas mexicanas, se debe generar operadores mexicanos y a largo plazo no debe haber barreras de entrada”, aconseja.

Antonio Juárez, gerente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (Amespac), ve oportunidades en operaciones en tierra y aguas someras –a profundidades menores a 800 metros. “Pemex va a seguir siendo productor dominante. Pero se va a abrir allí y hay algunas oportunidades en campos maduros”, que ya no resultan atractivos para empresas del tamaño de Pemex por “altos costos de operación y prácticas complejas”, y en los cuales es probable que haya competencia, al decir de Juárez.

Pero las fechas fatales se acercan. El 20 de marzo se cumple el plazo para que el Congreso apruebe las leyes secundarias. La reforma constitucional dio 90 días naturales para ese propósito. Además, el 20 de mayo es la fecha límite para la ronda Cero de Pemex, la potestad para decidir cuáles obras retiene.

¿Realmente mexicanas?

Una mirada a los contratos existentes puede dar la pauta para acercarse a una variante de los futuros documentos legales.

Con la reforma petrolera de 2008, Petróleos Mexicanos (Pemex) creó el esquema de Contratos Integrales para Exploración y Producción, mediante los cuales empresas hacían obras de exploración y extracción de petróleo a cambio de un pago en efectivo.

El argumento de la paraestatal para licitar la explotación de esos campos fue que carecía de capacidades técnicas y financieras para emprender esos trabajos.

Además, arguye que esos contratos generan valor y aumentan la capacidad productiva, con esquemas rentables y competitivos en campos maduros, terrestres y en aguas profundas.

Asimismo, permiten subir las reservas petroleras, reactivar campos marginales y fortificar el valor comercial de yacimientos en aguas profundas, entre otros beneficios.

Mediante los 12 contratos, Pemex concedió la explotación de yacimientos maduros o marginales, aquellos con más de 20 años de explotación y producción declinante, que puede reanimar con nuevas tecnologías.

Un primer dato es que los ganadores fueron casi los mismos, con poca presencia de empresas nacionales. En los pocos casos, se aliaron con capital foráneo.

En agosto de 2011 Pemex Exploración y Producción (PEP) licitó los tres primeros contratos bajo el nuevo esquema. De esa cuenta, Petrofac México S.A. de C.V., filial de la inglesa Petrofac Facilities Management Limited, se agenció los campos Santuario y Magallanes, mientras que inicialmente Sociedad Administradora en Proyectos de Campos (APC) ganó el yacimiento Carrizo –los tres en Tabasco-. Pero al no poder depositar la fianza requerida, el título pasó a manos de la franco-estadounidense Dowell Schlumberger de México S.A. de C.V.

Para el primer caso, Pemex estipuló tarifas máximas de 7.97 dólares por barril de petróleo (bdp) extraído, en tanto que la oferta de Petrofac se situó en 5.01.

En el segundo, la paraestatal impuso un techo de 12.31, bajo el cual se ubicó la cotización de APC - 5.03 por bdp-. Pero al reasignar el área al segundo lugar, Pemex tuvo que aceptar el monto propuesto por Dowell Schlumberger de 9.40.

Los tres depósitos citados albergan reservas totales por 182 millones de barriles de crudo y 124 mil millones de pies cúbicos de gas, en un área de 312 kilómetros cuadrados.

En agosto de 2012, PEP asignó cuatro contratos. El campo Pánuco recayó en la alianza formada por Petro-SPM-Integrated Services S.A. de C.V., Dowell Schlumberger y Petrofac México.

Pánuco, para el cual la tarifa por bdp aprobada fue de siete dólares, se extiende a lo largo de 1 mil 839 km2 y con reservas totales de 50 millones de barriles de crudo equivalente.

El campo Altamira quedó en manos de la mancuerna Compañía Petrolera de Altamira S.A.P.I de C.V. y Cheiron Holdings Limited, pertenecientes a la egipcia Pico International Petroleum.

Esa área, en la cual el precio aceptado fue de 5.01 dólares, mide un mil 625 km2, los cuales albergan reservas por 11 millones de barriles.

El yacimiento Tierra Blanca, que guarece seis millones de bdp equivalente, fue ganado por el consorcio Petrolíferos Tierra Blanca S.A. de C.V., Monclova Pirineos Gas, brazo de la colombiana Vetra Energía, S.L. y Alfasid del Norte, que pujó con una tarifa de 4.12 dólares para esa zona de 358 km2.

Esas dos empresas y Oleorey S.A. de C.V. se quedaron también con el campo San Andrés, de 209 km2 y reservas por 31 millones. La cotización aceptada fue de 3.49 dólares por bdp.

Petrofac de México se quedó con otro contrato, el del yacimiento marino Arenque – de 23 km2 de extensión y reservas por 100 millones de barriles-, a una tarifa de 7.9 dólares por bdp.

Alfasid del Norte es propiedad del conglomerado Grupo Alfa y, junto con Monclova Pirineos Gas, crearon las compañías Petrolíferos Tierra Blanca S.A. de C.V. y Oleorey S.A. de C.V.

La ronda más reciente de contratos en julio de 2013 resultó que Operadora de Campos DWF, emprendimiento de Grupo Diavaz y Weatherford, obtuvo la zona de Miquetla, cuyas reservas alcanzan 248 millones de barriles

Además, Petrolite de México, rama de la estadounidense Baker Hughes, se adjudicó el depósito Soledad, con 134 millones de barriles. Finalmente, Servicios Petroleros Humapa S. de R.L. de C.V. y la filial mexicana de Halliburton se ungieron con el área de Humapa, con reservas de 341 millones de barriles.

A pesar de las bajas cotizaciones impuestos por Pemex, para los contratistas aún es negocio la extracción de hidrocarburos. Además, su obtención es una forma de entrar en el circuito de obras petroleras y sacar metros de ventaja en la competencia frente a otros jugadores al obtener experiencia y desarrollar tecnología en las labores asignadas.

Para González, aun en esas condiciones, son contratos lucrativos, “si no, se hubiera presionado para abrir el sector”.

“Es a riesgo de las empresas. Quizás en algunos casos no vaya a ser rentable. El costo puede variar de área a área. Se pueden aplicar economías de escala, subcontratación y varios factores para alcanzar los costos que ofrecieron”, señala Juárez.

En franca desventaja

En el papel, los contratos existentes fomentan la competencia en la subcontratación y en la demanda de contenido nacional en los servicios y productos necesarios para cumplir con las obras.

Los documentos firmados en 2011 y 2012, revisados por Arena Publica, estipulan que “el contratista dará preferencia a los bienes y servicios producidos en México. El grado de integración nacional se calculará con base en el valor agregado nacional incorporado o creado en México. El contratista deberá cumplir con un porcentaje mínimo de 40 por ciento” de contenido nacional.

El anexo sobre subcontrataciones establece que éstas “deberán realizarse preferentemente a través de licitaciones, concursos o cualquier otro procedimiento cuya competitividad esté asegurada” y que el contratista dará “prioridad a subcontratistas mexicanos, especialmente en la zona de operación” de las obras.

Asimismo, norma que toda subcontratación de actividades “con las empresas participantes o sus compañías relacionadas deberá ser acordada en el seno del grupo técnico competente del Grupo Directivo y deberá realizarse a precios de mercado”.

El Grupo Directivo es el responsable del gobierno del contrato y la supervisión de los servicios, nombrado por las partes.

Pero en los documentos rubricados el año pasado el porcentaje mínimo de contenido nacional requerido bajó a 25 por ciento, como lo muestra el contrato 424103812 signado con Servicios Petroleros Humapa S. de R.L. de C.V. y Halliburton de México por el campo Humapa.

Para Juárez, es altamente probable que las empresas mexicanas se alíen con corporaciones extranjeras más grandes en una primera etapa, pues el principal problema es la capacidad financiera y técnica.

“Es probable que no tengan capacidad financiera para lanzarse a las licitaciones. Tiene que haber una curva de aprendizaje. Conforme van madurando, ya se pueden lanzar por sí mismas. Pero es más conveniente, por montos y riesgos, compartirlos con otras empresas. Hemos promovido que se pueda lograr que todos los contratos incluyan cláusulas para promover el contenido nacional. Depende de las condiciones contractuales. Si hay un mayor incentivo para las operadoras, las mexicanas se van a interesar”, vislumbra.

Ernesto Marcos propone un programa de desarrollo de proveedores, con los cuales las asignaciones se entregan “a quien ofrezca más a largo plazo”.

Amescap identificó inicialmente a una docena de empresas con condiciones de pujar por futuras obras petroleras.

Contratos en tela de juicio

El análisis de la cuenta pública 2012, a cargo de la Auditoría Superior de la Federación (ASF), expone algunos mecanismos usados por los contratistas para ganar dinero, como cobrar gastos durante el periodo de transición, que según los contratos respectivos no les corresponden, y luego reducir la extracción para cobrar por barril extra obtenido.

La revisión de la cuenta pública 2012 revela que los contratos existentes presentan varias irregularidades, una previsión de lo que puede ocurrir con la mayor concesión de trabajos petroleros derivada de la reforma constitucional.

Dentro de las observaciones más importantes figura la recomendación al Órgano Interno de Control en PEP para que investigue y, en su caso, inicie “el procedimiento administrativo correspondiente por los actos u omisiones de los servidores públicos” que autorizaron el pago de 440 mil pesos a la inglesa Petrofac por gastos realizados durante la etapa de transición del contrato 425021850, de tres meses de duración.

El vínculo de octubre de 2011 explica que durante ese periodo “las partes llevarán a cabo las actividades preparatorias que consideren necesarias para el inicio de los servicios” y que durante la transición PEP entregará al contratista la totalidad de las instalaciones del área contractual. “Hasta la conclusión de la transición PEP estará totalmente a cargo de dichas instalaciones y del manejo de la producción, por lo que el contratista no tendrá derecho a la remuneración”, indica el documento.

Además, la ASF encontró un problema similar en el campo Magallanes, donde Petrofac recibió 589 mil pesos, sin tener derecho a remuneración alguna.

Esa empresa también está en medio de críticas por la asignación directa que PEP le hizo del campo marino Arenque, cuya licitación fue inicialmente declarada desierta.

Para ese concurso, PEP fijó un límite máximo de 7.25 dólares, pero la oferta de Petrofac fue de 9.75.

Por eso, la ASF pidió al Órgano Interno de Control en PEP investigar esa concesión y, en su caso, inicie “el procedimiento administrativo correspondiente, por los actos u omisiones de los servidores públicos que en su gestión propusieron y aprobaron” esa tarifa.

La dependencia de la Cámara de Diputados hizo notar que el campo Carrizo, entregado a Dowell-Schlumberger, se encuentra suspendido por la presencia de asentamientos humanos, industriales, comerciales y de servicios en el área.

Además, indicó que la producción de crudo en los yacimientos Santuario y Magallanes iba a la baja, en tanto que la de gas había aumentado en ambos depósitos.

En enero de 2010, PEP produjo 210 mil barriles de petróleo en Santuario y, en enero de 2012 cuando entregó las instalaciones a Petrofac, reportó una producción de 200 mil barriles. En julio de 2013, el contratista registró un nivel de 214 mil barriles, una subida de 7 por ciento con respecto a enero de 2012.

La producción base establecida en el anexo 4 del contrato presenta una tendencia a la baja de 185 mil barriles de enero de 2012 a 157 mil en diciembre de ese mismo año, en tanto que a diciembre de 2013 la producción esperada era de 125 mil barriles, una contracción de 32 por ciento respecto de la producción de enero de 2012.

En enero 2010, la producción de gas en ese yacimiento fue de 104 millones de pies cúbicos (MPC) y para enero de 2012 ascendió a 111 MPC. En julio de 2013 la producción totalizó 121 MMPC, nuevo por ciento más en comparación con enero de 2012.

La producción base contenida en el contrato muestra una tendencia a la baja, pues en enero de 2012 se estimó una producción de 136 MPC y para diciembre de ese año, 118 MPC. A diciembre de 2013 se calcularon 96 MPC, 29 por ciento por debajo de los datos de enero de 2012.

En el caso del campo Magallanes, en enero de 2010 PEP registró una producción de 117 mil barriles de petróleo y en enero de 2012 de 287 mil, para un incremento de 144 por ciento.

En julio de 2013, Petrofac extrajo 211 mil barriles, una caída de 26 por ciento con respecto al nivel de enero de 2012.

La producción base establecida en el contrato incluye una tendencia a la baja de 281 mil barriles de enero de 2012 a 198 mil en diciembre de ese mismo año. A diciembre de 2013 se esperaba una producción de 116 mil barriles de petróleo, para una disminución de 58 por ciento frente a enero de 2012.

En cuestión de gas natural, en enero de 2010 PEP reportó una producción de 158 MPC y para enero de 2012, 467 MPC –195 por ciento más-.

A partir de la entrega de las instalaciones a Petrofac el 1 de febrero de 2012, esa estadística a diciembre de 2012 se estacionó en 381 MPC, 18 por ciento menor al nivel de enero de 2012. Para julio de 2013, el contratista reportó una producción de 473 MPC, para uno por ciento más que en enero de 2012.

El contrato establece una producción base con una tendencia a la baja de 447 MPC en enero de 2012 a 295 MPC para diciembre de 2012. A diciembre de 2013, la extracción esperada era de 164 MPC, para una baja de 63 por ciento con respecto de la producción de enero de 2012.

“Para ambas áreas contractuales se observa que la producción base estimada en los contratos es a la baja”, resume el análisis de la ASF.

Esa baja le permite al contratista obtener una ganancia mayor al obtener un volumen mayor de producción incremental, según el órgano contralor, que en enero pasado le pidió al Órgano Interno de Control en PEP que proceda con las investigaciones correspondientes.

 

MÁS INFORMACIÓN: Gasolineras, ¿viene la competencia con la reforma energética?, reportaje de Arena Pública de noviembre 8 de 2013.