Los contratos mixtos no atraen a los gigantes petroleros, pero algunas empresas sí ven negocio con Pemex
Los contratos mixtos de Pemex no resultan atractivos para todas las petroleras, pero algunas empresas han encontrado en este esquema una oportunidad para operar campos maduros con producción, reservas y flujo de efectivo . Consorcio Petrolero 5M del Golfo es una de ellas y ya obtuvo la adjudicación de tres campos. La compañía participa en Tamaulipas Constituciones, Sini-Caparroso y Madrefil-Bellota , tres de los nueve contratos mixtos que, hasta ahora, ya fueron firmados de un total de 21 que Pemex contempla desarrollar durante el sexenio. El esquema ha sido cuestionado por su atractivo limitado para grandes petroleras internacionales y por las condiciones para recuperar costos. La pregunta es por qué empresas como Shell, BP, ExxonMobil o Chevron no han mostrado interés, mientras compañías de menor tamaño sí están dispuestas a participar.
Para Óscar Roldán Flores, director general del Consorcio Petrolero 5M del Golfo , la respuesta está en el tipo de activos y en las condiciones financieras que acompañan al contrato. “Lo que nosotros vimos fue, primero, que tuvieran un mecanismo de pago –porque esa es la crisis que todavía se viene arrastrando por Pemex–. Tener un mecanismo de pago certero y los tenían”, aseguró durante su participación en el 16 Congreso Conjunto de Asociaciones de Energía. Los contratos mixtos de Pemex son un esquema de asociación en el que la Secretaría de Energía otorga a Pemex, de manera exclusiva, el derecho de realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, así como un área de asignación específica. A través de estos contratos, la petrolera busca complementar sus capacidades operativas, financieras o de ejecución mediante asociaciones con empresas privadas. Para 5M del Golfo, la evaluación comenzó por los activos. “Lo segundo es que tuvieran buenos activos, que estuvieran algo interesantes y que tuvieran materialidad para producción, reservas y apoyo de la empresa; y tercero el contrato”, dijo Roldán. La empresa también identificó un mecanismo de pago respaldado por un fideicomiso y con participación de la banca privada y del Estado, un elemento relevante en un momento en el que Pemex mantiene adeudos con proveedores y contratistas. “Vimos un mecanismo de pago sólido, un fideicomiso fuera de la banca del Estado, en la banca privada, un mecanismo de pago sólido y unas reglas bien establecidas –que pueden mejorar– pero funcionaban y los activos eran atractivos”, añadió.
Un esquema para campos maduros Para Roldán, el principal punto está en entender que los contratos mixtos no pueden aplicarse de la misma manera a todos los proyectos petroleros. “Lo más importante es entender que este contrato funciona para un tipo de activos nada más, siento que ha habido un error al pensar que este contrato lo puedes aplicar a greenfields (proyecto que se desarrolla desde cero) en mar. Yo no lo veo, pero para un campo que trae producción, trae flujo efectivo, yo creo que sí son aplicables. Los campos maduros son un buen camino”, aseveró. La visión coincide con la de Alma América Porres, experta en exploración y extracción de hidrocarburos, quien considera que los contratos mixtos pueden funcionar para campos maduros, aunque otros proyectos de exploración y producción requieren condiciones diferentes. “Los contratos que se han realizado hasta el momento son contratos mixtos en campos maduros”, destacó. La diferencia es relevante porque un campo que ya produce permite contar con ingresos y reservas existentes, mientras que un proyecto desarrollado desde cero requiere asumir mayores riesgos antes de comenzar a generar flujo de efectivo. Por ello, Roldán considera necesario que existan distintos esquemas contractuales capaces de atender la diversidad de proyectos que existen en el sector petrolero. Los primeros resultados operativos también muestran una concentración en empresas que encontraron atractivo en este tipo de activos. Expansión publicó el pasado 5 de agosto que, de los nueve contratos mixtos ya firmados al cierre del segundo trimestre del año, solo cuatro registraban algún avance operativo según información de Pemex, aunque la empresa productiva del Estado no especificó el tipo de avance. De esos cuatro contratos, tres corresponden a 5M del Golfo.
El costo de asumir el riesgo en el contrato mixto La participación en estos contratos no estuvo libre de incertidumbre. Uno de los principales puntos pendientes fue la recuperación de costos , debido a que cuando la empresa decidió participar todavía no existían lineamientos específicos para regular este mecanismo. “Este negocio es de tomar riesgos e incertidumbre y ver cómo administrarlas. Y decidimos hacer la apuesta y tomar los campos. Después salieron los lineamientos de costos, con eso fuimos a levantar capital y logramos bancar los contratos que tenemos”, puntualizó Roldán. Para una empresa petrolera multinacional consultada previamente y de manera confidencial por Expansión , precisamente la recuperación de costos es uno de los elementos que reduce el atractivo del esquema. La empresa señaló que está limitada a 30%, con posibilidad de llegar a un máximo de 40% mediante negociaciones. “Hacen falta unos lineamientos para regular los contratos mixtos. No entendemos la lógica, si bien se busca fortalecer a Pemex, los contratos petroleros alrededor del mundo reconocen que es un negocio de alto riesgo y es necesario tener condiciones atractivas”, aseguró la fuente. ]]>
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