Analistas dudan de la efectividad de los contratos de utilidad compartida para el petróleo; señalan que el esquema es muy similar a uno aplicado por Felipe Calderón que fracasó.

La propuesta de reforma energética presentada este lunes por el presidente Enrique Peña Nieto revivió los temores sobre el intento fallido de abrir el sector energético con la reforma impulsada en 2008 por el expresidente Felipe Calderón, cuando se implementaron contratos de servicios integrados que no lograron aumentar la producción de petróleo, advirtieron analistas.

Aunque el Gobierno ha realizado ya tres rondas con contratos de servicios integrados -dos durante el sexenio de Felipe Calderón y uno bajo el actual mandato-, no se ha logrado revertir la tasa de decrecimiento en la producción de crudo, que pasó de 3.4 millones de barriles promedio al día en 2004 a 2.55 millones actualmente.

La iniciativa del presidente Peña Nieto sugiere que los inversionistas no tendrán una verdadera participación en el sector energético a través de los contratos de utilidades compartidas. Este punto fue considerado «decepcionante» por diversos analistas, debido a sus similitudes con los «Contratos de Servicios Integrados» que Pemex usó sin mucho éxito desde la reforma de 2008, aseguró el analista de Scotiabank GBM, Joe Kogan.

«Los inversores que esperaban una reforma mucho más profunda quizá estén decepcionados, considerando cuántas fanfarrias se han hecho sobre el tema en los últimos años», opinó en un reporte para inversionistas.

La propuesta podría limitar las ganancias de los contratos desde un inicio, lo que contrasta con el escenario de otros países, donde esto se regula después de comprobar que los proyectos resultaron más atractivos de lo pensado.

«Sabemos que los contratos incentivados originales fallaron en generar el suficiente entusiasmo para los inversionistas en bonos, y que el Gobierno ni siquiera llegó a la fase para probarlos estos contratos en proyectos de aguas profundas», recalcó.

Con los contratos de servicios integrados, el operador (Pemex) paga los costos de producción de los terceros más una tarifa base en efectivo que no se encuentra ligada a la producción, pero el Estado mantiene el control sobre las reservas.

El pasado 11 de julio, Pemex informó que tres de los seis bloques que ofertó del área de Chicontepec bajo el concepto de contratos integrales fueron declarados desiertos a falta de propuestas, a pesar de que se trataba de los yacimientos que concentraban el 80% de las reservas conocidas como 3P del área.

Contratos poco atractivos

La iniciativa de reforma presentada por el Gobierno considera el pago de los costos de producción, pero a diferencia de los contratos de servicios integrales, liga la utilidad al precio del barril. Una vez que Pemex lo venda, se repartirán los beneficios bajo un porcentaje que determinará el contrato de utilidad compartida, explicó Luis Serra, analista del Centro de Investigación para el Desarrollo (CIDAC).

Sin embargo, el contrato de utilidad compartida tiene la limitante de que las compañías privadas no podrán incluir el valor futuro de las reservas dentro de sus activos o libros contables, lo que aumenta el valor de la empresa; además de dar una mayor injerencia de Pemex sobre el proceso, apuntó por su parte el socio de la firma de abogados Baker & McKenzie, Benjamín Torres-Barron.

«Con los contratos de utilidad compartida no puedes incorporar el valor de los barriles dentro de tu activo, y se convierte más en una expectativa de flujo de efectivo, lo que contablemente resulta menos atractivo para las empresas.

«Los porcentajes de la utilidad compartida deben quedar bien definidos en las leyes secundarias y reglamentarias, pues ahora la propuesta del Gobierno deja ambigua la situación», agregó.

El experto descartó que el esquema que propone el Ejecutivo resulte poco atractivo para las compañías que quieran invertir en el sector, pues al final seguirán teniendo una utilidad que estará sujeta a su desempeño en la extracción de los hidrocarburos (entre más extraigan, mayores ganancias obtendrán).

Si esta propuesta fructifica, el éxito de la reforma recaerá en la legislación secundaria, donde se deberá definir los cálculos para compartir la utilidad sobre los contratos, consideró el experto del CIDAC, Luis Serra.

El Gobierno espera que con su propuesta la producción de petróleo en México retome una tendencia de crecimiento y pase de los 2.55 millones de barriles promedio diario actuales a casi 3 millones en 2018, y 3.5 millones en 2025.

México tiene reservas de cerca de 29,000 millones de barriles de crudo en aguas profundas en la zona del Golfo de México, pero la falta de inversión y tecnología le han impedido perforar en estos lugares.

Concesiones, la propuesta agresiva del PAN

El modelo de concesiones representa un esquema mucho más agresivo y fue incluído por el Partido Acción Nacional (PAN) en su propuesta de reforma energética. En este esquema el operador toma posesión de los hidrocarburos y paga regalías, utilidades e impuestos al Estado por la explotación de sus yacimientos; además de que permite a las empresas incorporar las reservas de petróleo que le pertenecen dentro de sus activos.

El cambio atraería una inversión privada adicional de hasta 30,000 millones de dólares por año al sector energético, lo cual se reflejaría en un incremento adicional de 2% en el Producto Interno Bruto, según el PAN.

Bajo este sistema, las empresas privadas podrían competir o asociarse con Pemex para operar concesiones de exploración y producción de petróleo, gas, shale gas y shale oil.