Mucho se ha comentado sobre el desempeño de los Contratos de Exploración y Extracción firmados como resultado de la Reforma Energética de 2013; sin embargo, uno de los elementos que más han llamado la atención es la inversión ejecutada por los operadores petroleros y las cifras de inversión aprobadas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

La CNH, el órgano regulador que recibe de las empresas la estimación de sus inversiones y aprueba los planes de exploración, evaluación y desarrollo, indica que hasta el momento se han autorizado inversiones por 46 mil 487 millones de dólares que se ejercerán entre 2015 y 2048. En comparación con este monto, hasta mayo del 2022 las inversiones reportadas ascienden a 10 mil 643 millones de dólares.

Si bien este indicador de inversión preliminar refleja los resultados y avances operativos que algunos contratos han alcanzado desde entrar en vigor, también es cierto que genera malentendidos al momento de comparar la cifra de inversiones ejercidas e inversiones autorizadas. Esta evaluación incompleta se debe a que no se considera que:

• Los distintos proyectos de exploración y producción están en diferentes etapas de ejecución y cada uno tiene un plazo diferente para ejecutar las inversiones
• Los contratos fueron suscritos en diferentes momentos, entre 2015 y 2018
• La información pública no está actualizada
• Las empresas generan eficiencias que reducen los costos de operación
• Los efectos de la Pandemia por el COVID-19

Distribución de las inversiones en contratos

Aun cuando la ejecución de las inversiones constituye uno de los principales indicadores que las autoridades utilizan para medir el cumplimiento de los compromisos adquiridos por los contratistas, es importante el análisis de los datos tomando en cuenta la vigencia para ejecutarlas y la etapa en la cadena de valor en la que se encuentran los proyectos petroleros.

Además, vale la pena señalar que los compromisos contractuales corresponden a la ejecución de actividades, establecidas en Unidades de Trabajo, independientemente de los costos inicialmente estimados o incurridos en su ejecución.

Del total de inversiones aprobadas, alrededor del 81% corresponde a proyectos en etapas de desarrollo, cuya vigencia se extiende hasta el año 2048, es decir 37 mil 577 millones de dólares fueron aprobados como parte de Planes de Desarrollo para la Extracción. Cabe mencionar que la gran mayoría de las inversiones corresponde a proyectos de desarrollo en aguas someras.

Por otra parte, el 19% de la totalidad de inversiones aprobadas corresponde a contratos en etapas exploratorias cuya vigencia se extiende hasta el año 2025. Es decir, 8 mil 910 millones de dólares fueron aprobados como parte de los Planes de Exploración y Programas de Evaluación. Es importante señalar que más del 83% de estas inversiones se concentran en Contratos cuyas actividades se realizan costa afuera, lo que representa aproximadamente 7 mil 459 millones de dólares.

Tomando en cuenta que alrededor de 70% de los contratos vigentes se encuentran en etapas puramente exploratorias −sus actividades se definen en Planes de Exploración y/o Programas de Evaluación− y que los programas de inversión aprobados tienen un plazo vigencia para ejecutarse hasta el 2025, resulta conveniente detallar el desempeño que han tenido estos contratos.

En este sentido, a mayo de 2022, las inversiones aprobadas en contratos con Planes de Exploración y Programas de Evaluación ubicados costa afuera ascendieron a 7 mil 459 millones de dólares, aproximadamente, mientras que las inversiones ejecutadas reportadas por los operadores son de 3 mil 637 millones de dólares.

Inversiones exploratorias costa afuera por ronda

La inversión pendiente por ejercer en los contratos en etapas exploratorias −3 mil 821 millones de dólares, aproximadamente que representa el 51% del presupuesto total aprobado− tiene distintos plazos para ejecutarse, ya que en estos montos están considerados proyectos de las 3 Rondas licitadas entre 2015 y 2018.

Los Contratos otorgan derechos para realizar actividades de exploración y extracción en un área contractual y durante las etapas iniciales de los proyectos los operadores deben cumplir con los Programas Mínimos de Trabajo (PMT) y su Incremento, determinados en cada Contrato. Generalmente, en los Contratos exploratorios estos compromisos mínimos incluyen estudios exploratorios y, en algunos casos, la perforación de hasta 2 pozos.

Cabe señalar que, en los próximos 3 años las distintas empresas concluirán con sus Planes de Exploración y Programas de Evaluación, los cuales incluyen los compromisos de PMT y su Incremento establecidos en cada Contrato.

En los proyectos exploratorios los compromisos de perforación representan la mayor parte de las inversiones programadas, por lo que el avance en la ejecución de inversiones está altamente relacionado con la perforación de los pozos comprometidos.

Por ello es importante señalar que los operadores tienen en conjunto compromisos para perforar al menos 30 pozos exploratorios en los próximos 3 años, de los cuales al menos 17 se ubican en aguas profundas. Estas actividades están consideradas en la inversión pendiente por ejercer.

Ronda por ronda, estos son los avances y compromisos de trabajo de las empresas:

• Ronda 1.1: (2 Contratos, Producción Compartida, Aguas Someras).

Estos Contratos ya concluyeron sus periodos de exploración. Uno de ellos ya concluyó dado que las empresas no tuvieron éxito geológico y solicitó la terminación anticipada. El otro contrato, aún en vigencia, incluye el descubrimiento Zama-1 (con potencial de 2 mil millones de barriles de crudo) está en trámites para iniciar las actividades de desarrollo. Estos contratos reportaron la ejecución de sus programas de trabajo y el cumplimiento de su PMT −incluyendo un volumen adicional de actividades comprometidas que eran adicionales al mínimo exigido por el gobierno durante el concurso− y la ejecución de al menos 68% de las inversiones aprobadas. Cumplir con todas las actividades comprometidas con un presupuesto menor al aprobado, refleja la alta eficiencia operativa de las empresas.

• Ronda 1.2: (3 Contratos, Producción Compartida, Aguas Someras).

Estos contratos terminaron su periodo de evaluación y actualmente se encuentran en la etapa de desarrollo. En lo relativo las inversiones asociadas al plan de evaluación, se observa un avance de 87% en las inversiones comprometidas y en la ejecución de sus programas de trabajo aprobados, incluyendo el cumplimiento del PMT. Al igual que las empresas de la ronda anterior, un menor gasto también es un reflejo de eficiencia operativa.

• Ronda 1.4 (8 Contratos, Licencia, Aguas Profundas)

A finales de 2022 estos contratos concluirán los periodos iniciales de exploración y están en posibilidad de solicitar un periodo adicional de exploración −el cual es de 3 años adicionales. El compromiso de trabajo inicial incluye al menos 5 pozos adicionales y el avance de inversiones es de 38%.

• Ronda 2.1: (10 Contratos, Producción Compartida, Aguas Someras)

Los contratos están por terminar su Periodos Inicial de Exploración a finales del 2022 y están en posibilidad de solicitar un periodo adicional de exploración de 2 años. Como parte de sus compromisos iniciales deben perforar al menos 3 pozos adicionales y reportan un avance en sus inversiones programadas de 40%.

• Ronda 2.4: (19 Contratos, Licencia, Aguas Profundas)

Los contratos se encuentran en el Periodo Inicial de Exploración el cual finalizará en el año 2023, con posibilidad de solicitar un periodo adicional de 3 años. Hasta el momento han ejercido un 42% de su presupuesto aprobado y tienen compromisos por perforar de al menos 12 pozos adicionales.

• Ronda 3.1: (16 Contratos, Producción Compartida, Aguas Someras)

Los contratos se encuentran en el Periodo Inicial de Exploración el cual finalizará entre el año 2023 y 2024, con posibilidad de solicitar un periodo adicional de exploración de 2 años. Hasta el momento han ejercido un 15% de su presupuesto aprobado y tienen compromisos por perforar de al menos 10 pozos adicionales.

La información pública sobre inversiones no está actualizada

Otra razón para la discrepancia entre las inversiones ejercidas y las aprobadas está en el retraso de los plazos para actualizar la información pública de la inversión ejercida por los operadores en los portales y sitios públicos de consulta:

1. La información es publicada con 3 meses de diferencia por el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP), quien es la autoridad encargada de dar seguimiento a las inversiones. Esto es, la información disponible el día de hoy no necesariamente refleja las inversiones ejercidas hasta el momento.
2. Para estar en posibilidad de reportar los costos, gastos e inversiones la autoridad competente debe dar de alta en el sistema informático del FMP la información del Programa de Trabajo y Presupuesto aprobado por CNH. Dichos trámites pueden presentar retrasos por lo que es posible que el operador no pueda reportar sus inversiones sino hasta que se habilite en el sistema.
3.  Los operadores tienen la obligación contractual de reportar las inversiones ejecutadas al sistema informático del FMP. Por su parte, el FMP permite que los operadores pueden registrar información de costos, gastos e inversiones por un periodo de tiempo adicional después de concluir el año fiscal, dado que es necesario que se reporten los montos junto con las facturas correspondientes, las cuales pueden no estar listas al momento exacto de la erogación.

La eficiencia operativa de las empresas también juega un papel importante

El tercer factor que tiene una gran influencia en la diferencia entre el programa de inversiones aprobado y el ejecutado son las eficiencias que puede generar un operador o consorcio. Como lo señalamos anteriormente las compañías pueden realizar todos los proyectos y actividades con menos dinero o contratar productos y servicios más económicos −los precios pueden variar entre que se hizo el estimativo inicial del programa de inversión o presupuesto y el momento en que lo aprueba la CNH ya que pasan varias semanas o meses en ese proceso de evaluación de la documentación.

Estas eficiencias, contrario a lo que se puede pensar como un subejercicio de las inversiones aprobadas, en realidad representan un beneficio puesto que maximizan la renta petrolera, ya que los costos son menores y, por ende, se obtiene un mayor diferencial con el precio del barril. Esto es particularmente importante para los contratos de producción compartida donde los operadores recuperan sus costos y el diferencial con el precio de venta del barril se considera como renta petrolera que, en su enorme mayoría, el Estado obtiene más de 70 centavos por cada peso generado.

De acuerdo con lo establecido en los propios contratos, el cumplimiento de los programas mínimos de trabajo y el trabajo incremental comprometido se evalúa conforme a la ejecución de actividades de acuerdo con su valor en Unidades de Trabajo, independientemente de los costos incurridos en su realización.

En este sentido, para medir efectivamente el desempeño de los Contratos es más conveniente considerar la ejecución de las actividades aprobadas en los Planes o Programas y el cumplimiento de los compromisos mínimos de trabajo, que la ejecución de las inversiones aprobadas. Lo anterior considerando que los compromisos de inversión están ligados a la realización de dichas actividades y a que es probable que los operadores busquen aumentar la eficiencia de las inversiones y reducir costos.

Efectos de la pandemia Covid-19

Por último, hay que considerar los efectos generados por la pandemia por COVID-19, el cuál ha sido un evento inesperado que impactó en las operaciones de la industria de los hidrocarburos a nivel mundial. En México, las directivas de confinamiento y distanciamiento social afectaron sensiblemente la operación de las empresas y la demanda de petróleo, retrasando sus operaciones y limitando su capacidad para ejecutar sus planes de trabajo.

En este sentido, la CNH emitió varios acuerdos que suspendieron por varios meses seguidos los plazos y términos legales de plazos contractuales y de vigencia de Planes y Programas con el fin de promover el desarrollo de las actividades petroleras y otorgar certeza jurídica a los operadores para que realicen dichas actividades de forma eficiente y continua conforme a los Planes y Programas aprobados.

Así, la pandemia de COVID-19 trajo consigo un desfase de las actividades, y por lo tanto retrasos o cambios en la ejecución de inversiones programadas que no representan un incumplimiento en las obligaciones contractuales que adquirieron los operadores petroleros, por el contrario, significa el reconocimiento de la compleja situación enfrentada por la industria debido a la pandemia y refleja la necesidad de ajustar los cronogramas de actividades y por lo tanto de inversiones.