Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de exploración y explotación de Hidrocarburos Sara Castellanos Alejandro Esparza Yaeli Reyes

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1 Enero, 2015 Documento de Trabajo Número 2-15 Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de exploración y explotación de Hidrocarburos Sara Castellanos Alejandro Esparza Yaeli Reyes Las opiniones expresadas en este documento son responsabilidad exclusiva de sus autores y no reflejan necesariamente las opiniones de la Facultad Libre de Derecho de Monterrey o de las instituciones donde laboran.

2 Acerca de los Autores Sara Castellanos Doctora y Maestra en Economía, University of California, Los Angeles (UCLA), Licenciada en, Economía, ITAM. Ha sido Investigadora en el Banco de México, Economista Principal, BBVA Bancomer y actualmente Directora General de Estudios Económicos, Comisión Federal de Competencia Económica, scastellanos@cofece.mx Alejandro Esparza Maestro en Economía Internacional, Universidad de Ginebra, Suiza, Licenciado en Economía, ITAM. Ha sido Director General Adjunto, Comisión Federal de Competencia Económica, Director de Área, Comisión Reguladora de Energía y actualmente Director General Adjunto, Coordinación General de Actividades Permisionadas en Materia de Petrolíferos, Comisión Reguladora de Energía, aesparza@cre.gob.mx Yaeli Reyes Maestra en Economía Industrial, Universidad Carlos III de Madrid, España, Licenciada en Economía, Universidad Iberoamericana. Ha sido Analista en la Comisión Nacional de Energía de Madrid, Analista en Endesa, Madrid y actualmente es Directora de Área de Estudios Económicos, Comisión Federal de Competencia Económica, areyes@cofece.mx 1 Resumen Ejecutivo Este documento proporciona un panorama general sobre la aplicación de la reforma energética en México respecto a la adjudicación de campos de exploración y extracción de hidrocarburos. Asimismo analiza las mejores prácticas internacionales para llevar a cabo licitaciones en materia petrolera y de gas, e identifica los aspectos más relevantes a considerar desde la óptica de competencia económica en cuanto a la elección de los mejores mecanismos a utilizar durante la licitación de la Ronda Uno. Palabras clave: Hidrocarburos, Ronda Cero, Ronda Uno, contratos, subastas. Clasificación JEL: D44, L51 Libre INTER Cambio, Centro de Estudios del Derecho de la Competencia y de la Regulación de la Facultad Libre de Derecho de Monterrey, busca ofrecer un medio para la difusión de los principios del derecho de la competencia, del derecho regulatorio y del reto de su aplicación concreta, un espacio para su debate profesional y una herramienta para su investigación rigurosa. 1 Por un error de edición, en la versión originalmente publicada de este documento se reportó erróneamente la función de la Maestra Reyes. 2

3 Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de exploración y explotación de Hidrocarburos 2 I. Introducción Sara Castellanos Alejandro Esparza Yaeli Reyes 20 de enero de 2015 En este documento se analizan las mejores prácticas internacionales en materia de licitaciones para la adjudicación de campos de exploración y extracción de hidrocarburos, y se identifican los aspectos más relevantes a considerar desde la óptica de competencia económica. Lo anterior, a fin de ofrecer elementos de discusión útiles para la implementación de la reforma energética de Con la entrada en vigor de la Ley de Hidrocarburos se establecieron distintos mecanismos a través de diferentes tipos de subastas que pueden ser utilizados para adjudicar campos de exploración y extracción. La decisión de llevar a cabo la licitación mediante un mecanismo u otro, depende en gran medida del entorno en que ésta se realice. Entre las características que determinan la selección de uno u otro mecanismo destacan: el número de participantes, la información disponible sobre los campos, el tipo de campo, el tamaño de las empresas participantes, y las condiciones económicas generales, entre otras. El tipo de subasta que se seleccione como esquema podrá incidir de manera positiva o negativa sobre la competencia y a su vez tener un impacto mayor o menor en la extracción de renta para el Estado ya que los incentivos a participar diferirán sustancialmente entre las diferentes tipos de subastas. El artículo 24 de la Ley, publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 11 de agosto de 2014, señala lo siguiente: [Las bases del procedimiento de licitación y adjudicación de los Contratos para la Exploración y Extracción, que se pongan a disposición de los interesados, deberán: I. Sujetarse a los lineamientos técnicos y a las condiciones económicas relativas a los términos fiscales que para cada caso establezcan la Secretaría de Energía y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, respectivamente; II. Señalar, entre otros aspectos, el tipo de contrato, los criterios y plazos para el proceso de precalificación y de aclaración de las bases, las variables de adjudicación, el mecanismo para determinar al ganador y, en su caso, la modificación de sus términos y condiciones, y III. Contar con opinión previa de la Comisión Federal de Competencia Económica, la cual versará exclusivamente sobre los criterios de precalificación y el mecanismo de adjudicación a que se refiere el artículo 23 del presente ordenamiento. La opinión de la Comisión Federal de Competencia Económica deberá ser proporcionada en un plazo no mayor a treinta días a partir de la solicitud correspondiente; en caso de no emitirse la opinión, dentro del plazo establecido, ésta se entenderá en sentido favorable.] A su vez, el artículo 23 de la misma Ley establece que: [ El mecanismo de adjudicación podrá ser, entre otros, una subasta ascendente, una subasta descendente o 2 El contenido y conclusiones expresadas en este documento son exclusivamente de los autores y no reflejan necesariamente las de la Comisión Federal de Competencia Económica o las de la Comisión Reguladora de Energía. 3

4 una subasta al primer precio en sobre cerrado, en cuyo caso los sobres deberán ser presentados y abiertos en una misma sesión pública.] Si bien la opinión que deberá emitir la Cofece no es vinculante, ésta podría tener efectos persuasivos importantes si presenta un análisis robusto que justifique la implementación de algún mecanismo de adjudicación específico que permita maximizar las ganancias del Estado y promover la competencia. Es por ello que resulta importante analizar las buenas prácticas en lo referente a los procesos de licitación de contratos para llevar a cabo la explotación y exploración de hidrocarburos a nivel internacional. El documento se conforma de la siguiente manera. En la sección II se expone a manera de antecedente la Ronda Cero, que es el proceso mediante el cual el Estado asignó 3 áreas de exploración y campos de producción a Petróleos Mexicanos (Pemex), cuyo proceso influirá, en buena medida, en las decisiones de participación de esa empresa en la Ronda Uno. En la sección III se detalla la Ronda Uno; es decir, el proceso de licitación de contratos para la explotación y exploración de campos, donde se consideran tanto las asociaciones que Pemex decida celebrar, una vez que haya migrado una asignación a algún esquema contrato 4 previsto en la Ley, así como nuevas áreas de exploración o campos de extracción que no fueron solicitados por Pemex o que no le fueron otorgados en la Ronda Cero, en donde pudieran participar privados y/o Empresas Productivas del Estado (EPE) en asociación o de manera independiente. En la sección IV se exponen los tipos de contratos previstos en la Ley. La sección V describe los mecanismos de adjudicación más utilizados a nivel mundial, mientras que en la sección VI se analizan los diferentes tipos de subastas que existen en la literatura, el diseño para el caso de licitaciones de campos de hidrocarburos, así como los posibles problemas de competencia que este tipo de mecanismos puede provocar. En la sección VII se llevan a cabo las principales recomendaciones derivadas del análisis realizado en la sección anterior. Finalmente, la sección VIII presenta algunas conclusiones en materia de licitación de contratos de exploración y explotación de hidrocarburos. II. Ronda Cero La Ronda Cero es un mecanismo que tuvo por objetivo fortalecer a la empresa estatal a través del otorgamiento de ciertas áreas de exploración y extracción de hidrocarburos previo a la apertura al sector privado. Dado lo establecido en el Transitorio Sexto del decreto por el que se reformaron y adicionaron diversas disposiciones de la Constitución Política, en materia de Energía, publicado en el DOF el 20 de diciembre de El 21 de marzo de 2014 Pemex formalizó, a través de la Secretaría de Energía (Sener), la solicitud de asignación de los campos de exploración y extracción que consideraba que estaba en capacidad de operar. Pemex solicitó 34,800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en recursos prospectivos 5, es decir el 31% del total campos de exploración; asimismo solicitó 20,589 mmbpce 3 La Ley en su artículo 4, numeral V, define el concepto de asignación como: El acto jurídico administrativo mediante el cual el Ejecutivo Federal otorga exclusivamente a un asignatario [Pemex o cualquier Empresa Productiva del Estado] el derecho para realizar actividades de exploración y extracción de hidrocarburos en el área de asignación, por una duración específica. 4 Se refiere a las modalidades de contrato que prevé la Ley para llevar a cabo las actividades de exploración y extracción. 5 Los recursos prospectivos son los volúmenes estimados asociados a las cantidades no descubiertas. Estos recursos representan aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha determinada, potencialmente 4

5 en reservas 2P 6, lo cual representa el 83% del total de las reservas de extracción. La Sener, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estimó prudente otorgar a Pemex aquellas asignaciones que garantizaran los recursos petroleros para mantener un nivel de inversión en exploración, desarrollo y extracción sustentable, pudiendo acceder a nuevas áreas como resultado de las rondas subsecuentes en las que participe. De esta manera, se determinó que Pemex conservara las áreas en exploración y los campos de producción, más atractivos y rentables; otorgándole los 20,589 mmbpce en reservas 2P, lo que representa el 100% del volumen de reservas 2P solicitadas. Adicionalmente, se le asignaron 23,447 mmbpce en recursos prospectivos; es decir, el 67% de los recursos que Pemex solicitó en exploración. Con ello, la Sener estima que Pemex podrá mantener aproximadamente el nivel de producción actual de petróleo durante los siguientes 20.5 años, a un ritmo estimado de producción de 2 y medio millones de barriles diarios. Como se muestra en la siguiente gráfica, con la resolución de la Sener, se le asignó en la Ronda Cero a Pemex un área total cercana a 90 mil kilómetros cuadrados. Gráfica 1 Cuadro 1 Áreas otorgadas a Pemex en asignación durante la Ronda Cero Reservas y recursos prospectivos otorgados a Pemex III. Ronda Uno La Ronda Uno contempla tanto las asociaciones que Pemex decida celebrar con particulares, una vez que haya migrado de asignación a contrato 7, así como nuevas áreas de exploración o de extracción que no fueron solicitadas por Pemex o que no le fueron otorgadas previamente, donde podrán participar de manera individual o conjuntamente los privados y/o las EPE. recuperables de los yacimientos de petróleo o gas identificados a través de evidencia indirecta, pero que aún no han sido perforados. 6 El término 2P se emplea para denotar la suma de reservas probadas y probables. Generalmente la suma de reservas probadas y probables (2P) es considerada la mejor estimación de recuperación resultante de operaciones comprometidas. 7 En los casos en los que Pemex cambie de asignación a contrato, conocido como farm-out, la Ley no solicita opinión de la Cofece. 5

6 De acuerdo con la Sener, la Ronda Uno se definió tomando en cuenta varios criterios tales como el potencial para aumentar la producción de crudo y gas natural en el corto plazo, el potencial para acrecentar nuevas reservas y el potencial para explorar nuevas áreas a fin de ampliar los recursos prospectivos. Asimismo, la Ronda Uno prevé un portafolio balanceado compuesto por campos de diversas características tales como aguas someras 8, aceites extra pesados 9, no convencionales 10 y aguas profundas 11 (Ver Gráfica 2). Gráfica 2 Áreas propuestas para la Ronda Uno Área de Lutitas Área Perdido Cordilleras Mexicanas Aguas Profundas Sur Aceites extra pesados Chicontepec Aguas someras De esta manera, la Sener ha dado a conocer que en la Ronda Uno se ofertarán 183 bloques de los cuales 109 corresponden a proyectos de exploración (recursos prospectivos), 60 a proyectos de extracción (reservas 2P) y 14 (contemplados en 10 contratos) en esquema de asociación entre Pemex y privados (farm-outs). El total de los bloques representa una superficie superior a los 29 mil kilómetros cuadrados, con un volumen estimado cercano a los 20 mil mmbpce y una inversión anual estimada superior a los 12 mil 600 millones de dólares. (Ver cuadro 2 y Anexo 1 para el detalle por tipo de bloque para exploración y extracción). 8 La exploración y explotación de yacimientos en aguas someras se refiere a aquellas áreas ubicadas en tirantes de agua menores a 500 metros, medidos desde el espejo de agua hasta el lecho marino. 9 Se refieren a aquellos yacimientos donde existe aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica y alta viscosidad a condiciones de yacimiento. 10 Los campos no convencionales se refiere a aquellos yacimientos donde se presenta la acumulación de hidrocarburos, donde no se encuentran afectados por influencias hidrodinámicas. Algunos ejemplos son el gas del carbón, el gas de lutitas, los hidratos de metano, las arenas bituminosas y los depósitos de aceite en lutitas. 11 La exploración y explotación de yacimientos en aguas profundas se refiere a aquellas regiones ubicadas en tirantes de agua mayores a 500 metros, medidos desde el espejo de agua hasta el lecho marino, y que lleguen hasta un máximo 2 mil metros. Una vez que se supera esa longitud se consideran aguas ultra profundas. 6

7 Tipo Cuadro 2 Características de los bloques que se ofertarán en la Ronda Uno Bloques (número) Superficie (km 2 ) Volumen (mmbpce) Inversión estimada a 4 años (mmusd) Inversión anual estimada (mmusd) Exploración (recursos prospectivos) Extracción (reservas 2P) ,903 14,606 19,000 4, ,597 3,782 15,100 3,775 Pemex - farm-outs (reservas 2P) 14 (en 10 contratos) 612 1,557 16,400 4,100 Total ,112 19,945 50,500 12,625 De las asignaciones en las que Pemex ha manifestado su interés de llevar a cabo un farm-out 12, algunos de estos campos ya vienen registrando producción acumulada de aceite y gas como se muestra en el Cuadro 3; sin embargo, no se ha podido extraer mayor producción debido a que no se cuenta con suficiente tecnología o con suficiente inversión. Bloque / Campo Cuadro 3 Esquemas de asociación de Pemex con privados (farm-outs) Tipo de Área Producción Acumulada de Aceite (mmb) */ Producción Acumulada de Gas (mmmpc) **/ Bolontikú Aguas someras Sinán Aguas someras Ek Aguas someras Ayatsil-Tekel-Utsil Aceites extra pesados Rodador Terrestres Ogarrio Terrestres Cárdenas-Mora Terrestres ,137.2 Kunah-Piklis Aguas profundas Trión Aguas profundas Exploratus Aguas profundas Una vez conformado un farm-out, se pueden realizar cambios de socios sin aviso previo a la CNH; sólo se deberá notificar en el caso en el que sea el socio operador el que cambie. 7

8 La Sener prevé llevar a cabo las licitaciones de los bloques por etapas. En la primera, aguas someras; en la segunda, aceites extra pesados; en la tercera, Chicontepec y no convencionales; en la cuarta, terrestres; y en la una quinta etapa, aguas profundas. (Ver Cuadro 4). Cuadro 4 Cronograma de Licitaciones por Bloques Áreas y campos Pemex: Farmouts (esquema de asociaciones) Migración de contratos Publicación de la convocatoria Registro de licitantes y apertura del cuarto de datos Aguas someras Aceites extra pesados Chicontepec y no convencionales Terrestres Aguas profundas Bolontikú, Sinan y Ek Ayatsil-Tekel-Utsil Rodador, Ogarrio y Cárdenas-Mora Kunah-Piklis, Trión y Exploratus Arenque Humapa, Miquetla, Soledad, Pitepec, Amatiltán y Miahuapán Monclova, Nejo, Pánuco, Carrizo, Magallanes, Santuario, Altamira, San Andrés, Olmos, Pirineo, Ébano, Misión 1, Misión 2, Cuervito, Tierra Blanca y Fronterizo 1era mitad de noviembre era mitad de diciembre era mitad de enero era mitad de febrero era mitad de marzo era mitad de enero era mitad de febrero era mitad de marzo era mitad de abril era mitad de mayo 2015 La migración de contratos se refiere al cambio de los contratos existentes antes de la promulgación de la nueva Ley: CIEP (Contrato Integral de Exploración y Producción) o COPF (Contrato de Obra Pública Financiada), por algún otro tipo de contrato previsto en el nuevo marco regulatorio. Debido a que este tipo de contratos ya existían anteriormente bajo modalidades distintas, la migración no requerirá de llevar a cabo una licitación, es por ello que las migraciones no forman parte de la Ronda Uno; sin embargo se llevarán a cabo durante esta etapa. Hasta el momento de la elaboración de este documento, la CNH ya había aprobado las bases para licitar las primeras 14 áreas localizadas en aguas someras del Golfo de México, cuya resolución se contempla para junio del presente año. Para esta primera etapa de la Ronda Uno se estableció un esquema de contrato de utilidad compartida en el que los ganadores asumen un compromiso de inversión y a cambio obtendrán un porcentaje de las utilidades que deriven del proyecto; este esquema se explicara a detalle en la siguiente sección. IV. Contratos Previstos en la Regulación Mexicana La figura de contrato se estableció en el séptimo párrafo del artículo 27 Constitucional, el cual dispone que tratándose del petróleo y de los hidrocarburos en el subsuelo y con el propósito de obtener ingresos para el Estado, éste llevará a cabo las actividades de exploración y extracción del petróleo y demás hidrocarburos mediante asignaciones a EPE o a través de contratos con éstas o con particulares, en los términos de la ley. 8

9 Adicionalmente, en el artículo Cuarto del régimen transitorio de la Reforma Constitucional, se previó que para realizar por cuenta de la Nación, las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, las modalidades de contratación contempladas son: de servicios, de utilidad compartida, de producción compartida o de licencia. En términos de contraprestaciones, la Ley prevé las siguientes modalidades: en efectivo, para los contratos de servicios; un porcentaje de la utilidad, para los contratos de utilidad compartida; un porcentaje de la producción obtenida, para los contratos de producción compartida; la transmisión onerosa de los hidrocarburos una vez que hayan sido extraídos del subsuelo, para los contratos de licencia, o cualquier combinación de las anteriores. Por otro lado, la Ley contempla también una serie de elementos fiscales para cada tipo de contrato mismos que se presentan en el Cuadro 5. Los parámetros de cada uno de los elementos serán definidos por el Estado conforme a las características del área de exploración y explotación. Cuadro 5 Elementos fiscales por tipo de contratos Producción Compartida Utilidad Compartida Licencia Impuesto Sobre la Renta Sí Sí Sí Pago Superficial Sí Sí Sí Impuesto para Estados y Municipios Sí Sí Sí Regalía Básica Sí Sí Sí Bono a la Firma No No Sí Contraprestación del Estado Sí (en especie) Sí (en efectivo) Sí (en efectivo) Recuperación de Costos Sí / No Sí No Mecanismo de Ajuste Sí Sí Sí El marco regulatorio mexicano establece que la adjudicación de los campos se determinará por tipo de área, a través de un mecanismo de licitación donde, dependiendo del tipo de contrato seleccionado, se determinará la variable de adjudicación (puede haber más de una) que, como lo establece la Ley, será de naturaleza económica y se adjudicará a quien ofrezca las mejores condiciones para el Estado. Por lo que las licitaciones no sólo determinarán al ganador sino que serán el medio para determinar las condiciones del contrato que permitan maximizar los ingresos del Estado. Por su parte, la experiencia en otros países sugiere que los contratos de concesión son los instrumentos legales más utilizados dentro de la actividad de exploración y extracción de hidrocarburos; este tipo de contratos se utilizan en países como: Argentina, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Estados Unidos, Noruega y Perú. Le siguen los contratos de producción compartida, los cuales se emplean en países como: Brasil, China, Cuba, Ecuador, Perú y Venezuela. 9

10 V. Mecanismos para la adjudicación de derechos en exploración y explotación de hidrocarburos Existen diversos sistemas a través de los cuales pueden ser asignados los derechos de exploración y extracción de hidrocarburos; sin embargo, el Banco Mundial (BM) los ha agrupado principalmente en dos categorías, los cuales se describen a continuación 13 : Sistema de puerta abierta: La asignación de la licencia se determina a partir de un proceso de negociación directa entre la empresa interesada y el gobierno. En este sistema, puede ser el gobierno quien invite a los posibles participantes a presentar sus ofertas o ser directamente los participantes quienes manifiesten su interés. Este mecanismo otorga mayor poder de negociación al gobierno; sin embargo, puede conducir a una menor competencia ya que es menos transparente y puede ser más vulnerable a problemas de corrupción. Procedimientos administrativos y subastas: Bajo este esquema, las asignaciones de licencias se pueden llevar a cabo a través de alguno de los siguientes procedimientos: o Procedimientos administrativos: La asignación de la licencia se determina mediante un proceso de adjudicación administrativo en la cual el gobierno define ciertos criterios que deben de cumplir las empresas que deseen participar, asignando la licencia a aquella que se adecue más a los criterios establecidos. Al igual que el sistema de puerta abierta, este procedimiento puede generar alta incertidumbre y ser susceptible a problemas de corrupción si los criterios y objetivos de la licitación establecidos no son claros. o Subastas: Las licencias se asignan al mejor postor. A nivel internacional, es común usar un sólo parámetro o varios, empleando principalmente aquellos que se encuentran contenidos en los contratos como bono a la firma, programa de trabajo, royalties, etc. Este mecanismo busca promover criterios más claros que incentiven una mayor competencia y en donde se revele más información de los participantes a fin de poder determinar el valor real del bien que permita extraer la mayor renta al licitador. A nivel internacional tanto los procedimientos administrativos como las subastas se emplean por igual, y la elección entre un sistema u otro depende principalmente del conocimiento que se tiene de las áreas geológicas que se quieren ofrecer, además de que una vez que se identifica más de un interesado en la adjudicación, el mecanismo de puertas abiertas deja de ser atractivo. Por ejemplo, las áreas poco exploradas o que se encuentran cerca de una frontera internacional suelen ser poco atractivas para la inversión privada debido a la falta de información y/o a la incertidumbre regulatoria (especialmente en los campos de hidrocarburos trans-fronterizos donde los yacimientos pueden encontrarse entre dos o más países y en los cuales el marco regulatorio podría ser incierto). Para este tipo de campos la experiencia internacional recomienda una asignación a través de procedimiento administrativo, más que un mecanismo de subasta, debido a que este último - derivado de una alta incertidumbre- corre el riesgo de que sean pocos los interesados en participar y que además éstos no revelen el valor real del área a licitar por el temor de ofertar un precio más alto del que lo valoran los demás. Por su parte, el proceso administrativo permite al menos asegurar que se lleve a cabo cierto nivel de actividad exploratorio en la zona. Sin embargo, en términos generales, las subastas suelen ser más efectivas que los procedimientos administrativos para capturar una renta más alta para el licitador. 13 Tordo, Johnston & Johnston (2009). 10

11 Asimismo, la subasta es un mecanismo de adjudicación más sencillo y transparente y puede diseñarse de distintas maneras a fin de evitar presiones políticas que puedan contaminar el proceso de adjudicación. Aunado a lo anterior, también posee la ventaja de permitir que se revele información acerca de la valoración que los distintos participantes otorgan a los diversos campos lo que fomenta una mayor competencia y, con un adecuado diseño de subasta, hace posible maximizar los ingresos del Estado. No obstante, el diseño de la subasta debe considerar que, comparado con otros bienes, la adjudicación de campos de exploración y extracción presentan una alta incertidumbre principalmente porque no se tiene la seguridad de encontrar hidrocarburos en la zona adjudicada, además de que se desconocen las cantidades existentes en el yacimiento, los costos de producción en esa zona geológica y los precios a los cuales podrán ser vendidos una vez que logre extraerse el producto VI. Las subastas como mecanismos para la adjudicación La literatura parte de cuatro tipos de subastas básicas, aunque en la práctica existen muchas variantes de las mismas, las cuales intentan corregir ciertas deficiencias o fortalecer diversos aspectos que incentiven una mayor competencia y que a su vez permita maximizar la renta que extrae el Estado. A continuación se hace una breve descripción de las subastas básicas. Subasta ascendente (Inglesa): En este tipo de subasta el precio va aumentando hasta que sólo queda un postor, quien adquiere el bien y paga la oferta más alta pujada. En este tipo de subasta cada postor conoce la oferta más alta en cada momento del tiempo ya que los participantes ofertan abiertamente, lo que permite a los demás postores ir ajustando sus estrategias. Subasta descendente (Holandesa): En estas subastas la mecánica opera en sentido opuesto a la subasta Inglesa; el precio del bien parte de cierto valor y va disminuyendo hasta que queda un sólo postor, quien adquiere el bien y paga el precio ofertado. Sobre cerrado a primer precio: En estas subastas cada postor presenta su oferta a sobre cerrado y gana el que ofrece el precio más alto pagando el precio que ofreció. Cada participante tiene una única oportunidad de ofertar y no puede observar el comportamiento de los demás competidores. Sobre cerrado a segundo precio: En este tipo de subastas cada postor presenta su oferta a sobre cerrado, y gana el que ofrece el mejor precio, pagando el precio de la segunda oferta más alta. Diseño de subasta Dependiendo del bien que se vaya a licitar, el diseño de la subasta debe considerar distintas características bajo los cuales es deseable que se realice la licitación; dentro de las cuales se consideran 14 : 14 Cramton (2007). 11

12 Valoración individual vs valoración común del bien. En la valoración individual el valor que cada postor le da al bien no depende de la información sobre la valoración de los demás competidores. En la valoración común, el valor del bien es el mismo para todos los postores. Es decir, el valor que cada participante le da al bien dependerá de la información con la que cuente, así como de la información adicional que tenga sobre la valoración del bien por parte de los demás participantes. Alta o baja complementariedad entre múltiples bienes a subastar. Cuando son múltiples los bienes que se van a subastar, cabe la posibilidad de que estos sean complementarios entre sí. Es decir, que los postores valoren ciertas combinaciones de los bienes más que la suma de sus valoraciones respectivas por cada uno. Alta o baja asimetría entre los postores. Los postores en una subasta pueden diferir entre sí por diversas razones. Conocimiento sobre el bien que se subasta, tamaño, nacionalidad y capacidad financiera son algunas dimensiones en las que pueden suscitarse diferencias entre postores. La subasta ascendente suele emplearse para artículos o bienes de alto valor, ya que captura una mayor renta debido a que se asigna el bien al postor que más lo valora y por tanto quien está dispuesto a pagar más. Asimismo, permite subastar diversos artículos similares a la vez. Además, este tipo de subasta revela información sobre el valor que cada participante le da al bien lo que permite una asignación más eficiente, ya que cuentan tanto con información propia como con información de los demás participantes; lo que permite hacer una mejor predicción del precio del bien e incentiva a competir de una manera más agresiva. Contar con mayor información permite a los participantes no solo reducir la incertidumbre sobre el valor real del bien, sino también mitigar lo que en la literatura se conoce como la maldición del ganador ; es decir, que el ganador haya sobre-estimado el valor del bien muy por encima de los demás competidores resultado de una puja equivocada. En particular, si los postores se equivocan en las predicciones sobre el precio del bien, pueden pujar más de lo que valoran el bien, lo que en el corto plazo aumenta la captura de renta para el Estado, pero en el mediano plazo se crearía una competencia que no es sostenible debido a que puede resultar en que las empresas ganadoras no tengan la capacidad de mantenerse en el mercado y seguir compitiendo; lo que terminaría provocando que sólo permanecieran las empresas con mayor capacidad presupuestal llegando incluso a ocasionar el establecimiento de un oligopolio o monopolio. Entre los principales problemas que presentan las subastas abiertas (ascendentes o descendentes) se encuentran: i) los postores pueden llegar a acuerdos tácitos facilitando conductas colusivas, ii) puede alentar a los participantes más grandes a mantener precios bajos a través de la reducción en la demanda, iii) incentiva a que se hagan ofertas por diferentes bienes que no esperan ganar sólo para mantener un punto de elegibilidad, iv) en caso de subastas de múltiples bienes, exposición de no ganar aquellos que los participantes consideren que pueden ser complementarios y, v) suelen ejecutarse en un periodo de tiempo largo. Por su parte, en las subastas a sobre cerrado, los participantes sólo tienen una oportunidad para hacer su mejor oferta y no es posible agregar información sobre la valoración del bien de los diversos postores, por lo que el resultado es más incierto que en el caso de las subastas ascendentes. Igualmente, en el caso de subastas de múltiples bienes, se acrecienta la complejidad para determinar el valor de cada bien. Además, la captura de renta en este tipo de mecanismos suele ser más baja que en subastas ascendentes debido a que es difícil predecir el valor real del bien, lo que ocasiona 12

13 que la estrategia de los participantes sea menos agresiva, ofertando precios más bajos con resultados menos eficientes. Este último señalamiento agrava el problema de la maldición del ganador, especialmente en subastas de primer precio. Sin embargo, es importante señalar que en estas subastas, los acuerdos tácitos son particularmente difíciles de llevarse a cabo ya que los participantes son incapaces de usar su oferta como señal para corregir el comportamiento de los demás postores. En cuanto a la asignación de bienes múltiples, como generalmente es el caso de los hidrocarburos, existen distintas variantes de las subastas descritas previamente que permiten licitar varios bienes a la vez. Entre las más conocidas están la subasta ascendente de reloj, la simultánea ascendente y la simultánea a sobre cerrado. Tanto las subastas simultáneas de sobre cerrado como la inglesa presentan los mismos problemas que cuando solo se subasta un bien. La subasta ascendente de reloj es una variante de la subasta ascendente para la asignación de múltiples bienes que han venido implementando reguladores de telecomunicaciones de varios países en años recientes 15. La característica principal de esta subasta, es que durante las rondas múltiples, el licitador anuncia los precios y los postores responden con la cantidad de bienes que desean demandar al precio anunciado; los precios van aumentando conforme exista exceso de demanda y la subasta finalizará cuando desaparezca el exceso de demanda de los bienes. Una de las ventajas de la subasta de reloj es que permite incorporar reglas de actividad que buscan mitigar posibles comportamientos anticompetitivos por parte de los postores; que puedan afectar la propiedad de eficiencia de la subasta; por ejemplo, limitar que los postores esperen al último momento para hacer una oferta seria, conocido en la literatura como el problema del bid sniping, o restringir la participación de aquellos postores que cuenten con información adicional que los demás participantes no tienen (información asimétrica), el establecimiento de un precio de reserva para evitar licitaciones desiertas, entre otras 16. Si bien el diseño de la subasta de reloj requiere atención a diversos detalles, como el establecimiento de reglas de actividad, una vez que ésta ha sido diseñada y explicada a los participantes, tiene la ventaja de que puede facilitar la revelación de información sobre la valoración que los postores tienen de cada campo e incentivar a los postores a ofertar el valor real que tiene del bien. En otras palabras, la estrategia débilmente dominante para los participantes es decir la verdad, lo que en la literatura se conoce como el truth telling. La fortaleza de este tipo de subasta es que es abierta, transparente y equitativa; además, tiene una fuerte tendencia a fomentar que el participante que más valora el bien sea quien lo gane y, por tanto, sea posible obtener precios parecidos a los de equilibrio competitivo. Durante cada ronda se va revelando información adicional dando indicio a los postores sobre el verdadero precio del bien, lo que mitiga el problema de la maldición del ganador. Otro beneficio de esta subasta es que es completamente dinámica, por lo que el periodo de tiempo en el cual se lleva a cabo es relativamente corto. Sin embargo, es importante señalar que aunque este tipo de subasta mitiga en gran medida el problema de colusión, si las reglas de actividad no son adecuadas puede persistir este problema. Además, en caso de pocos competidores, la licitación puede terminar prematuramente resultando, incluso, con licitaciones desiertas. En suma, no hay una sola bala de plata en materia de subastas. La elección entre los distintos tipos de subasta a utilizar dependerá, en gran medida, de la cantidad de participantes interesados, de la información pública disponible para todos los participantes, así como del tamaño relativo de las empresas participantes, entre otros factores. 15 Ausbel y Cramton (2011) 16 Cramton (2011) 13

14 Subastas en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos A nivel internacional, la mayoría de los países que utilizan las subastas como mecanismos para otorgar derechos de exploración y/o extracción de hidrocarburos siguen principalmente dos etapas: a) En una primera etapa se define el tipo de contrato y sus condiciones ya que estos servirán como elementos que pueden ser negociables o subastados durante la licitación; los parámetros más comúnmente utilizados son: - Términos de la licencia: Se establece el tipo de campo a licitar, el tamaño, el periodo durante el cual se asignará, entre otros. - Bono a la firma: Bajo un sistema de licitación por bono, el derecho de exploración y extracción o explotación se lo lleva el postor que oferta un bono más alto por el derecho. La subasta por bono suele ser atractiva para el Estado ya que le permite obtener ingresos desde el inicio de la asignación sin importar si se tiene éxito o no en el hallazgo de los hidrocarburos. Este tipo de licitación generalmente se contempla en áreas donde existe una alta probabilidad de éxito. - Programa de trabajo: Los participantes ofertan un compromiso de llevar a cabo una actividad específica de exploración en un campo 17 durante un periodo de tiempo determinado. Tanto las licitaciones que toman como elemento a subastar el programa de trabajo o el bono a la firma, se contabilizan como un egreso antes de un descubrimiento, ya que los participantes no tienen la certeza de recuperar estos costos previamente. Sin embargo, el bono a la firma habitualmente es un costo no recuperable pero puede ser deducible de impuestos, mientras que en el esquema de programa de trabajo los costos generalmente son recuperables y puede haber deducción de impuestos, además de que asegura que se lleve a cabo cierto nivel de exploración. - Royalties: El participante que haya ofertado el royalty más alto será el ganador de la subasta. Desde el punto de vista de los postores, este tipo de licitación es menos riesgosa que las dos opciones anteriores, ya que el pago se realizará sólo en caso de que se tenga éxito en extraer el hidrocarburo. - Participación de beneficios: El participante que cede la mayor parte de los beneficios al Estado gana el derecho de exploración o explotación, aunque también parte del riesgo es transferido al propietario del recurso derivado de la probabilidad de no encontrar hidrocarburos. Es posible que este mecanismo distorsione menos las decisiones de producción que el esquema de royalties. - Obligaciones tributarias, contenido nacional, entre otros. b) En una segunda etapa, se determina el tipo y diseño de subasta que se empleará (a sobre cerrado, ascendentes, de reloj, etc.). El tipo de subasta se determinará dependiendo de los objetivos principales que busque el Estado. El más común es maximizar el valor presente neto de la renta a obtener; sin embargo, pueden existir otros propósitos como, promover tecnología más sofisticada en distintos campos, promover la inversión en campos poco atractivos para invertir, entre otros. La experiencia internacional sugiere que para la asignación de derechos de explotación y extracción de los hidrocarburos se debe tener en consideración que: 17 Los programas de trabajo generalmente se definen por tipo de trabajo como la cantidad y tipo de datos de sísmica, el número de pozos exploratorios a perforar, etc. 14

15 - En un contexto donde existe valor común por el bien, es recomendable usar subastas abiertas más que a sobre cerrado debido a que se revela más información sobre la valoración del campo por parte de cada participante. Esto les permite ofertar más agresivamente; además, como es muy probable que la información de los diferentes postores esté correlacionada, es posible obtener mayores ingresos derivados de la licitación. - En caso que se parta de un escenario donde existan indicios de posible colusión entre los participantes antes de la licitación, se recomienda utilizar subasta a sobre cerrado. Además, si existen diferencias importantes entre los postores ex-ante, pueden promoverse mayores ingresos utilizando este tipo de subastas. - Las subastas simultáneas son más recomendables que las secuenciales debido a que las primeras proporcionan más información y brindan mayor flexibilidad a los participantes para responder ante la información que se ha revelado de los competidores. - Las licitaciones en paquete pueden emplearse cuando: i) existe la necesidad de fomentar el interés de los participantes por diversos campos que pudieran ser poco atractivos; y/o ii) empaquetar bloques o subastar múltiples bienes para hacer más atractiva la licitación a fin de crear economías de escala y de ejercer de manera más eficiente el presupuesto de cada participante. En el Cuadro 6 se presenta un comparativo internacional que resume algunas de las prácticas que se llevan a cabo en ciertos países relacionadas con la licitación de campos para llevar a cabo actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. 15

16 Cuadro 6 Comparativo internacional: Licitaciones de campos para actividades de exploración y explotación de hidrocarburos Componente Australia Reino Unido Brasil Estados Unidos Acuerdo Legal Se otorgan permisos de exploración y licencias para la producción Concesiones. Se otorgan distintos tipos de licencias de acuerdo al tipo de área que se asignará Concesiones Arrendamiento de contratos de exploración, desarrollo y producción Régimen fiscal Se aplica impuesto a la renta sobre el petróleo e impuesto al ingreso corporativo Impuesto corporativo, impuesto a los ingresos del petróleo Royalties, participación a los propietarios de la tierra, impuesto especial al petróleo e impuesto al ingreso corporativo Royalties e impuesto al ingreso corporativo Sistema de asignación Procedimiento Administrativo (programa de trabajo) Procedimiento Administrativo (programa de trabajo) Subastas a sobre cerrado (subastas multi-productos) Subastas a sobre cerrado (subastas multi-productos) Parámetros de la licitación Los participantes proponen un programa de trabajo de seis años especificando los costos para perforación, levantamientos de información y otros análisis geofísicos Los interesados presentan su programa de trabajo para el primer periodo de exploración, que dependerá del tipo de campo a licitar, especificando los costos de perforación, levantamientos de información y otros análisis geofísicos Bono a la firma, contenido nacional, plan mínimo de trabajo de exploración Bono a la firma Fuente: Tordo, Johnston & Johnston (2009). Problemas de competencia frente a un mal diseño de subasta Resulta de vital importancia que el diseño de las subastas sea adecuado al tipo de bien que se va a licitar, así como a la información a la que pueden acceder los participantes, toda vez que un mal diseño de subasta lejos de atraer más competidores, puede incentivar conductas anticompetitivas en detrimento de la captura de renta para el Estado o de la asignación eficiente del bien. Los problemas de competencia más comunes que se pueden presentar ante un mal diseño de subasta son los siguientes: Colusión: el tipo y diseño de subasta puede incentivar a que los participantes se coludan explícita o tácitamente para evitar ofertar pujas altas. Por ejemplo, en las subastas abiertas, los participantes pueden usar las primeras etapas, cuando el precio aún es bajo, para enviar señales a los participantes y llevar a cabo un acuerdo tácito en el que a cierto precio nadie más oferte. El tipo de subasta que más facilita esta práctica es la subasta ascendente debido a que durante cada etapa de la subasta se va revelando el valor que cada participante le da al bien, por lo que a través de guerra en precios es posible crear mecanismos de señalización para castigar a los rivales que se desvíen del acuerdo. Otro caso en el que se pueden dar estos acuerdos es en subastas a sobre cerrado a precio uniforme; en el cual los participantes ofertan el precio que desean pagar por diferentes cantidades de un bien homogéneo y el bien se vende a un precio único. En este caso, los participantes pueden ofertar un precio que asegure que cualquier desviación del acuerdo sea 16

17 severamente castigado, por lo que si algún postor intenta obtener una mayor cantidad a la acordada, todos los oferentes pagarán precios más altos. Barreras a la entrada: en caso de que existan pocos participantes, algunos tipos de subastas, pueden incentivar a los competidores más grandes a tener estrategias más agresivas y comenzar con pujas muy elevadas que provoquen la salida de participantes con restricciones presupuestales más ajustadas. Como se señaló con anterioridad, la aplicación de subastas ascendentes pudiera ser más eficiente si el objetivo es asignar el bien al jugador que más lo valora. Adicionalmente, podrían mitigarse este tipo de problemas para la competencia a través de mecanismos adicionales como establecer la obligación de que los participantes intervengan en un número determinado de rondas, el establecimiento de ofertas anónimas, entre otras. Por su parte, las subastas a sobre cerrado son más recomendables en un entorno de incertidumbre sobre las ofertas de los competidores. Este tipo de subastas amplia las oportunidades de que se presenten un mayor número de participantes e incluso de menor tamaño. Análisis de subastas para el caso de México A continuación se presenta un análisis que busca proponer el mecanismo licitatorio idóneo para adjudicar los campos que se licitarán durante la Ronda Uno. En primer término, se llevó a cabo una clasificación de los campos por actividad, por tipo de campo, por riesgos y por tipos de contratos, en la cual se identificaron las siguientes características: Cuadro 7 Caracterización de campos de exploración y extracción de hidrocarburos Actividad Tipo de Campo Riesgo asociado a los tipos de campos */ Tipo de contrato a licitar Exploración Extracción Aguas profundas Aguas someras Terrestres No convencionales Riesgos asociados a las características del campo Rentabilidad del proyecto Volumen de recursos prospectivos esperados Licencia Producción compartida Utilidad compartida Servicios Incertidumbre sobre recursos recuperables **/ */ **/ Los riesgos asociados a las características de los campos se obtuvieron del documento sobre clasificación de proyectos de exploración y explotación publicado por CNH. Los recursos recuperables se refieren a aquellos costos de producción y/o perforación en los que incurren las empresas y que no tienen la certeza de poder recuperar. Una vez que se detectaron las características principales que deben ser consideradas para determinar el tipo de subasta más adecuado, se analizaron por separado los campos destinados a la exploración de los campos de extracción, ya que tanto la información como la incertidumbre para cada actividad difieren sustancialmente. 17

18 Para ello, se utilizaron las clasificaciones elaboradas por la CNH sobre rentabilidad 18, volumetría 19 e incertidumbre 20 de campos de exploración y extracción a fin de precisar los riesgos asociados por tipo de campo. Al analizar los resultados que presenta la CNH, se observa principalmente que: - La mayoría de los campos de exploración presentan baja rentabilidad, bajo volumen de recursos prospectivos esperados, así como una alta incertidumbre. - Por su parte, la mayor parte de los campos de explotación o extracción presentan una alta rentabilidad, un alto volumen de producción y una baja incertidumbre. Gráfica 3 Mapeo de riesgos por tipo de actividad Fuente: CNH (2012). Considerando la información previa, se puede inferir que las licitaciones para los campos de exploración requerirán de otorgar mayores incentivos con la finalidad de atraer más participantes, mientras que los campos de explotación podrían tener más participantes, aunque la cantidad podría variar dependiendo del tipo de campo. Una vez identificados los riesgos por actividad y tipo de campo, se asignó el tipo de contrato que se consideró sería el más adecuado para generar mayores eficiencias, partiendo del supuesto de que el nivel de riesgo determinará, en buena medida, el número de participantes que habrá en la licitación. Finalmente, una vez que se determinó el tipo de contrato a licitar se propone un esquema de subasta que podría considerarse más eficiente dependiendo de las características de cada tipo de campo. 18 La rentabilidad se define como el cociente entre el valor monetario esperado y el gasto total. 19 La volumetría permite conocer la magnitud del proyecto. 20 La incertidumbre se define como el rango de los resultados posibles en una serie de estimaciones. 18

19 VII. Recomendaciones Aunque a nivel internacional la mayoría de los países que llevan a cabo subastas para el otorgamiento de los derechos para la exploración y explotación de hidrocarburos utilizan subastas múltiples a sobre cerrado, ya sea simultáneas o secuenciales, también existen otro tipo de subastas que podrían ser adecuadas para la licitación de campos de petróleo y gas, las cuales podrían traducirse en una mayor renta para el Estado y generar mayor eficiencia, además de mayor competencia. Estudios como el de Haile, Hendricks y Porter (2010) y Matoso y Rezende (2013) analizan el efecto del uso de subastas a sobre cerrado a primer precio en Estados Unidos y Brasil y encuentran que a pesar de que este tipo de subasta se utiliza de manera preponderante, presenta algunas debilidades. En el caso de Estado Unidos, encuentran que: i) el mercado está tendiendo a un equilibrio menos competitivo, ii) existe colusión particularmente en la repartición de áreas y iii) el equilibrio del mercado está siendo afectado por la maldición del ganador. Por su parte, en el caso de Brasil el estudio concluye que cuando existe información asimétrica, donde la empresa estatal tiene información adicional sobre los campos a licitar, ésta oferta pujas más altas que sus competidores en aquellos campos que son más rentables eliminando a posibles competidores que pueden ser más eficientes pero que cuentan con una restricción presupuestal más ajustada que la de la empresa estatal. Para el caso de México, es de suponer que los escenarios planteados para las licitaciones de la Ronda Uno serán conservadores debido a que no se tiene información sobre el tipo de empresas que podrían estar interesadas ni sobre las características propias de cada posible participante. No obstante, se considera que las particularidades de algunos campos incluidos en la Ronda Uno podrían cumplir ciertas condiciones bajo las cuales sería recomendable llevar a cabo subastas ascendentes de reloj y no incurrir en problemas como los presentados en los casos de estudio mencionados anteriormente. Exploración Se parte del supuesto de que existe mayor incertidumbre y por tanto más riesgo, ya que no en todos los campos se cuenta con estudios técnicos completos que corroboren la existencia de hidrocarburos. Para el caso de los yacimientos en aguas profundas, se prevén pocos participantes en las licitaciones, debido a que a nivel mundial existen pocas empresas que cuentan con la tecnología y el capital necesario para llevar a cabo actividades de exploración en campos con tirante de agua superiores a los quinientos metros. Asimismo, de acuerdo con la CNH, en estas áreas se espera una baja rentabilidad pero alto volumen de hidrocarburos. Bajo estas condiciones, se considera que una subasta ascendente de reloj no ofrece ventajas importantes con respecto a una subasta de sobre cerrado a primer precio. Sin embargo, como veremos más adelante, en otros tipos de yacimientos en el que podría haber más postores y una mayor rentabilidad esperada, el formato de reloj ofrece mejores resultados en términos de eficiencia, ingreso para el vendedor, transparencia y competencia. 21 Esta situación aunada al hecho de que probablemente es más fácil para los posibles postores familiarizarse con un tipo de subastas constituyen razones adicionales para buscar un formato con reglas de actividad y asignación de la subasta de reloj que repliquen las características de la subasta de sobre cerrado a primer precio tradicional. 21 Véase para más detalles, Cramton (2011). 19

20 Por otra parte, en campos de aguas someras y terrestres es menos costoso llevar a cabo la actividad de exploración, respecto a áreas de aguas profundas, y de acuerdo al estudio de la CNH, es de esperar una alta rentabilidad y un alto volumen de recursos prospectivos, por lo que se podría contemplar la existencia de un mayor número de participantes. Sin embargo, partiendo del hecho de que Pemex podría ser uno de los principales participantes, dado que es uno de los mayores especialistas en este tipo de campos, y de que posiblemente cuenta con información adicional sobre las áreas contractuales a licitar -ya que antes de la apertura del sector era el único operador-, además de que tiene la ventaja de iniciar con áreas previamente asignadas, lo cual deja en desventaja a sus competidores e incluso puede desincentivar a empresas con restricciones presupuestales más ajustadas a participar, lo que podría derivar en una mayor concentración por parte de Pemex. Debido a lo anterior, se recomienda el uso de una subasta ascendente de reloj que le dé mayor información a los potenciales postores, que incentive una mayor competencia y que facilite competir de una manera más agresiva que dé como resultado la extracción de una mayor renta para el Estado. Finalmente, para los campos no convencionales, dada la experiencia internacional, se prevé una participación en su mayoría de pequeñas empresas y no se vislumbran tantos problemas de asimetría en el tamaño de los participantes, aunque sí podría haber empresas de tamaño mediano que quisieran participar. Debido a lo anterior, también se recomienda emplear en la licitación de estos campos una subasta ascendente de reloj, con lo cual se busca asignar el campo al participante que tenga una valoración más elevada de él; además de extraer una renta más alta respecto a la subasta a sobre cerrado al permitir que se revele información y por tanto que existan ofertas más agresivas. En el Cuadro 8 se resumen las recomendaciones de contratos y subastas a emplear en las licitaciones de campos que llevan a cabo actividades de exploración, además de que se especifican los tipos de riesgos asociados a cada tipo de campo. 20

21 Cuadro 8 Contratos y subastas para campos exploratorios Exploración Tipo de Campo Riesgo Contrato Recomendado Subasta Recomendada Aguas profundas Baja Rentabilidad Alta Incertidumbre Alto Volumen Licencia Simultánea ascendente de reloj/simultánea sobre cerrado a primer precio. Alta Rentabilidad Aguas someras Baja Incertidumbre Producción compartida Simultánea ascendente de reloj Alto Volumen Alta Rentabilidad Terrestres Alta Incertidumbre Producción compartida Simultánea ascendente de reloj Alto Volumen Baja Rentabilidad No convencionales Alta Incertidumbre Licencia / Producción compartida Simultánea ascendente de reloj Alto Volumen Extracción Para las áreas de extracción se parte del supuesto de que existe una mayor certidumbre de explotar hidrocarburos, toda vez que ya que se tiene la certeza de encontrar gas y/o petróleo. El riesgo radica primordialmente en la dificultad para la obtención de los hidrocarburos, lo cual está estrechamente ligado con los costos de producción derivado del tipo de tecnología que se requiera. Tanto en los campos de aguas profundas como en los no convencionales, se recomienda el uso de subastas simultáneas a sobre cerrado a primer precio, ya que en ambos casos se espera una rentabilidad alta y un volumen de producción alto o medio. Las empresas que suelen estar interesadas en este tipo de campos, tienen como características: una alta especialización tecnológica, tamaños similares entre competidores y gran experiencia a nivel internacional en este tipo de proyectos, facilitando la estimación del valor real del campo una vez que se sabe la cantidad de reservas 2P existentes, lo que podría incentivar a problemas colusivos con la intención de ofertar a bajos precios o de repartirse las áreas contractuales y no permitir que nuevos entrantes puedan participar. Adicionalmente, considerando que podría existir un gran interés por este tipo de campos, el pago a primer precio sería más recomendable para extraer la mayor renta posible. Asimismo, en los campos de aguas someras y terrestres también se prevé una importante participación de empresas. No obstante, podría existir una mayor asimetría en cuanto al tamaño de las empresas participantes. Debido a lo anterior, se recomiendan mecanismos de subastas a sobre cerrado para incentivar la participación de oferentes de menor tamaño, y se recomienda que se pague a segundo precio, lo cual podría ofrecer mayores posibilidades a las empresas pequeñas de 21

22 obtener un contrato de extracción en este tipo de campos. Es conveniente reiterar que estos tipos de subastas también pueden modelarse dentro de una familia de subastas de reloj, de manera que puede haber beneficios importantes para el Estado de diseñar una plataforma electrónica que le permita llevar a cabo diversos tipos de subasta. Cuadro 9 Contratos y subastas por tipo de campo para actividades de extracción Extracción Tipo de Campo Riesgo Contrato Recomendado Subasta Recomendada Aguas profundas Baja Rentabilidad Alta o Baja Incertidumbre Alto o Medio Volumen Licencia Simultánea a sobre cerrado, a primer precio Alta Rentabilidad Aguas someras Baja Incertidumbre Bajo Volumen Producción compartida Simultánea a sobre cerrado, a segundo precio Alta Rentabilidad Terrestres Baja Incertidumbre Bajo Volumen Producción compartida Simultánea a sobre cerrado, a segundo precio Baja Rentabilidad No convencionales Alta Incertidumbre Alto Volumen Licencia / Producción compartida Simultánea a sobre cerrado, a primer precio VIII. Conclusiones Las subastas son mecanismos idóneos para un otorgamiento más eficiente de los derechos de exploración y extracción de hidrocarburos, ya que un buen diseño de ellos puede alentar una mayor participación de empresas a través de procesos transparentes e incrementar la renta para el Estado. Como se mencionó en este artículo, para llevar a cabo un buen diseño de subasta es necesario considerar lo siguiente: La madurez de los campos y de las cuencas geológicas a licitar debe ser un factor a considerar en los esquemas de licitación ya que afectará tanto al número de participantes, así como el monto de las ofertas. Las expectativas futuras del precio del petróleo y del gas pueden afectar el número y monto de las ofertas. La asignación de la licitación bajo esquemas de licencia, particularmente en su fase exploratoria, no son recomendables en periodos en que existe mucha volatilidad en los precios de los hidrocarburos especialmente en aquellos campos que requieren de altos costos de inversión. 22

23 La asimetría de información entre empresas, así como el tamaño de cada participante son algunos de los factores que deben ser considerados para seleccionar el tipo de subasta. Siempre deben existir criterios claros y objetivos en los mecanismos de licitación y transparencia en cuanto a la designación de los ganadores. Es recomendable que exista diversificación en el diseño de los contratos, a fin de contar con diferentes términos y criterios dependiendo del riesgo que exista en cada área. En cuanto a los mecanismos de subastas más utilizados en este tipo de actividades, la experiencia internacional sugiere lo siguiente: Las subastas simultáneas ascendentes en paquete logran asignar el bien al postor con la valoración más alta y son más adecuadas para maximizar el valor de complementariedades entre campos; sin embargo si no se diseñan de manera adecuada pueden ser vulnerables a problemas de colusión entre los participantes, sin embargo este problema pude aminorarse con una subasta ascendente de reloj que contemple reglas de actividad que eviten conductas anticompetitivas. Las subastas simultáneas ascendentes pueden ser más eficientes que las simultaneas a sobre cerrado para aquellos campos que se encuentran en zonas fronterizas o que han sido poco explorados, ya que ante una menor presencia de información sobre las características del yacimiento, este esquema podría aminorar el problema de asimetría entre los participantes al revelar información durante el proceso y dar oportunidad a los participantes de ajustar sus pujas. Sin embargo, es de señalar que la ganancia en eficiencia puede ser aún mucho mayor derivado de las cualidades que ofrece la subasta de reloj, la cual permite la incorporación de reglas de actividad que pueden derivar en precios parecidos al de equilibrio competitivo. Las subastas secuenciales a sobre cerrado a primer precio pueden resultar en una asignación ineficiente y traducirse en menores ingresos para el Estado si se compara con otros mecanismos de subasta. Además, el orden en el que se liciten los derechos de los diversos campos, podría afectar las expectativas de ingreso del Estado. IX. Bibliografía Ausbel, L y Cramton, P (2011). Activity rule for combinatorial clock auction. Department of Economics, University of Maryland, discussion paper. Comisión Nacional de Hidrocarburos (2012). Clasificación de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos. Documento técnico de trabajo 3. Cramton, P, (2007). How Best to Auction Oil Rights. Escaping the Resource Curse. Capítulo 5. Cramton, P, (2011). Comparison of auctions formats for auctioning wind rights. Working Paper Haile, P., Hendricks, K. y Porter R. (2010), Recent U.S. offshore oil and gas lease bidding: A progress report, International Journal of Industrial Organization, 28, pp

24 Junseog, Y, (2013). Merits and Demerits of the Different Types of Petroleum Contracts. En línea, _1.jsp&ses=USERSESSION. Jenik, R (2005). The ABCs of Petroleum Contracts: License-Concession Agreements, Joint Ventures, and Production-sharing Agreements. Tsalik S & A. Schiffrin eds. Covering Oil: A Reporters Guide to Energy and Development. Open Society, Klemperer, P, (2002). What really matters in auction design. Journal of Economic Perspectives. Vol 16, No 1. Winter. Pages Likosky, M, (2009). Contracting and regulatory issues in the oil and gas metallic mineral industries. Transnational Corporations, Volume 18, No. 1. Abril Matoso, R., y Rezende, M., (2014), Asymmetric information in oil and gas lease auctions with a national company, International Journal of Industrial Organization, 33, pp Secretaría de Energía (2014). Reforma Energética Ronda Uno y Reforma Energética Ronda Uno (Sesiones Técnicas). En línea: Sunley, E, et al (2002). Revenue from oil and gas sector: issues and country experience. Post conference draft, june 8. Tordo, S, et al (2009). Petroleum exploration and production rights. World Bank, working paper no

25 Anexo 1 i) Aguas someras, aceites extra pesados y terrestres Número de Bloque Provincia Geológica Exploración Principal Hidrocarburo Oportunidades Identificadas (número) Área (km 2 ) Recursos Prospectivos (mmbpce) 1 Salina del Istmo Aceite extra pesado Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite extra pesado Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite extra pesado Salina del Istmo Aceite pesado Macuspana Gas húmedo Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite súper ligero Total 44 5, Áreas Núm. de Campos Aceite (mmb) Gas (mmmpc) Explotación Área (km 2 ) Reserva 1P (mmbpce) Reserva 2P (mmbpce) Reserva 3P (mmbpce) Grado API (promedio) Aceites extra pesados 8 14,098 1, , Aguas someras 7 1,819 2, Terrestre sur 17 1,873 3, Total 32 17,790 8, ,104 2,

26 ii) Aguas Profundas: Área Perdido Número de Bloque Provincia Geológica Exploración Principal Hidrocarburo Oportunidades Identificadas (número) Área (km 2 ) Recursos Prospectivos (mmbpce) 1 Cinturón Plegado Perdido Aceite súper ligero Cinturón Plegado Perdido Gas húmedo Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero Cinturón Subsalino Aceite ligero Cinturón Subsalino Aceite súper ligero Cinturón Plegado Perdido Aceite súper ligero Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero Cinturón Subsalino Aceite ligero Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero Total 18 3,506 1,591 26

27 iii) Aguas Profundas: Sur Número de Bloque 1 Provincia Geológica Cordilleras Mexicanas Principal Hidrocarburo Exploración Oportunidades Identificadas (número) Área (km 2 ) Recursos Prospectivos (mmbpce) Gas seco Salina del Istmo Gas húmedo Salina del Istmo Gas húmedo Cinturón Plegado Catemaco Gas húmedo Salina del Istmo Aceite extra pesado Salina del Istmo Aceite pesado Salina del Istmo Aceite ligero Cordilleras Mexicanas Gas seco Cordilleras Mexicanas Gas seco Salina del Istmo Aceite ligero Salina del Istmo Aceite ligero Cordilleras Mexicanas Cordilleras Mexicanas Cordilleras Mexicanas Cordilleras Mexicanas Cordilleras Mexicanas Gas seco Gas húmedo Gas húmedo Gas seco Gas húmedo Salina del Istmo Aceite pesado Total 38 9,068 3,222 27

28 iv) Gas No Convencional: Garza Región Garza Provincia Geológica Burro - Picachos Principal Hidrocarburo Exploración (Lutitas) Número de Bloques Área (km 2 ) Recursos Prospectivos (mmbpce) Gas seco

29 v) Chicontepec y No Convencionales Área Provincia Geológica Exploración (No Convencionales) Principal Hidrocarburo Número de Bloques Área (km 2 ) Recursos Prospectivos (mmbpce) Tampico - Misantla Tampico - Misantla Aceite y gas 62 7,401 8,927 Campo Núm. de Bloques Aceite (mmb) Gas (mmmpc) Explotación (Chicontepec) Área (km 2 ) Reserva 1P (mmbpce) Reserva 2P (mmbpce) Reserva 3P (mmbpce) Grado API (promedio) Chicontepec 11 38,918 20,090 1, ,671 7, Poza Rica Altamira Total 28 39,650 20,642 2, ,678 7,