Ciudad de México, 27 de julio de 2016
…Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell; al Director General de Petróleos Mexicanos, el Dr. José Antonio González Anaya, la oportunidad de estar aquí con ustedes.
También saludar a la Subsecretaria Lourdes Melgar, al Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda.
Y también, antes que nada, agradecer, sumarme al agradecimiento a todos los equipos: los equipos en Pemex, los equipos en la Secretaría de Energía, en la CNH, en la Secretaría de Hacienda, que hicieron posible el que hoy en día estuviéramos aquí con ustedes.
La Subsecretaria Melgar ya presentó los detalles de las áreas y de los criterios de precalificación. Yo les voy a estar presentando las condiciones económicas.
Para quienes han participado en nuestras presentaciones sobre licitaciones de contratos petroleros, esta lámina les va a parecer familiar, es el marco fiscal que aplica cuando estamos hablando de los esquemas de contratos.
Obviamente, para Pemex implica una gran diferencia, porque el que estemos haciendo esta migración sí implica que pasamos de un régimen fiscal de asignaciones, que incluso tiene su apartado particular en la ley con un derecho predeterminado a lo que será un esquema fiscal idéntico al que estamos manejando desde el punto de vista de los contratos petroleros.
¿En qué consiste este esquema? Obviamente un primer elemento, es un impuesto sobre la renta igual al que paga todo el resto de las actividades empresariales de la economía, con la misma tasa.
Después, dos elementos que tienen que ver con la superficie de las áreas, una cuota contractual para la fase exploratoria y un impuesto por actividad de exploración y extracción que se pagan en función del área que está cubierta por el contrato; una parte de ese pago va al Gobierno Federal y otra parte va para los gobiernos locales, de tal manera que las actividades petroleras siempre se traduzcan en mayores recursos para los gobiernos locales.
Eso sucede aún en campos en agua, si bien obviamente los campos en aguas profundas no están ubicados directamente en la superficie de una entidad federativa, de todas maneras se asignan esos recursos a las entidades federativas más cercanas a donde se ubica el campo, para que las comunidades lo más cercanas posibles se vayan beneficiando de estos desarrollos petroleros.
Hay un siguiente elemento que es una regalía básica, esa está establecida por ley y el valor de esa regalía básica depende del precio de los distintos hidrocarburos que se vayan extrayendo; tiene cierto valor, por ejemplo, para ciertos tipos de crudo, tiene otro valor para gas y, donde además ese monto de regalía básica se va ajustando con el nivel de precios, donde a niveles de precios más bajos el monto de la regalía es más reducido, a niveles de precios más elevados el monto de la regalía se vuelve más alta, teniendo aquí un primer elemento de progresividad en los contratos petroleros, es algo que ya está por ley, es algo que ya es conocido de la industria.
Un elemento adicional: se establece un cerco fiscal reconociendo que las actividades obviamente de exploración y extracción de hidrocarburos tienen involucrada una renta especial que es propiedad del Estado Mexicano y dónde, en ese sentido, no se permite que las empresas puedan mezclar dentro de sus cuentas actividades distintas a las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, justamente para evitar el que se contamine la renta petrolera, que es propiedad de todos los mexicanos.
Finalmente, tenemos elementos que ya se determinan dentro del contrato y, específicamente, ya también dentro de la licitación.
Hay un mecanismo de ajuste, que es el mecanismo que incluimos en cada uno de los contratos y que vamos a ver en un poco más de detalle en unos segundos, pero que busca que frente a sorpresas positivas, ya sea desde el punto de vista de precios internacionales, o del volumen que se haya descubierto en el yacimiento, impliquen que el Estado Mexicano frente a esas sorpresas positivas pueda recibir un mayor porcentaje de los recursos que se obtienen, con eso cuidando que el Estado en todo momento preserve la renta petrolera.
Y finalmente, el elemento que va a terminar de cerrar el marco fiscal, que es la regalía adicional que se vaya a proponer y donde finalmente será el mercado, en el proceso de licitación, el que esté proponiendo esa tasa de regalía adicional.
Eso difiere obviamente del marco para Pemex en las asignaciones, donde la tasa de los derechos está predeterminada por ley. Aquí lo que estaremos permitiendo es que sea el mercado, a través de un proceso donde procuraremos máxima transparencia y máxima competencia, el que nos esté asegurando el que estemos recibiendo una regalía adicional adecuada, como parte del proceso de licitación.
Algunos elementos que sí son diferentes y que vale la pena destacar dentro del proceso: Como ya lo anticipaba el Director General de Pemex, a diferencia de los casos anteriores, de las licitaciones que hemos tenido en toda la Ronda Uno, aquí estamos estableciendo de salida un acarreo de costos obligatorio; es decir, todas las empresas que deseen participar dentro de la licitación tendrán que estar de acuerdo con hacer un reconocimiento básico que empareje lo que Pemex ya invirtió dentro del proyecto.
¿Qué sucede? A diferencia de muchos de los campos anteriores, por ejemplo los de aguas profundas en la Ronda 1.4, esos son campos de exploración que no tenían montos relevantes de inversión, ni por el Estado Mexicano ni por Pemex. ¿Cuál es la diferencia en este caso? Que en este caso Pemex ya ha realizado una inversión significativa en el desarrollo del campo de trión, como ya mencionaba el Director General de Pemex, de casi 400 millones de dólares y, en ese sentido, lo que se le está pidiendo a el participante, al consorcio que quiera participar, es que tenga que emparejarse desde el punto de vista de inversión con lo que ya hizo Pemex y Pemex ya incluyó al interior del proyecto.
Entonces esa es una primera diferencia con respecto a los campos que hemos incluido previamente y que no tenían realmente niveles de inversión previa relevantes, a diferencia de este campo de trión.
Entonces una primera diferencia es que se solicita que el consorcio se empareje desde el punto de vista de inversión con lo que ya ha hecho Pemex.
El mecanismo de adjudicación, como ya se mencionaba, va a ser una subasta a primer precio a sobre cerrado, igual que en los casos anteriores consideramos que es un mecanismo claro, transparente y sencillo de adjudicación y será exactamente el mismo que estaremos utilizando en la Ronda 1.4 para aguas profundas.
La variable de adjudicación, como ya se mencionaba, será una regalía adicional, pero aquí también va a haber una diferencia con respecto a los casos anteriores. Igual que en los casos anteriores vamos a estar estableciendo un valor mínimo para esa regalía adicional, pero estamos contemplando la posibilidad de también establecer un valor máximo para la regalía adicional.
Y en el caso del que tengamos un empate en ese nivel de regalía máxima, eso ya lo anticipaba el Director General, que el criterio de desempate sea una oferta de recursos adicionales por parte del consorcio, donde una parte de esos recursos adicionales irá al Fondo Mexicano del Petróleo, es decir al Estado Mexicano, y otra parte irá como inversión para el proyecto y nos permitirá desarrollar el proyecto de manera más acelerada, obviamente será inversión a nombre de Petróleos Mexicanos.
Entonces, en ese sentido sí hay una estructura de adjudicación ligeramente distinta de la que hemos observado previamente, y lo que estamos buscando también que se reconozca mediante este mecanismo es si obviamente en mercado tiene una percepción de que ha aumentado el valor de manera relevante a raíz de las actividades de Pemex, qué parte de ese bono de desempate que esté ofreciendo el mercado, una parte de ese bono sea recibido por la empresa productiva del Estado.
Obviamente, si se llega así a mantener el empate finalmente, aún después de eso ya procederíamos al método de insaculación igual que como está establecido para las otras rondas de licitación.
Pasando finalmente al mecanismo de ajustes, el mecanismo va a ser básicamente el mismo que establecimos para la Ronda 1.4, que es un contrato también de licencias para aguas profundas, donde aquí la lógica es que en la medida en la que vaya aumentando la rentabilidad del consorcio, el contratista, que en este caso es pues obviamente es Pemex junto con los participantes privados que ganen el concurso, en la medida en que aumente esa rentabilidad se estará incrementando el monto de la regalía adicional para capturar obviamente parte de las sorpresas positivas que tengamos desde el punto de vista de precios o desde el punto de vista de un descubrimiento significativamente mayor a lo esperado. En ese sentido el mecanismo pues es igual al que el mercado ya conoce para la Ronda 1.4.
A grandes rasgos ese es el mecanismo y ese es el marco económico que estará aplicando durante este proceso de licitación, y ya posteriormente en el contrato donde, como mencionaba, lo que estamos buscando es garantizar el que hayan condiciones adecuadas de competitividad al mismo tiempo que aseguramos que el Estado Mexicano esté recibiendo toda la renta petrolera.