Contratos en PEP

01 septiembre foto“Contratar un servicio, una obra o una adquisición con Pemex resulta demasiado burocrático, poco atractivo y toma demasiado tiempo”

En mi artículo “Reforma energética: ¿aún dudas?”, revisé los tipos de contratos que ha venido otorgando Pemex-Exploración y Producción (PEP), que pueden ser contratos tradicionales, integrales, laboratorios de campo, incentivados, de obra pública financiada, etc. La realidad es que todos estos tipos de contratos se basan en precios unitarios a un servicio o producto específico o a una obra o un conjunto de servicios.

Todos esos tipos de contratos carecen de un riesgo compartido en el resultado final, siendo PEP el único que corre con el riesgo económico. El contratista se limita a entregar el bien, servicio u obra sin importar el resultado final, debido a la entrega del mismo pasa a ser responsabilidad de Pemex, dejando de haber un monitoreo adecuado de los entregables. Por lo mismo, el modelo de contratación dista mucho de las condiciones que se observan en otras naciones.

La pregunta, ante la recién aprobada Reforma Energética, es:

¿Cómo ubicaríamos nuevo modelos de contratación –licencias, o producción o utilidad compartida– entre la gama de modelos de contratos que tenemos actualmente? ¿Los limitaremos a shale, aguas profundas y campos maduros?
¿Realmente nos ayudarán a incrementar la producción petrolera a los 3 millones de barriles diarios que el sector oficial pronostica obtener en 2018?

En realidad, no se ve muy factible alcanzar esta meta en este sexenio. Los contratos de servicios integrales con incentivos al desempeño, fruto de la Reforma del 2008, representan tan sólo 210,000 b/d de producción incremental esperada hasta el 2028.
La producción en pozos de aguas profundas, considerando la falta de infraestructura de la conducción de los hidrocarburos a centros de venta o de distribución en refinerías o petroquímicas, se vería reflejada hasta el 2020 o más adelante. El caso del shale también implica tiempos de maduración.

En la explotación se requiere tener un gas húmedo, ya que la inversión de un pozo de este tipo resulta ser no rentable en caso de salir un pozo de gas seco.

Lo que deberíamos enfatizar al abrir los Artículos 27 y 28 de la Constitución es evaluar y determinar en forma cuantitativa en cuánto tiempo podemos lograr, mediante contratos de riesgo entre privados y el Estado, la revalorización de la cadena productiva.

Hoy día, debemos de considerar que el gasto de PEP es de mantenimiento de producción y no de crecimiento, ocasionando que la infraestructura no se modernice. En exploración se invierte poco en estudios e perforación de pozos. Sólo perforamos en campos de desarrollo que nos ayuden a mantener la producción.

Desde el 2008 (o antes), se ha creado una burocracia y letargo al contratar con base en el Presupuesto de Egresos de la Federación, lo cual no ayuda a realizar una planeación de mediano y largo plazo, porque los servidores públicos de PEP están atados al mantenimiento de producción en campos que tenga poco riesgo comercial.

Con la Reforma del 2013 se espera romper esa inercia y brindar una mejor perspectiva a la industria de los hidrocarburos.

Los tiempos para obtener un contrato en PEP hoy día:
Las contrataciones hoy día son excesivamente largas y burocráticas. Los plazos los podemos dividir en tres fases, que son:

a) Fase Inicial – Preparación interna del contrato:
 Recepción de requerimiento, prebases, convocatoria, bases y publicación de licitación.
b) Fase Intermedia – Proceso de licitación: 
Precalificación, Juntas de Aclaraciones, Presentación y apertura de propuestas, evaluación de propuestas, subsanación (en caso que se permita o requiera), negociación (dependerá del tipo de licitación precio unitario, porcentaje de descuento, 60/40), preparación del fallo notificación del fallo.
c) Proceso final – Contratación:
 Elaboración del contrato, revisión jurídica y formalización del contrato.

Autorización previa de proyectos y contratos.

Tipo D:

  • Los gestiona el titular de la subdirección que incluye el área administradora del proyecto y en su caso el subgrupo de trabajo.
  • Monto menor a 50 MM de dólares.
  • Contratos del tipo Internacional TLC y abierta; Nacional.

Tipo C:

  • Revisado por el subgrupo de trabajo/ Grupo de PEP de contratación.
Autorización por el Director General de PEP.
  • Monto menor a 100 Millones de dólares.
  • Contratos del tipo Internacional TLC y abierta; Nacional.

Tipo B:

  • Revisado por el su subgrupo de trabajo/ Grupo de PEP de contratación.
  • Opinión de CAAOS de PEP.
  • Autorización del consejo de Administración de PEP.
  • Monto mayor o igual a 100 y menor a 200 Millones de dólares.
  • Contratos del tipo Internacional TLC y abierta.

Tipo A:

  • Revisado por el su subgrupo de trabajo/ Grupo de PEP de contratación.
  • Opinión de CAAOS de PEP.
  • Autorización del consejo de Administración de PEP y del consejo de Administración de PEMEX.
  • Monto mayor o igual a 200 millones de dólares.
  • Contratos del tipo Internacional TLC y abierta.

Variaciones a considerar que pudieran incrementar más días de los anteriormente descritos:

  • Calendario de los órganos colegiados.
  • Dependiendo si es con o sin negociación o con o sin pre bases.
  • Dependiente si es invitación restringida o adjudicación directa, con o sin negociación.
  • Los trámites de contratación del Testi go Social, para contratos tipo A y B, se deberán hacer durante el periodo de aprobación del proceso por los órganos colegiados.
  • Para contratos tipo C y D, si se establece etapa de negociación de inicio, deberán considerar el plazo adicional para la contratación del Testigo Social.

Contratos tradicionales:

  • Promedio de 180 días.
  • Alianzas entre contratistas y Pemex: Promedio de 250 días.
  • Contratos integrales de servicios: Promedio de 250 días.
  • Contratos de obra pública financiada (COPF): Promedio de 280 días.
  • Laboratorios de campo: Promedio de 150 días.
  • Contratos incentivados: Promedio de 310 días.

Reflexiones y propuestas:

a) La Reforma Energética es urgente, ya que se necesita atender la seguridad energética del país con la producción no sólo de hidrocarburos, sino también de energías alternativas.

b) Contratar un servicio, una obra o una adquisición con Pemex resulta demasiado burocrático, poco atractivo y toma demasiado tiempo.

c) En la Reforma del 2008 se crearon nuevas regulaciones y normatividades, las cuales fueron aplicadas a partir del 2010. Hoy día, aún no terminan de cuajar en el sentido de reducción de costos y obtención de mejor calidad en las contrataciones.

d) Los contratos actualmente están limitados en el sentido de que el contratista sólo tiene la responsabilidad de la entrega de la obra o servicio, sin interesar si fue redituable para Pemex en términos de retorno del capital de inversión desde un punto de vista costo-beneficio. Un ejemplo de ello es la perforación y terminación de pozos. Si el pozo sale con baja productividad o seco, la pérdida de utilidad y de producción lo asume Pemex.

e) Se requiere que algún departamento de Pemex (PEP) sea el órgano regulador de la contratación, debido a los tiempos perdidos que se tienen entre la documentación burocrática y la ejecución de las ordenes de trabajo. Se debe integrar la experiencia de las personas que llevan los contratos actualmente a este departamento, que regulará los avances económicos y de tiempo de cada contrato para poder establecer los requerimientos de convenios, aumento de monto o, en su caso, recomendar una nueva licitación si no existe la forma de ejecutar una obra o servicio.

f) Se requiere realizar talleres que definan cómo reducir los tiempos de contratación de servicios u obras, donde participen los técnicos que administren el yacimiento o el proyecto. La finalidad sería evaluar los contratos vigentes y adecuarlos para que sean más atractivos, de acuerdo con los cambios legales y normativos que brinde la Reforma Energética.

g) Requerimos realizar contratos de riesgo compartido. Se deberá tener la autorización por los órganos gubernamentales para realizar los mismos, como ocurrió con los del tipo contratos integrales de exploración y producción o de obra pública financiada.

h) Requerimos hacer contratos específicos para shale gas o aguas profundas, que serían por el mismo tenor en tiempo.
Tendríamos que tener las justificaciones correctas para poder realizar los contratos y los permisos adecuados, que deberían estar de acuerdo a la norma establecida por la CNH en 2010 para la perforación de aguas profundas. En el caso del shale gas, se requerirá especial atención a la protección del medio ambiente por el volumen de agua usada en las fracturas realizadas. Para aguas profundas y shale gas necesitaríamos de nuevas tecnologías.

i) El personal de PEP requiere mayor autonomía para realizar en forma rápida contratos que cumplan con los requerimientos técnicos, económicos y jurídicos, dentro de un marco de transparencia, para promover la seguridad energética.

j) Los cambios previstos en la Reforma Energética no podrán aplicarse de un día a otro. Los nuevos modelos contractuales para proyectos específicos de alto riesgo de exposición de capital como shale gas, aguas profundas y campos maduros estarían listos a iniciar su operación dentro de dos o tres años. Es decir, no tendríamos un incremento inmediato de la producción y por lo tanto no se logrará la meta de alcanzar la producción de 3 millones de barriles diarios de crudo antes de fines de la década.

k) Es necesario que en este 2014 se plantee la necesidad de revisar todos los modelos contractuales y vigentes que se tienen en PEP, debido a que ocasionan atraso y pudiéramos llegar a tener una mayor producción diferida al no poder llevar a cabo las obras o servicios necesarios para la exploración, perforación, terminación y mantenimiento de pozos.

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Por. Ramses Peach

Analista de la Industria Energética

Pech.ramses@yahoo.com.mx
Twitter @economiao

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