Contrato de unificación: análisis de la experiencia internacional

08 / JUN / 2020
Petróleo

Contrato de unificación: análisis de la experiencia internacional

 

Ernesto Beltrán Nishizaki[1], para Energía a Debate

 

Se ha hablado en meses recientes sobre la unificación del yacimiento Zama ubicado en el Litoral de Tabasco, compartido por la empresa privada Talos Energy y sus socios, por una parte, y Petróleos Mexicanos (PEMEX), por el otro; sin embargo, poco se ha hablado de las implicaciones jurídicas.

 

La Secretaría de Energía, en uso de sus facultades, publicó el 15 de marzo de 2018 en el Diario Oficial de la Federación los “Lineamientos que establecen el procedimiento para instruir la unificación de yacimientos compartidos y aprobar los términos y condiciones del acuerdo de unificación”. Lo anterior, con el objetivo de regular un escenario jurídico que previo a la reforma energética era imposible que existiera.[2]

 

Dichos Lineamientos definen como unificación a La instrucción emitida por la Secretaría a los Asignatarios y/o Contratistas, previo dictamen de la Comisión, una vez determinada la existencia de un Yacimiento Compartido en sus Áreas de Asignación o Áreas Contractuales”.

 

Desde un punto de vista jurídico, el acto de unificar se ve reflejado en un Contrato de Unificación, el cual podría ser definido como el acuerdo de voluntades que tiene por objeto el desarrollo y operación de un yacimiento que subyace más allá de los límites geográficos de un área o asignación, como una unidad.

 

En mi consideración, los Lineamientos emitidos por la Secretaría de Energía omitieron considerar la experiencia en otros países para que dicha regulación evitará dificultades e incertidumbre en su aplicación, como lo hace en otras partes del mundo. Algunos de los aspectos que considero cruciales para lograr un acuerdo que permita el desarrollo del campo con un enfoque de explotación sostenible o conservación petrolera, son:

 

(1) El acuerdo de unificación de yacimientos, por su naturaleza, es un contrato complejo; los términos y condiciones a negociar por las partes conllevan un tiempo considerado por los estudios técnicos e implicaciones jurídicas y técnicas. La experiencia internacional de acuerdo con los 7 casos analizados en los Estados Unidos de América por Libecap y Wiggins[3], el tiempo promedio para la negociación del contenido del contrato de unificación es de 4 a 9 años y en su mayoría únicamente lograron acuerdos parciales.

De acuerdo con el estudio, las principales razones por las que dicho acuerdo requiere un plazo superior al año son:

 

a) El área de unificación. Es fundamental delimitar el yacimiento para lograr certeza a las partes involucradas.

 

b) El volumen de hidrocarburo presente. Es un elemento esencial para llegar a un acuerdo respecto de la cantidad y tipo de hidrocarburo que le corresponde, inicialmente, a las partes. De ello podrá depender el acuerdo respecto al monto de inversión requerido hasta en tanto exista un proceso de redeterminación de reservas.

 

c) El valor presente neto de las reservas futuras. Como todo proyecto, es fundamental conocer la rentabilidad del proyecto sin olvidar que es uno de los requisitos establecidos en los Lineamientos que regulan el procedimiento de cuantificación y certificación de las Reservas de la Nación publicado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 20 de diciembre de 2017 en el Diario Oficial de la Federación.

 

¿Cómo podremos estimar el valor presente neto si no se ha obtenido un pronunciamiento favorable respecto del informe de evaluación por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos?

d) La estimación total de producción. Sin tener certeza sobre el área total del yacimiento a través de la delimitación del yacimiento, resulta poco probable el lograr estimar la producción total del reservorio.

 

e) El factor de recuperación mediante técnica de recuperación secundaria y mejorada. [4] ¿Cómo las partes involucradas se encuentran en aptitud de estimar la producción como consecuencia de un programa de recuperación secundaria si no se ha llevado a cabo la evaluación del yacimiento? En otras palabras, para saber las características del programa de recuperación secundaria se debe conocer el tipo de hidrocarburo.[5]

 

En México, la regulación emitida contempla plazos reducidos para lograr un contrato de unificación definitivo. Ejemplo de ello son los 20 días hábiles posteriores a la notificación en el que la Secretaría de Energía verifique la posible existencia de un yacimiento compartido para la presentación del Acuerdo Preliminar de Unificación, el cual podrá tener una vigencia de hasta dos años.

 

De igual forma, el plazo de 120 días hábiles señalado para la presentación del acuerdo de unificación definitivo y, en caso no lograr un acuerdo, la Secretaría de Energía en un plazo de un año a partir del vencimiento del plazo otorgado a las partes, presentará un proyecto definitivo. En ese sentido, resulta inverosímil otorgar un plazo que, bajo una perspectiva internacional, resulta complicado cumplirlo.

 

(2) El Contrato de Exploración y Extracción celebrado por Talos Energy con la Comisión Nacional de Hidrocarburos establece una obligación relativa al Contenido Nacional del trece por ciento (13%) en la fase exploratoria y del veinticinco (25%) al treinta y cinco (35%) por ciento en la fase de desarrollo que debe cumplir[6] mientras que la Empresa Productiva del Estado tiene un porcentaje distinto equivalente al veinte por ciento (20%) para la Asignación AE-0152 Uchukil, respectivamente. La regulación relativa a la unificación no contempla un mecanismo que permita contabilizar dicha obligación o al menos un mecanismo de re-equilibrio contractual.

 

Al respecto, otras jurisdicciones como Brasil han regulado a través de una resolución específica (ANP 25/2013), señalando como base para el cálculo del Contenido Nacional será un ponderado entre el porcentaje de Contenido Nacional que deben cumplir cada una de ellas y la proporción de volumen de petróleo en cada bloque.[7]

 

(3) Otro factor a considerar es la redeterminación de reservas como elemento medular en el contrato de unificación existen modelos contractuales que no la establecen por sus complejidad y costos para mantener el equilibrio contractual entre las partes.

 

En un inicio, la falta de información técnica respecto del yacimiento genera diferencias entre las partes involucradas, por lo que durante las diversas fases del proyecto debe contemplarse el procedimiento de redeterminación de reservas. Lo anterior, con el objetivo de mantener un equilibrio entre las partes.

 

A diferencia de la regulación mexicana, otros países han optado por establecer un criterio o procedimiento para asegurar el cumplimiento de dicho principio. Ejemplo de ello es el modelo de contrato de producción compartida de la República de Angola, el cual establece en su cláusula relativa a la unificación que la tasa de retorno entre las partes debe ser proporcional al volumen de hidrocarburo que le corresponda o el caso de Ecuador establece una fórmula para el cálculo y determinación de reservas.

 

(4) Otro aspecto relevante a tomar en consideración es el Régimen Fiscal. Conforme a la regulación aplicable, las partes involucradas deberán realizar las contraprestaciones al Estado de conformidad con la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y el Contrato o Asignación. Al existir una diferencia en cuanto a las tasas, conceptos y deducciones existe un riesgo respecto a las inversiones realizar y actividades a desarrollar, ya que el régimen impositivo puede incidir directamente en la toma de decisiones.

 

(5) El acuerdo de unificación debe considerar, en algunos casos, la existencia de infraestructura desarrollada por cada una de las partes. En este caso, por parte del Asignatario y el Contratista la propiedad de la infraestructura pertenece a cada uno de ellos pero el escenario se complica cuando la infraestructura es adquirida derivado del acuerdo de unificación y operación conjunta. ¿A quién pertenece?

 

La propiedad de la infraestructura es un elemento fundamental para la autoridad fiscal y los acreedores. Desde un punto de vista de derecho privado, el acuerdo de operación conjunta no tiene personalidad jurídica, por lo que la parte involucrada que no sea propietaria podría verse afectada.

 

En conclusión, los Lineamientos publicados por la Secretaría de Energía sientan las bases para los futuros acuerdos de unificación dentro de territorio nacional. Sin embargo, sigue existiendo incertidumbre jurídica en algunos supuestos que han acontecido a nivel internacional, por lo que es necesario una revisión integral de la regulación con el objetivo de lograr mayor certeza para los involucrados.

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<em> Notas:</em>

 

[1] Fue Director General Adjunto en la Comisión Nacional de Hidrocarburos, estudió una Maestría en Energy Law & Policy en el Centre for Energy Petroleum and Mineral Law & Policy de la Universidad de Dundee, Reino Unido en la que se graduó mediante la tesis “The Unitization Agreement in Mexico, issues involving it”. Actualmente trabaja en la firma Grupo de Asesores Legales y Técnicos de la Construcción (GALTEC). Correo electrónico: ebeltrann@galtec.info

[2] Previo a la reforma energética, el Estado a través de PEMEX Exploración y Producción, tenía la exclusividad en la extracción de hidrocarburos.

[3] Libecap, G.D., Wiggins, S.N., 1985 ¨The influence of Private Contractual Failure and Regulation: The Case of Oil Field Unitization”, The Journal of Political Economy, Vol. 93, n.4, páginas. 690-714

[4] Idem.

[5] El Contrato Exploración y Extracción suscrito con la Comisión Nacional de Hidrocarburos establece un periodo de evaluación de 12 meses una vez realizado un descubrimiento. Asimismo es importante mencionar que se requiere que PEMEX realice las actividades necesarias dentro del yacimiento.

[6] El contrato se encuentra publicado en el portal de Internet: https://rondasmexico.gob.mx/esp/contratos/cnh-r01-l01-a72015/?tab=02

[7] Lucchesi, R. D. (2019). The Multiple Issues that Arise for Unitization of Oil and Gas Reserves When A Country has Several Fiscal Systems in Place. Oil, Gas & Energy Law Intelligence Journal, 17(2), 13.

 

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