Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de ...

Centro de Estudios de

Competencia y Regulación

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.

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



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, [email protected]

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, [email protected]

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, [email protected]

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.

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@Libreinterc

1 Por un error de edición, en la versión originalmente publicada de este documento se reportó erróneamente la función

de la Maestra Reyes.

mailto:[email protected]



http://libreintercambio.fldm.edu.mx/



3

Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de exploración

y explotación de Hidrocarburos2

Sara Castellanos

Alejandro Esparza

Yaeli Reyes

20 de enero de 2015

I. Introducción

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 2014.

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.



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 asignó3 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 contrato4 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 2013. 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

prospectivos5, 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



5

en reservas 2P6, 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 Reservas y recursos prospectivos otorgados a

la Ronda Cero Pemex

Fuente: Sener, en línea: www.sener.gob.mx

III. Ronda Uno

La Ronda Uno contempla tanto las asociaciones que Pemex decida celebrar con particulares, una

vez que haya migrado de asignación a contrato7, 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.



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 someras8, aceites extra pesados

9, no convencionales

10 y

aguas profundas11

(Ver Gráfica 2).

Gráfica 2

Áreas propuestas para la Ronda Uno


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.

Área de

Lutitas

Cordilleras

MexicanasAguas

Profundas Sur

Aceites extra

pesados

Área Perdido

ChicontepecAguas someras



7

Cuadro 2

Características de los bloques que se ofertarán en la Ronda Uno

Tipo Bloques

(número)

Superficie

(km2)

Volumen

(mmbpce)

Inversión

estimada a 4 años

(mmusd)

Inversión anual

estimada

(mmusd)

Exploración

(recursos

prospectivos)

109 25,903 14,606 19,000 4,750

Extracción

(reservas 2P) 60 2,597 3,782 15,100 3,775

Pemex - farm-outs

(reservas 2P)

14

(en 10 contratos) 612 1,557 16,400 4,100

Total 183 29,112 19,945 50,500 12,625


De las asignaciones en las que Pemex ha manifestado su interés de llevar a cabo un farm-out12

,

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.

Cuadro 3

Esquemas de asociación de Pemex con privados (farm-outs)

Bloque / Campo Tipo de Área

Producción Acumulada

de Aceite

(mmb)*/

Producción Acumulada

de Gas

(mmmpc)**/

Bolontikú Aguas someras 142.7 227.6

Sinán Aguas someras 173.2 393.6

Ek Aguas someras 125.3 12.9

Ayatsil-Tekel-Utsil Aceites extra pesados 0.0 0.0

Rodador Terrestres 41.8 59.5

Ogarrio Terrestres 210.6 366.7

Cárdenas-Mora Terrestres 590.5 1,137.2

Kunah-Piklis Aguas profundas 0.0 0.0

Trión Aguas profundas 0.0 0.0

Exploratus Aguas profundas 0.0 0.0


12

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.

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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: Farm-

outs (esquema de

asociaciones)

Migración de

contratos

Publicación de la

convocatoria

Registro de licitantes y

apertura del cuarto de

datos

Aguas

someras

Bolontikú, Sinan

y Ek Arenque

1era mitad de noviembre

2014 1era mitad de enero 2015

Aceites extra

pesados Ayatsil-Tekel-Utsil

1era mitad de diciembre

2014 1era mitad de febrero 2015

Chicontepec y

no

convencionales

Humapa, Miquetla,

Soledad, Pitepec,

Amatiltán y

Miahuapán

1era mitad de enero

2015 1era mitad de marzo 2015

Terrestres Rodador, Ogarrio y

Cárdenas-Mora

Monclova, Nejo,

Pánuco, Carrizo,

Magallanes, Santuario,

Altamira, San Andrés,

Olmos, Pirineo, Ébano,

Misión 1, Misión 2,

Cuervito, Tierra

Blanca y Fronterizo

1era mitad de febrero

2015 1era mitad de abril 2015

Aguas

profundas

Kunah-Piklis,

Trión y Exploratus

1era mitad de marzo

2015 1era 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.

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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.



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 continuación13

:

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).



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

consideran14

:

14 Cramton (2007).



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



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 recientes15

. 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 otras16

.

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)



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 campo17

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.



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.



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



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

Incertidumbre sobre recursos

recuperables**/

Licencia

Producción compartida

Utilidad compartida

Servicios

*/ 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.



18

Para ello, se utilizaron las clasificaciones elaboradas por la CNH sobre rentabilidad18

, volumetría19

e

incertidumbre20

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.



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).



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.



21

Cuadro 8

Contratos y subastas para campos exploratorios

Exploración

Tipo de Campo Riesgo Contrato Recomendado Subasta Recomendada

Aguas profundas

Baja Rentabilidad

Licencia

Simultánea ascendente de

reloj/Simultánea sobre cerrado

a primer precio.

Alta Incertidumbre

Alto Volumen

Aguas someras

Alta Rentabilidad

Producción compartida Simultánea ascendente de reloj Baja Incertidumbre

Alto Volumen

Terrestres

Alta Rentabilidad

Producción compartida Simultánea ascendente de reloj Alta Incertidumbre

Alto Volumen

No convencionales

Baja Rentabilidad

Licencia / Producción

compartida Simultánea ascendente de reloj Alta Incertidumbre

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



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

Licencia Simultánea a sobre cerrado, a

primer precio Alta o Baja Incertidumbre

Alto o Medio Volumen

Aguas someras

Alta Rentabilidad

Producción compartida Simultánea a sobre cerrado, a

segundo precio Baja Incertidumbre

Bajo Volumen

Terrestres

Alta Rentabilidad

Producción compartida Simultánea a sobre cerrado, a

segundo precio Baja Incertidumbre

Bajo Volumen

No convencionales

Baja Rentabilidad

Licencia / Producción

compartida

Simultánea a sobre cerrado, a

primer precio Alta Incertidumbre

Alto Volumen

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.



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

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24

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Tordo, S, et al (2009). Petroleum exploration and production rights. World Bank, working paper

no. 179.



25

Anexo 1

i) Aguas someras, aceites extra pesados y terrestres



Exploración

Número de

Bloque Provincia Geológica

Principal

Hidrocarburo

Oportunidades

Identificadas

(número)

Área

(km2)

Recursos

Prospectivos

(mmbpce)

1 Salina del Istmo Aceite extra pesado 8 470 171

2 Salina del Istmo Aceite ligero 9 471 104




6 Salina del Istmo Aceite pesado 2 392 56

7 Macuspana Gas húmedo 4 630 48




11 Salina del Istmo Aceite súper ligero 1 353 20

Total 44 5,018 724

Explotación

Áreas

Núm.

de

Campos

Aceite

(mmb)

Gas

(mmmpc)

Área

(km2)

Reserva

1P

(mmbpce)

Reserva

2P

(mmbpce)

Reserva

3P

(mmbpce)

Grado API

(promedio)

Aceites extra pesados 8 14,098 1,791 219 336 757 1,753 11

Aguas someras 7 1,819 2,488 141 124 293 562 32

Terrestre sur 17 1,873 3,943 223 34 54 64 40

Total 32 17,790 8,222 584 494 1,104 2,378 27



26

ii) Aguas Profundas: Área Perdido



Exploración

Número

de

Bloque

Provincia Geológica Principal Hidrocarburo

Oportunidades

Identificadas

(número)

Área

(km2)

Recursos

Prospectivos

(mmbpce)

1 Cinturón Plegado Perdido Aceite súper ligero 1 299 217

2 Cinturón Plegado Perdido Gas húmedo 2 224 209

3 Cinturón Plegado Perdido Aceite ligero 1 337 195


5 Cinturón Subsalino Aceite ligero 4 298 143

6 Cinturón Subsalino Aceite súper ligero 2 297 141

7 Cinturón Plegado Perdido Aceite súper ligero 2 373 129


9 Cinturón Subsalino Aceite ligero 2 297 120



Total 18 3,506 1,591



27

iii) Aguas Profundas: Sur


Exploración

Número

de Bloque

Provincia

Geológica

Principal

Hidrocarburo

Oportunidades

Identificadas (número)

Área

(km2)

Recursos Prospectivos

(mmbpce)

1 Cordilleras

Mexicanas Gas seco 4 388 300

2 Salina del Istmo Gas húmedo 3 465 282

3 Salina del Istmo Gas húmedo 3 464 278

4

Cinturón

Plegado

Catemaco

Gas húmedo 1 466 233




8 Cordilleras


9 Cordilleras




12 Cordilleras


13 Cordilleras

Mexicanas Gas húmedo 2 385 124

14 Cordilleras


15 Cordilleras


16 Cordilleras



Total 38 9,068 3,222



28


iv) Gas No Convencional: Garza


Exploración (Lutitas)

Región Provincia

Geológica

Principal

Hidrocarburo

Número de

Bloques

Área

(km2)


(mmbpce)

Garza Burro -

Picachos Gas seco 8 900 142




29

v) Chicontepec y No Convencionales


Explotación (Chicontepec)

Campo Núm. de

Bloques

Aceite

(mmb)

Gas

(mmmpc)

Área

(km2)

Reserva 1P

(mmbpce)

Reserva 2P

(mmbpce)

Reserva 3P

(mmbpce)

Grado API

(promedio)

Chicontepec 11 38,918 20,090 1,903 355 2,671 7,022 30

Poza Rica – Altamira 17 733 552 129 4 7 10 26

Total 28 39,650 20,642 2,032 358 2,678 7,032 28


Exploración (No Convencionales)

Área Provincia

Geológica

Principal

Hidrocarburo

Número de

Bloques

Área

(km2)


(mmbpce)

Tampico - Misantla Tampico - Misantla Aceite y gas 62 7,401 8,927

Reforma Energética: Mecanismos para adjudicar campos de ...

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