Opinión

Cumple con expectativas la segunda licitación
de la Ronda Uno

 Luis Adrián Muñiz 
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crudo petróleo refinería (Bloomberg/Archivo)

El pasado miércoles se llevó a cabo la segunda de cinco licitaciones contempladas dentro de la Ronda Uno de la reforma energética en México. El proceso incluyó nueve campos de extracción agrupados en cinco áreas contractuales de aguas someras del Golfo de México, cuyo costo de extracción se estima inferior a 20 dólares por barril. La modalidad ofrecida fue la de contratos de utilidad compartida. Para cada una de las áreas contractuales, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) fijó un monto mínimo de participación del estado en la utilidad operativa de entre 30 y 36 por ciento.

Como parte de la enseñanza que se obtuvo del mal resultado de la primera licitación, la SHCP y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) decidieron modificar algunas de las condiciones de este nuevo proceso licitatorio al disminuir los requerimientos financieros mínimos para participar, y publicar de manera anticipada el mínimo de participación del estado en la utilidad operativa de los proyectos (dos semanas antes de la apertura de propuestas), la cual resultó inferior al promedio de lo solicitado previamente.

Aún con estas modificaciones, únicamente nueve licitantes, de los 29 interesados inicialmente y que ingresaron al cuarto de datos, se registraron para presentar propuestas económicas en el proceso final (cinco individuales y cuatro agrupados). Las empresas y/o consorcios que participaron fueron: Pan American Energy LLC/E&P Hidrocarburos y Servicios, Fieldwood Energy LLC/Petrobal, Talos Energy LLC/Sierra Oil and Gas/Carso Oil and Gas/Carso Energy, Statoil E&P México, CNOOC International Limited, DEA Deutsche Erdoel AG, ENI International, Lukoil Overseas Netherlands y Petronas Carigali International E&P/Galp Energía E&P.

De las cinco áreas licitadas se adjudicaron los bloques 1, 2 y 4, es decir se presentó un porcentaje de adjudicación de 60 por ciento, tal y como lo esperaban la Secretaría de Energía y la Comisión Nacional de Hidrocarburos. En este sentido, consideramos que la segunda ronda de licitaciones resultó satisfactoria y que el mercado respondió de la manera esperada ante mejores condiciones en la licitación y el ofrecimiento de campos que se caracterizaron por su bajo riesgo geológico y posibilidad de explotación con un menor riesgo y de manera más inmediata. Las áreas adjudicadas se otorgaron a ENI international (bloque 1), a los consorcios Pan American Energy LLC/E&P Hidrocarburos y Servicios (bloque 2), y a Fieldwood Energy LLC/Petrobal (bloque 4). La suscripción de los contratos se espera el próximo 6 de noviembre.

Es importante comentar que por cada una de las áreas contractuales asignadas se espera una inversión de mil millones de dólares, que se observarán en su mayoría durante los primeros tres años de operación de los treinta que durarán estos campos (85 por ciento aproximadamente). Teniendo en mente lo anterior, los resultados de la segunda licitación anticipan una inversión cercana a los tres mil millones de dólares, que se suman a los dos mil 600 millones de la licitación anterior (mil 300 por cada una de las dos áreas asignadas).

Otro de los puntos importantes es la producción de hidrocarburos que se espera con los pozos que se explotarán. En este sentido, la CNH estima que los primeros barriles de producción proveniente de los campos adjudicados se podrán observar hacia finales de 2018, debido a que estas áreas poseen reservas probadas y no necesitarán un proceso de exploración. Adicionalmente, se espera que la producción pico de estos campos sea cercana a los 90 mil barriles diarios hacia 2022 (35 mil barriles para el campo 1, 30 mil para el campo 2 y 25 mil para el campo 4), lo que si bien es una buena noticia, podría no resultar suficiente para revertir la tendencia a la baja que se ha intensificado recientemente en la producción nacional de crudo.

En términos fiscales, la CNH y la SHCP estimaron que el porcentaje total de utilidad para el Estado mexicano proveniente del área 1 será de 90 por ciento, la del área 2 de 82 por ciento, y la del área 4 de 84 por ciento, debido a que a la participación de la utilidad ofrecida por los licitantes se le agregan recursos por regalías, ISR y otras cuotas superficiales y estatales. En este sentido, consideramos que la asignación de los pozos resultó muy favorable en términos de recursos para el Estado, lo que en alguna medida podría compensar parte de los perdidos en la primera licitación de la Ronda Uno. Más aún, en caso de que se lleguen a observar resultados extraordinarios en los campos asignados (mayor producción o mayor precio, o ambas) la SHCP aplicaría un factor de ajuste que podría otorgar una mayor participación al Estado Mexicano (hasta 92 por ciento).

De este modo el balance final de la segunda licitación de la Ronda Uno es positivo, y compensa parcialmente el mal resultado observado en la licitación anterior. El éxito de los próximos tres procesos licitatorios no se encuentra del todo garantizado y dependerá en gran medida del diseño de los campos ofrecidos, la capacidad de adaptación de los próximos concursos, las condiciones del mercado de hidrocarburos, y de las garantías que ofrezca la autoridad en términos de derechos compartidos con Pemex, impactos y pasivos ambientales y comunitarios (por ejemplo en los casos de los posos terrestres). Después de todo no hay que perder de vista que México es nuevo en estas prácticas y que la implementación satisfactoria de la Reforma energética dependerá también de nuestra capacidad de un rápido aprendizaje.

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