En virtud de que los resultados de la licitación de la primera fase de la Ronda Uno de Petróleos Mexicanos no cubrió las expectativas, pues solo se adjudicaron dos de los 14 contratos ofertados, Pedro Joaquín Coldwell anunció que la convocatoria de las licitaciones en aguas profundas para contratos de exploración y extracción de hidrocarburos se lanzará hasta fines de septiembre y no a principios de ese mismo mes, como lo había anunciado la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), regulador del sector petrolero.
El secretario de Energía explicó que el retraso en la publicación de la convocatoria mencionada tiene el objetivo de dar más tiempo, tanto al gobierno como a las empresas interesadas, para estudiar a fondo los detalles.
“Haremos una evaluación más profunda para lanzar la convocatoria a fines de septiembre; así habrá más espacio para madurar bien los criterios, porque no debe haber margen de error”, manifestó el también presidente del Consejo de Administración de Pemex, al precisar que se modificarán algunas reglas que desanimaron a potenciales participantes en la licitación realizada el 15 de julio.
El titular de la Sener informó además que la quinta fase de la Ronda Uno, relativa a hidrocarburos no convencionales, ha quedado congelada y pendiente de una futura evaluación debido a los altos costos de producción que requieren.
De acuerdo con expertos los procesos de licitación en aguas profundas serán de mayor interés para las grandes petroleras, pues prevén asociaciones con terceros, en las que Pemex promoverá proyectos conjuntos con firmas privadas.
Ajustes
Con base en los resultados de la primera fase de la Ronda Uno de Pemex, el Comité de Licitaciones de la CNH prepara diversos cambios en los puntos que a su juicio dificultaron la participación de empresas que mostraron interés, entre ellos la carta de crédito que estas debían ofrecer, la falta de finiquito en la rescisión administrativa y el excesivo papeleo.
La carta de crédito, reconoce la Sener, fue un obstáculo para poder presentar ofertas por los bloques 10, 11 y 12, ya que a las empresas no les alcanzó el dinero para hacerlo por falta precisamente de crédito.
Con ello se podrían suavizar los requisitos para que uno de los integrantes de un consorcio funja como garante y cuente con un capital mínimo de seis mil millones de dólares para proteger los intereses del Estado en caso de un accidente mayor.
Además habrá una revisión respecto de los temas fiscales de la licitación y la materialidad geológica de los bloques, así como en el énfasis en el proceso para el government take (toma del gobierno por impuestos, regalías, etcétera), que depende del éxito en una actividad de riesgo y que tarda años en llegar, en lugar de privilegiar el incremento en el programa de trabajo, ya que este se traduce en actividad, inversión inmediata y generación de empleo.
Otro cambio sería el ajuste por parte del gobierno del reglamento que prohíbe que un consorcio elija a una empresa operadora distinta a la seleccionada inicialmente pero que salió del consorcio, condición que frustró la presentación de ofertas en la licitación pasada, de acuerdo con analistas.
Adicionalmente, se podría permitir que las empresas hagan una segunda oferta en las licitaciones si la inicial no cumplió con los valores mínimos solicitados.
Flexibilización
Gerardo Gutiérrez Candiani, presidente del Consejo Coordinador Empresarial (CCE), coincide con la anterior apreciación al manifestar que antes de lanzar las próximas convocatorias para licitaciones petroleras es necesario hacer un análisis de los pisos mínimos de renta fiscal que se exigen, así como la regulación, entre otros elementos que podrían incentivar la participación de más empresas.
En su consideración, “la flexibilidad en función del pulso del mercado es clave”, sobre todo, subraya, porque se someterán a concurso cuatro fases más de la Ronda Uno de la reforma energética “en las que hay oportunidades en explotación donde ya se cuenta con reservas probadas y no hay tanto riesgo como en los bloques para exploración”, como los licitados a mediados de julio.
Los ajustes podrían traer mayor éxito al proceso y ello significará la entrada de más recursos, porque se incluyen las asociaciones que Petróleos Mexicanos (Pemex) podría realizar. En el mediano y largo plazos, indica, “pueden darse inversiones cercanas a doce mil millones de dólares por año”.
Gutiérrez Candiani señala que se debe tomar la experiencia de la primera convocatoria como fuente de información y aprendizaje para obtener los mejores resultados en las fases siguientes de la Ronda Uno: “Es importante revisar con objetividad el proceso para evaluar todas las áreas de oportunidad que existan, dentro del objetivo de incentivar más la participación y las ofertas de las empresas en las subsiguientes licitaciones, valorando en sus justas dimensiones la situación vigente y, sobre todo, las tendencias del mercado internacional”.
El dirigente empresarial admite que la primera subasta de la Ronda Uno quedó por debajo de las expectativas iniciales en términos de adjudicaciones, aunque “aun así implica la entrada de inversiones frescas por más de mil 300 millones de dólares en muy buenas condiciones para el país en términos de la renta comprometida para el Estado”.
Tales resultados se dieron en medio de precios deprimidos del petróleo, además de que Irán llegó a un acuerdo para sacar al mercado 2.5 millones de barriles diarios, recuerda al afirmar que a pesar del entorno mundial “subsiste gran interés por el potencial de inversión en México al participar empresas petroleras de primer nivel que pujaron con ofertas puntuales”.
Y concluye señalando que la primera licitación de la Ronda Uno fue “un banderazo de salida prometedor”, en el que se cumplió con los tiempos y métodos, hubo transparencia, y todo ello ayudará a revisar con objetividad el proceso para evaluar las áreas de oportunidad.
Lo que sigue
La subasta realizada el 15 de julio fue la primera de las cinco planeadas en la Ronda Uno, que se extenderá hasta el próximo año y que lleva a cabo la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
De acuerdo con el calendario del proceso el 30 de septiembre serán licitadas cinco áreas con reservas probadas, listas para la extracción, y el 15 de diciembre serán 26 campos terrestres para explotación.
Después se hará lo propio con los bloques de aguas profundas y de crudo extrapesado, además de los campos de Chicontepec y los no convencionales, que incluyen reservas de petróleo y gas shale.
El proceso de licitación número dos de la Ronda Uno incluye cinco bloques en aguas someras que a su vez representan nueve campos petroleros. En el bloque uno están los campos Amoca, Miztón y Tecoalli; en el dos, Hokchi; en el tres, Xulum; en el cuatro Pokoch e Ichkalkil, y en el cinco, Nak y Misón.
Según las expectativas las reglas para participar serán dadas a conocer a inicios de septiembre, en tanto las propuestas deben ser presentadas el día 30 de ese mes.
Hasta ahora han mostrado interés de participar en la segunda licitación 36 empresas, de las cuales 35 están autorizadas para entrar al cuarto de datos, aunque solo 29 han pagado el acceso, mientras que 26 compañías han iniciado su proceso de precalificación, es decir, diez menos de las que mostraron interés.
La región donde se ubican los bloques a licitar en la fase dos de la Ronda Uno tienen recursos prospectivos por aproximadamente diez mil 702 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce) y es una zona donde se ha logrado casi 80% de la producción acumulada.
De acuerdo con el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda, los doce bloques que no fueron colocados en la primera licitación no se regresarán a Pemex y serán, en todo caso, parte del proceso de la ronda dos.
El 15 de julio de 2015 pasará a la historia por ser la fecha en la que después de 77 años de que Petróleos Mexicanos (Pemex) mantuviera el monopolio de la exploración y explotación de petróleo se conocieron las primeras empresas en entrar al mercado petrolero mexicano como producto de la reforma energética.
Datos y numeralia
La adjudicación de los campos licitados en la primera fase de la Ronda Uno se realizó bajo el esquema de Contratos de Producción Compartida para llevar a cabo actividades de exploración y producción de hidrocarburos en aguas someras, con una duración de 25 años a partir de su firma y la posibilidad de prorrogarse diez años más.
La etapa uno incluyó 14 bloques ubicados frente a las costas de Veracruz, Tabasco y Campeche en la provincia Cuenta Salinas y Macuspana.
Los ganadores de la licitación deberán hacer cinco tipos de pagos: porcentaje de utilidad del proyecto ganador antes de impuestos; cuota contractual (una especie de predial); regalía sobre ingresos brutos; impuesto de Actividad de Exploración y Extracción; e Impuesto Sobre la Renta (ISR).
La Comisión Nacional de Hidrocarburos publicó en el Diario Oficial de la Federación el fallo de la licitación pública internacional CNH-R01-L01/2014 respecto de la Ronda Uno en la que los contratos 2 y 7 fueron adjudicados al consorcio integrado por las empresas Sierra Oil & Gas, Talos Energy, LLC y Premier Oil PLC.
La Ronda Uno prevé cinco etapas en las que se licitarán 109 áreas de exploración y 60 campos de extracción en 28 mil 500 km2.
Fuentes: Sener y CNH