En un ambiente negativo, con un precio de la mezcla mexicana de exportación de apenas 38.50 dólares, se llevó a cabo la segunda fase de la ronda uno de licitación de campos petroleros. Después de una primera fase decepcionante en julio, en la que solo dos de 14 campos en licitación fueron adjudicados y únicamente a una empresa la segunda fase, este 30 de septiembre pasado tuvo un resultado bastante más positivo.
La fase dos incluyó nueve campos en cinco áreas contractuales de los cuales se adjudicaron seis en tres contratos. Nueve de las 14 firmas calificadas se presentaron a la licitación y todas aportaron ofertas. Los resultados de esta segunda fase fueron positivos, sobre todo si se comparan con los de la primera fase.
Los campos de esta segunda fase son de extracción. Ya tienen petróleo identificado. No son áreas de extracción como las de la primera fase. Esto da una certeza mucho mayor de éxito a los proyectos.
Aun así, el Estado mexicano se beneficia de esta apertura. En el área contractual 1, por ejemplo, que incluye tres campos de producción, la italiana ENI ofreció una participación de 83.75% al gobierno. Si se suman los impuestos, éste terminará quedándose con más de 90% del rendimiento de estos campos sin necesidad de invertir un peso.
El área contractual 2 fue obtenida por un consorcio formado por Panamerican Energy de Argentina, que tiene una participación de la británica BP, y el cual ofreció al Estado mexicano 70% de participación en la utilidad operativa. El área contractual 4 se adjudicó a un consorcio entre la estadunidense Fieldwood Energy con la mexicana Petrobal de Grupo Bal que ofrecieron 74%. Dos de las áreas contractuales, la 3 y la 5, no recibieron ofertas.
Las tres adjudicaciones de la segunda fase se añaden a las dos que ya han sido confirmadas al consorcio de la empresa mexicana Sierra Oil & Gas y la estadunidense Talos Energy de la primera fase. En otras palabras, la reforma energética mexicana se está echando a andar con cinco proyectos: tres de extracción y dos de exploración de petróleo.
Aguas someras
Todos estos campos son de aguas someras por lo que Pemex tiene la capacidad técnica para realizar la extracción. El problema es financiero. Petróleos Mexicanos tiene ya una excesiva carga de deuda. Para desarrollar estos campos tendría que contratar nuevos créditos, pero dados los bajos precios del petróleo la empresa tiene poca capacidad adicional de endeudamiento. Con la apertura energética, sin embargo, el Estado mexicano podrá obtener incluso más de 90% de utilidad de la operación sin invertir. En caso de que la operación resultara infructuosa, las pérdidas las absorberían las concesionarias. Pemex puede ganar, pero no perder.
Con los actuales precios del petróleo no se espera que haya un gran interés de las empresas privadas en los campos de tierra firme donde hay posibilidades de obtener petróleo y gas a través del método de fractura hidráulica. Los campos de aguas profundas, sin embargo, sí parecen atractivos para las mayores compañías petroleras. Esos yacimientos de aguas profundas requieren tecnologías avanzadas con las que no cuenta Pemex. También se esperan inversiones de empresas pequeñas en los campos maduros a lo largo de la costa del Golfo de México.
No empezó bien la reforma energética por la caída en los precios del petróleo. No hay duda, sin embargo, que se harán inversiones como consecuencia de la reforma que no se habrían podido hacer con el viejo marco jurídico.