tasa de éxito fue de 46%
CNH coloca 16 de 35 contratos en Ronda 3.1
Pemex, el gran protagonista del concurso, que arrojó compromisos de inversión por US8,626 millones y la expectativa de generar la producción de hasta 280,000 barriles de crudo en el 2025.
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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) adjudicó 16 de los 35 contratos de producción compartida para exploración en aguas someras del Golfo de México dentro de la Ronda 3.1, con lo que 14 empresas de 10 países agrupadas en 12 licitantes invertirán alrededor de 8,626 millones de dólares durante los hasta 40 años de vida de los contratos.
Con este resultado, se han adjudicado 107 contratos petroleros en las nueve rondas mexicanas y las subastas tipo farmout para encontrarle socios a Petróleos Mexicanos (Pemex) del 2015 a la fecha.
En esta primera licitación de la Ronda Tres —que será la última antes de las elecciones presidenciales del 2018— se comprometieron además nueve pozos exploratorios con un costo de alrededor de 45 millones de dólares por pozo, gracias a los criterios de adjudicación de los bloques. Con ello, la inversión mínima comprometida mediante cartas de crédito asciende a 442 millones de dólares, sumando trabajos de sísmica y preparación de los campos, únicamente en la etapa exploratoria.
Si llega a darse algún descubrimiento, las inversiones se elevarán en las etapas de desarrollo y producción de los campos, explicó el presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda. Así, la producción esperada en estos campos se eleva a 280,000 barriles diarios de crudo (14% de la producción actual) y a 220 millones de pies cúbicos de gas natural (4.5% de la extracción actual del país) en el pico del 2025, aunque se prevé el inicio de producción de estos bloques en el 2022.
HASTA 78% DE PARTICIPACIÓN DEL ESTADO EN LOS CONTRATOS
Derivado de que el criterio de adjudicación fue la oferta más alta de participación del Estado en la utilidad compartida una vez que arranque la producción de los campos, las ofertas presentadas por las empresas promediaron 45.8% de participación del Estado en los contratos, aunque al sumarse otros componentes impositivos de la producción petrolera en México, como cuotas superficiales exploratorias, regalías básicas e Impuesto sobre la Renta, el Estado mexicano obtendrá 72% de las ganancias por la explotación de estos campos, participación que puede elevarse hasta 78% si se realizan ajustes por alzas en los precios del petróleo o descubrimientos inesperados por parte de las empresas.
A pesar de que 19 bloques en concurso quedaron desiertos, sin ofertas por parte de los 18 licitantes que se presentaron en la subasta, hubo competencia particularmente en los ocho bloques ubicados en la provincia petrolera de Cuencas del Sureste, que es la más explorada en el país y donde se adjudicaron los ocho contratos que el gobierno subastó.
En estos bloques, que tienen principalmente aceite ligero, hubo tres procesos en los que el ganador presentó la oferta máxima de 65% de participación del Estado y el compromiso de dos pozos exploratorios, lo que provocó que además ofrecieran bonos de desempate que en conjunto sumaron 124 millones de dólares en efectivo que deben entregar para firmar los contratos.
Las ganadoras en estas áreas fueron los consorcios entre: ENI y Lukoil; Deutshe Erdoel, Premier Oil y Sapura Exploration and Production; Total y Pemex; Total, BP y Panamerican Energy, y Shell y Pemex, mientras que en lo individual ganaron Pemex y Panamerican Energy.
Los bloques ubicados en las provincias de Burgos marina y Tampico-Misantla-Veracruz fueron menos codiciados al ser predominantemente gasíferos y sólo se adjudicaron cuatro en cada provincia, donde resultaron ganadoras Repsol y Premier Oil en lo individual y los consorcios entre Capricorn Energy y Citla Energy y el de Pemex, Deutshe Erdoel y Compañía Española de Petróleo.
POTENCIAN EXPLORACIÓN PRIVADA
Juan Carlos Zepeda detalló que con estos resultados se han comprometido 138 pozos exploratorios en todas las rondas mexicanas, mismos que deben ser perforados con cartas de crédito que los respaldan en los próximos cuatro años.
“Más de 50% del esfuerzo exploratorio que veremos en los próximos años va a venir de las rondas de licitación”, aseguró.
En esta administración queda pendiente la licitación de 37 contratos de licencia en bloques terrestres convencionales en julio y nueve contratos más para bloques terrestres de shale en septiembre, para los cuales la expectativa de adjudicación del Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, es de 25% de los bloques. Además, se analiza una ronda más para campos de aceite extrapesado, que el gobierno definirá en las próximas semanas.
Pemex, el máximo ganador de la Ronda
La compañía estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) fue la máxima ganadora de la Ronda 3.1 para contratos de producción compartida en aguas someras del Golfo de México, al adjudicarse siete de los 16 bloques otorgados. En seis de los bloques, ganó en consorcio y obtuvo uno más en lo individual, el cual ganó con la oferta máxima de 65% de utilidad para el Estado más dos pozos exploratorios y por primera vez presentó un bono en efectivo de 15.13 millones de dólares.
En las Cuencas del Sureste obtuvo además tres bloques en consorcio, dos con la francesa Total y uno con la anglo-holandesa Shell. Ganó también tres bloques en la provincia Tampico-Misantla-Veracruz: dos en asociación con la Compañía Española de Petróleo (CEPSA) y la alemana Deutsche Erdoel AG (DEA) y una más en sociedad con CEPSA.
El director general de Pemex, Carlos Treviño Medina, aseguró que estas adjudicaciones contribuirán al cumplimiento de las metas de incorporación de reservas de la empresa planteadas en su Plan de Negocios 2017-2021. Estos resultados permitirán la consolidación de la posición estratégica de Pemex en aguas someras, donde es líder a nivel mundial. De esta forma, se integran capacidades tecnológicas y se comparten riesgos financieros y geológicos con otras petroleras, maximizando así los recursos del país.
Las áreas que obtuvo son cercanas a las asignaciones que actualmente posee en el Golfo de México, lo que creará sinergias en las actividades de exploración y eventualmente en su desarrollo, en áreas donde ya existe infraestructura. Las condiciones geológicas y el tipo de yacimientos esperados en estos bloques son similares a los que la empresa productiva del Estado ya ha explorado y explotado en dichas zonas, detalló.
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El economista
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