7 ‘anzuelos’ para que mexicanas entren al sector energético

La tercera fase de la Ronda Uno flexibiliza los requisitos para incursionar a este negocio; Grupo R, Petrobal, Carso Oil & Gas, Sierra Oil & Gas y Grupo Diavaz lucen como posibles debutantes.
plataforma petrolera  (Foto: iStock by Getty Images)
Ilse Santa Rita y Carmen Luna
CIUDAD DE MÉXICO (CNNExpansión) -

Las mexicanas Grupo R, Petrobal, Carso Oil & Gas, Sierra Oil & Gas y Grupo Diavaz lucen como potenciales debutantes del sector energético nacional luego de que el Gobierno flexibilizara los requisitos para poder participar en las licitaciones federales.

La tercera licitación de la Ronda Uno, que fue publicada el pasado 12 de mayo, da mayor oportunidad de participar a empresas locales o de reciente creación, aunque algunas de ellas, como es el caso de Diavaz o Sierra Oil & Gas, ya precalificaron en la primera licitación de la misma Ronda a través de consorcios y no de forma individual.

“No es que en las anteriores licitaciones no estuviera permitida la participación de compañías mexicanas, sino que por tratarse de operaciones costa afuera requieren de mucha experiencia para operar el proyecto”, dijo el socio de la consultoría EnergeA, Marcelo Mereles.

La innovación más importante de la tercera licitación de la Ronda Uno respecto de las dos primeras, es que permite comprobar experiencia y capacidad de ejecución mediante el currículum de sus directivos y no por la experiencia de la compañía, expuso Ernesto Marcos, socio fundador de Marcos & Asociados y presidente la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros.

“Petrobal, por ejemplo, (subsidiaria de Grupo Bal, que posee Minera Peñoles y Palacio de Hierro) no pudo demostrar en licitaciones anteriores experiencia en el sector porque es una empresa de reciente creación, pero esta tercera licitación sería la oportunidad, definitivamente. Esa es la gran novedad de la tercera licitación que está permitiendo demostrar capacidad a través de currículum del equipo directivo”, dijo Mereles.

Los requerimientos de capital contable para las empresas que deseen participar en la tercera fase son hasta 200 veces menores que los que se exigen en las dos primeras.

“Los requerimientos de capital eran muy elevados porque los proyectos costa afuera requieren inversiones muy grandes. En el caso de la tercera licitación, estos campos en tierra son más pequeños y por eso se les pide como capital contable 5 millones de dólares por campo; casi cualquier empresa mediana, pequeña recién fundada puede tener ese capital”, ejemplificó Marcelo Mereles.

Esta tercera licitación comprende contratos de licencia en 26 campos terrestres en México, de los cuales sólo cuatro requieren que la empresa tenga un capital social de 200 mdd, agregó.

“Lo que le interesa al Gobierno es incrementar el volumen de producción para tener más regalías y la parte  terrestre es la más factible para las pequeñas y medianas empresas. Si quieren entrar a proyectos más complejos como la parte marina es complicado, muy caro y no pueden cumplir con las normas y ahí lo que van a tener que hacer para darles servicio a las grandes empresas es tener que agruparse”, explicó el consultor de Caraiva y Asociados, Ramsés Pech.

Hasta el momento se desconoce la lista oficial de empresas interesadas en concursar por los campos terrestres que se licitan en esta etapa de la Ronda Uno. El próximo 30 de octubre se publicará la lista de los precalificados, que son las empresas que cumplieron con los criterios que darían paso a la búsqueda se socios financieros, previo a la apertura de propuestas.

Las diferencias de la tercera fase

Con base en información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, estos son 7 factores que harán que las empresas mexicanas y/o de reciente creación puedan participar más fácil en esta licitación:

1. No es obligatorio tener experiencia en exploración o extracción en el periodo 2010-2014, como se exige en las dos primeras licitaciones.

2. No es obligatorio haber realizado inversiones de exploración y extracción que en conjunto sean superiores a 1,000 millones de dólares.

3. No es obligatorio haber operado proyectos de exploración y extracción costa afuera en los últimos cinco años, pues la tercera licitación contempla sólo campos terrestres.

4. No es obligatorio tener experiencia en extracción en aguas someras y profundas con producción de 10,000 barriles de petróleo crudo equivalente diario (una unidad de energía equivalente a la energía liberada durante la quema de un barril).

5. No es obligatorio contar con activos por 10,000 mdd. En esta última licitación no se detalla un monto mínimo de activos.

6. No es obligatorio contar con calificación crediticia de Grado de inversión.

7. No es obligatorio contar con un capital contable de al menos 1,000 mdd sino de 5 millones de dólares como mínimo por cada uno de los campos terrestres Tipo 1 (los más pequeños) que le interesen a la compañía o 200 mdd por cada campo tipo 2 (de mayor tamaño) por el que planeen hacer una oferta.

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¿Puede impulsar la producción?

La producción de Petróleos Mexicanos (Pemex) ha venido en descenso desde los últimos nueve años y al cierre de 2014 alcanzó un nivel mínimo de 2.43 millones de barriles (mdb), según cifras del Sistema de Información Energética.

“La estimación de 35,000 bpd es optimista, pero en el gran agregado (de la producción) es muy poco, necesitaríamos unos 100 campos más para aumentar la producción”, comentó el director general de la consultoría GMEC, Gonzalo Monroy.

Estimó que el primer barril de petróleo de estos cambios puede tardar de tres a cinco años en obtenerse. El director general de Pemex, Emilio Lozoya, dijo recientemente que los cambios que se han realizado en Pemex le permitirán alcanzar una producción de 3mbd para 2018.

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En este escenario, el socio de Baker & Mckenzie, Benjamín Torres, indicó que el potencial de los 26 campos terrestres (35,000 bpd) representa 1.5% de la producción nacional.

 

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