3 puntos que explican el incumplimiento de la Ronda Uno
Ayer miércoles fue un día histórico para el sector energético mexicano pues Petróleos Mexicanos (Pemex) perdió el monopolio sobre la explotación de hidrocarburos en México.
Sin embargo, el resultado de la primera licitación de la Ronda 1, que contempló exploración de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, estuvo por debajo de las expectativas del Gobierno, lo que obligará a as autoridades reguladoras a evaluar la oferta de bloques y las condiciones del contrato para las licitaciones futuras, coincidieron analistas.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) asignó sólo dos de los 14 bloques licitados, un 14% del total, cuando originalmente el Gobierno esperaba asignar por lo menos 30% . “Este arranque no tuvo el impulso que estábamos esperando”, dijo el titular de la CNH, Juan Carlos Zepeda.
El Comité de la CNH recibió ofertas económicas por parte de nueve empresas de un total de 25 precalificadas. Las propuestas correspondieron sólo seis de los 14 bloques disponibles y únicamente dos (Bloques 2 y 7) fueron asignados. Ambos fueron adjudicados al consorcio integrado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil.
“Yo no diría que fue exitosa, pero tampoco diría que fue un fracaso porque es un paso importante para el sector y sí hubo asignaciones”, dijo Guadalupe Campuzano, socia del despacho especializado EnergeA.
Diavaz y Petrobal, las otras empresas mexicanas que estaban precalificadas mediante consorcio, tampoco ofertaron.
Se prevé que aquellos bloques declarados desiertos, se incorporen en futuras licitaciones.
1. Bajo atractivo geológico
Las áreas contractuales incluidas en esta primera fase, que son esencialmente exploratorios, tenían una baja materialidad, que se refiere a un riesgo elevado con una baja probabilidad de que haya un descubrimiento que puedan ser recuperado comercialmente, explicó Luis Miguel Labardini, socio del despacho especializado Marcos & Asociados.
El bloque 7, ubicado frente a la costa de Tabasco, fue más competido de la licitación al recibir cinco propuestas. "Este bloque tenía un buen perfil geológico", dijo el experto.
Sierra Oil & Gas ganó este bloque al ofrecer 68.99% en la participación del Estado en la utilidad operativa (cuando el Gobierno pedía un mínimo de 40%) más un 10% en el factor de incremento en el programa mínimo de trabajo.
“Lo que les falta a estos campos es tamaño y materialidad. La fase exploratoria tiene un riesgo mucho mayor. Se espera mayor participación en las próximas licitaciones porque son campos mucho más estudiados y ya están conectados con infraestructura”, dijo Campuzano.
2. Factor contractual
El porcentaje de participación del Estado sobre la utilidad operativa de los campos fue en algunos casos tan alta que dejó fuera algunas propuestas. Las autoridades podrían flexibilizar este criterio, dijo Rubén Cruz, socio Líder del sector Energía y Recursos Naturales de KPMG México.
La Secretaría de Hacienda fijó un mínimo de 40% en la mayoría de los bloques, pero en el área contractual 6, por ejemplo, se recibió una propuesta de ONGC Videsh por 20% y una de 35% en el área contractual 4 por parte de Murphy Worldwide, por lo que fueron desechadas.
Por otro lado, podría mejorarse el factor de ajuste, que se refiere al porcentaje que recibe el Gobierno mexicano cuando se eleva el nivel de productividad de un bloque. Si bien ese aspecto ya se modificó una vez, valdría la pena evaluar si requiere un cambio para la segunda fase de la Ronda Uno, coincidieron expertos.
“Conforme va pasando el tiempo, si las condiciones de volumen de producción y precio son mejores, se ajusta la parte que recibe el Gobierno al alza, entonces ahorita está muy apretado. Mejorar ese factor para la Ronda 1.2 aumentaría el atractivo”, dijo Campuzano.
3. Ronda 1 fue el ensayo de algunas empresas
“Considero que la segunda fase será más atractiva porque son campos en aguas someras –superficiales- con reservas descubiertas y que tienen un buen perfil geológico y económico”, dijo Luis Miguel Labardini.
Esta primera licitación, de cinco convocatorias de la Ronda 1, se basará en el esquema de Contratos de Producción Compartida. Le seguirán la fase 2, de extracción de 5 áreas contractuales adicionales con el esquema de Contratos de Producción Compartida en aguas someras y, posteriormente, la fase 3 de extracción de 26 áreas terrestres con el esquema de licencias y fecha de presentación de propuestas el 15 de diciembre de 2015. Para la fase 4 (aguas profundas) y la fase 5 (yacimientos no convencionales y Chicontepec) aún falta definir detalles.
El próximo 30 de septiembre se realizará la apertura de propuestas y declaración de ganadores de la segunda licitación de la Ronda Uno.
