La Ronda 1.3, oportunidad para petroleras mexicanas

La licitación, donde dominan las firmas nacionales, se presenta como la más sencilla hasta ahora; los participantes requerirán técnicas de recuperación mejorada para sacar el máximo provecho.
petroleo 7  (Foto: iStock by Getty Images.)
Edgar Sigler /
CIUDAD DE MÉXICO (CNNExpansión) -

Los precios del petróleo han vivido en noviembre, y lo que va de diciembre, algo más cercano a un Halloween que a una feliz Navidad: el valor del barril cae por abajo de los 30 dólares, lo cual sumado anteriores caídas hará que este año se recuerde como el final de una bonanza, y el principio de una nueva realidad.

En esta infame caída que marca el precio más bajo en al menos 7 años, los nuevos petroleros mexicanos se presentan a la tercera fase de la primera ronda de licitaciones abiertas al sector privado (Ronda 1.3) la cual otorgará los contratos más sencillos de explotar en el corto plazo, con los menores requerimientos de capital y experiencia, y sí, los campos más austeros.

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“Esta va a ser una ronda para que todos aquellos que no han podido participar o ganar en las anteriores licitaciones puedan hacerlo, y con menores niveles de incertidumbre en términos de precio, infraestructura, seguridad”, explica el director del programa de Energía del Instituto de las Américas de la Universidad de California en San Diego, Jeremy Martín.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ofrecerá 25 áreas a 52 licitantes -36 empresas y 16 consorcios- en campos en tierra donde existen trabajos previos de exploración y producción de Pemex. La mayoría de las firmas que precalificaron para participar son mexicanas o con capital mexicano, gracias a que en esta fase se pidieron menos requisitos de capital y experiencia, recordó el especialista.

En esta nueva fase de contratos se tomaron en consideración las modificaciones añadidas en la anterior, como la publicación de los valores mínimos 15 días antes de la licitación.

Pero esta Ronda 1.3 contempla diversos cambios frente a las dos anteriores, desde las características de los pozos hasta el tipo de contrato que se les entregará.

Además las condiciones de los propios campos, donde ya existe trabajo previo de Pemex, requerirá el uso en algunos casos de tecnologías de recuperación mejorada (EOR por sus siglas en inglés) que permiten la inyección de líquido para sacar el mayor provecho a campos donde ya hubo explotación de crudo.

“Los campos han llegado a la madurez y han producido por muchos años. Una recuperación adicional será la base para el caso de negocios para ofertar por estos campos”, explicó el socio senior de la firma de servicios petroleros noruega Nor-Ocean Offshore, Marius Fjeldstad.

Las firmas noruegas se encuentran entre las más destacadas en tecnologías de recuperación mejorada, y aunque Nor-Ocean Offshore se enfoca a la exploración y producción costa afuera, existen otras compañías nórdicas como AGR que sí se especializan en campos en tierra, dijo el socio.

“Los campos (a licitar) se ubican en tierra donde las EOR son más económicas que en costa afuera", explicó Fjeldstad.

La CNH ha dicho que si se aplicaran estas tecnologías en los mayores activos de Pemex, como Chicontepec, podría incrementarse hasta en un millón de barriles diarios la producción del país, según datos de un estudio realizado en 2010.

¿Qué se licitará?

Todas las áreas tienen trabajo previo de Pemex, por lo que ya se conoce el potencial con que cuentan, aunque cuatro campos se destacan por sus volúmenes de petróleo por encima de los 100 millones de barriles: Barcodón (165.5), Tajón (651.1), Cuichapa Poniente (425.6) y Moloacán (221.7).

De los 25 campos, ocho contienen gas seco -los de la zona Norte entre Nuevo León y norte de Tamaulipas-; 5 en el Centro, de petróleo o aceite –sur de Tamaulipas y norte de Veracruz-; y 12 en el Sur, de aceite, gas y condensados –sur de Veracruz, Tabasco y norte de Chiapas.

¿Cómo se licitará?

El proceso iniciará desde las 7 de la mañana será a “sobre cerrado a primer precio”, por lo que las compañías presentarán sus propuestas, y la que ofrezca el mayor valor para el Estado ganará.

En esta fase se otorgarán por primera vez licencias, los contratos más abiertos incluidos en la reforma energética y que dan más libertades a los privados aunque les transmiten un mayor riesgo –lo que se contrarrestará por ser campos con menor riesgo de inversión.

¿Qué pedirán a las empresas?

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Los licitantes requerirán un capital contable de 5 millones de dólares (mdd) por cada una de las 21 áreas de menor tamaño, y de 200 mdd para las cuatro de mayor tamaño, por lo que empresas pequeñas y medianas tendrán opciones de ganar.

La regalía que ofrezcan, es decir la cantidad que darán al Gobierno, jugará un papel primordial en quién se quede con un campo, pues el 90% recaerá en esta variable.

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