Segunda licitación de la Ronda Uno, ¿la buena?
La segunda etapa de la licitación de la Ronda Uno, prevista para septiembre, debe tener mejores resultados que la primera, pues los riesgos geológicos de los bloques son menores, aunque gran parte del éxito dependerá de la flexibilidad fiscal de la Secretaría de Hacienda, según expertos.
“El potencial está ahí. Son campos ya descubiertos y el riesgo es menor. A final de cuentas parece ser que el régimen fiscal será otra vez la clave de la licitación, lo que sucedió en la primera fase fue una lección para el Gobierno”, comentó en entrevista el analista de Wood Mackenzie, Pablo Medina.
Agregó que para la segunda etapa se espera un régimen fiscal diferente, dado que aunque también será en aguas someras, ahora solo es desarrollo y hay un menor riesgo.
En la primera licitación, cuatro ofertas fueron desechadas debido a que en tres se ofreció 5% menos de lo requerido por Hacienda y en otra 20% menos. Solo se adjudicaron dos áreas de 14 ofrecidas.
“En la primera licitación se vio que las empresas están dispuestas a invertir en México, siete de las nueve que participaron hicieron una oferta económica pero no están dispuestas a hacerlo a cualquier precio. La geología de México es buena pero no a cualquier precio”, dijo el director general de la consultoría GMEC, Gonzalo Monroy.
En la segunda licitación, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ofrecerá cinco áreas contractuales con nueve campos para elevar la producción de hidrocarburos en aguas someras, es decir, campos en los que ya están hechos los descubrimientos y lo que se busca es incrementar la producción a corto plazo.
Las cinco áreas contemplan 142 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probadas (P1) y hasta 671.4 mdb crudo equivalente de reservas probadas más las probables más las posibles (P3), en una superficie de 280.9 kilómetros cuadrados, principalmente con crudo ligero .
26 empresas ya han iniciado el proceso de precalificación para la segunda licitación entre las que destacan firmas como Diavaz Offshore, Petrobal, Petronas, Sierra Oil and Gas, entre otras, según datos de la CNH.
“El riesgo es bajo y la demanda puede incrementar. Entre 90% y 95% de los pozos pueden tener éxito comercial. La inversión que tengan que realizar las empresas dependerá de cuántos barriles quieran sacar”, dijo el consultor de Caraiva y Asociados, Ramsés Pech, quien espera que por lo menos tres áreas queden adjudicadas y el primer barril de petróleo se vea a mediados de 2016.
De acuerdo con Monroy, las empresas de servicios como Diavaz o Petrobal ya pueden arriesgarse a ser operadores en estos campos ante el menor riesgo que implican, por lo que también espera que se adjudiquen entre dos y tres áreas.
La Secretaría de Hacienda ha indicado que l os valores mínimos de la utilidad requerida para el Estado no se minimizarán simplemente para que salga una mayor cantidad de contratos.
