México coloca 10 de 15 áreas en Ronda 2.1, supera expectativas

19 de jun. (Sentido Común) --  La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) logró colocar 10 de las 15 áreas contractuales subastadas como parte de la convocatoria para ganar los derechos para producción compartida en campos de hidrocarburos en México durante la segunda ronda de su tipo, un mejor resultado al que esperaban los analistas del sector energético.    

     Para algunos, del total de las 15 áreas subastadas, que contenían aceites ligeros y gas seco en su mayoría y aceites pesados y gas húmedo en otras, se esperaba que en al menos seis de ellas, los campos del seis a 11, serían los más demandados, con gran interés en al menos tres de ellos (el seis, siete y ocho).

     Al final, las autoridades recibieron posturas ganadoras en más de esos seis campos, en 10 en total, por lo que la licitación superó las expectativas. Los bloques que el gobernó subastó se ubican en aguas someras del Golfo de México, frente a las costas de los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche.

     “Notable que los bloques mexicanos estén atrayendo varias ofertas, la mayoría bastante agresivas”, escribió el consultor y analista del sector energético Gonzalo Monroy en su cuenta de la red social Twitter. . 

     Para adjudicar cada área o yacimiento, las empresas o consorcios participantes debían presentar una propuesta de participación que recibiría el Estado mexicano en las utilidades del proyecto, ya que los campos se subastaron bajo la modalidad de producción compartida. Además debían también presentar un factor de inversión adicional para cada área contractual, que podría utilizarse para decidir al ganador de cada una de las 15 subastas que llevó a cabo la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

     Al final, las empresas que resultaron ganadoras de las diez áreas en las que las compañías o consorcios presentaron posturas válidas fueron:

• DEA Deutsche Erdoel y Pemex Exploración y Producción, dos compañías que ganaron de forma conjunta el área dos con una participación de 57.92% en las utilidades ofrecidas al gobierno y con un factor de inversión de 1,
• PC Carigali Mexico Operations y Ecopetrol Global Energy, las cuales ganaron el área seis con una participación propuesta de 65.19% y un factor 1,
• ENI México, Capricorn Energy y Citla Energy obtuvieron de manera conjunta el área siete, con participación de 75% y factor de 1.5,
• Ecopetrol y Pemex Exploración y Producción ganaron el área ocho, con la participación y el factor mínimo solicitado de 20.10% y 0, respectivamente,
• Capricorn Energy y Citla Energy obtuvieron el área nueve licitada, con participación máxima de 75% y un factor de 1.5, y
• ENI México ganó el área diez, con la misma participación y factor que la número nueve,
• Repsol Exploración México, en conjunto con Sierra Perote, ganó el área 11, con una participación propuesta de 62.3% y factor cero, 
• Lukoil International Upstream Holding ganó el área 12 con 75% de participación y factor 1,
• ENI México, en conjunto con Citla Energy, ganó ganaron el área 14 con participación de 37.27% y factor cero; y
• Total E&P México y Shell Exploración y Extracción de México ganaron el área 15, con una participación de 37.27% y un factor de cero.

En el proceso de licitación participaron 20 empresas, de las cuales 15 licitaron en consorcios. Todas buscaban adquirir derechos para producir energéticos en frente de las costas del Golfo de México en tres provincias petroleras mexicanas conocidas como Tampico-Misantla Marino, Veracruz y Cuencas del Sureste en los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, respectivamente, con extensiones de entre los 521 y 972 kilómetros cuadrados.

      El campo 9 fue el más competido durante la licitación ya que tuvo que ser definido por una propuesta económica adicional después de un empate en pujas. Este campo se encuentra también en la región del Istmo con producción esperada de aceite ligero y con una extensión de 562 kilómetros cuadrados.

     En este caso, el desempate se dio con una propuesta de dinero en efectivo en un cheque, con el que el consorcio formado por Citla y Capricorn, con una propuesta de 30 millones de dólares adicionales rebasaron la de ENI, con 20.5 millones.

     “Vemos que los bloques donde hubo mayor competencia fueron los que están en Tabasco con producción esperada de aceite ligero, con mayores dificultades en aquellos asociados al gas, excepto la sorpresa del bloque 15”, dijo Aldo Flores, subsecretario de Hidrocarburos de la secretaría de Energía, en una conferencia de prensa tras darse a conocer los resultados de la licitación.

    Dentro de las empresas ganadoras se encuentra DEA Deutsche, con sede en Hamburgo, Alemania y una compañía con más de 118 años de historia con experiencia en exploración y producción de crudo y gas; PC Carigali Mexico Operations, quien ya tiene dos contratos previos con la CNH de la Ronda 1 y subsidiaria de la petrolera estatal de Malasia, Petroliam Nasional Berhad; Ecopetrol Global Energy, subsidiaria española de la petrolera colombiana Ecopetrol; Total Exploración y Producción, filial de Total, una petrolera francesa; y Shell, petrolera de origen anglo-holandés.

     Otras empresas que obtuvieron áreas contractuales fueron Capricorn Energy, cuya matriz es Cain Energy, de origen inglés y que se dedica a la exploración y producción; ENI México, subsidiaria de la petrolera italiana ENI, que se dedica a la exploración, producción y refinación de hidrocarburos en 69 países; Repsol Exploración México, subsidiaria de Repsol Madrid fundada en 1987.

      Otras empresas ganadoras fueron Lukoil International Upstream Holding, de origen ruso con presencia en 20 países y con experiencia previa en exploración, producción refinación y comercialización de hidrocarburos, así como generación de energía eléctrica.    

     Finalmente, diversas empresas mexicanas también tuvieron participación en la primera licitación de la ronda dos, tales como: Citla Energy, empresa fundada en 2015 para la exploración y producción de hidrocarburos; Pemex Exploración y Producción, filial de Pemex; Sierra Perote, subsidiaria de Sierra Offshore Exploration, fundada en México.

     Las empresas se enfocaron en campos ubicados en la cuenca del sureste, una zona que cuenta con una mayor cantidad de reservas probadas y de infraestructura desarrollada para explorar y explotar bloques de hidrocarburos.

      Por su parte, la Comisión declaró desiertas las licitaciones de las áreas 1, 3, 4, 5 y 13 por no contar con ninguna propuesta. La mayoría de estos bloques están ubicados frente a Tamaulipas y Veracruz.

     “El porcentaje de adjudicación es del 67%, porcentaje muy alto, aún cuando los precios del mercado de crudo no son los óptimos”, dijo Pedro Joaquín Coldwell, secretario de Energía, tras el evento de licitación. “La inversión estimada a lo largo de la vida de los contratos es de 8 mil 192 millones de dólares, con empleos directos e indirectos de aproximadamente 82 mil y una producción cercana a los 170 mil barriles de petróleo crudo por día en su máximo”.

     Las autoridades energéticas mexicanas dijeron que estiman que las empresas empiecen a extraer hidrocarburos en los respectivos campos adjudicados dentro de cinco y siete años.

     Si bien las empresas tienen un plazo de al menos siete años, en las áreas contractuales que el gobierno ha asignado en los últimos dos años algunas empresas ya han manifestado que podrían iniciar las fases de extracción en un menor tiempo.

     “La fase exploratoria en su primer momento tiene cuatro años”, dijo Juan Carlos Zepeda, comisionado presidente de CNH, en la conferencia de prensa tras la subasta de campos petroleros. “Estamos esperando que esto pudiera agregar a la plataforma de producción aproximadamente 170 barriles crudo equivalente” dentro de cinco y siete años.

     El gobierno federal llevará a cabo la segunda convocatoria de la Ronda 2 durante el próximo mes.

*con información de Jairo Ibarra y Ximena Rosillo