Las 4 preguntas que dejó la fase 2 de la Ronda Uno

Los resultados de esta convocatoria, en la que se colocaron tres de cinco campos en licitación, fue considerada satisfactoria, aunque no un rotundo éxito. Y dejó algunas preguntas sobre las subastas que siguen.   El resultado de la segunda subasta de campos petroleros dejó satisfechas a las autoridades y dejó atrás el trago amargo que supuso el debut de México en su regreso al mercado energético casi 80 años después, pues sólo se entregaron dos campos de 14 y a un solo participante. Los resultados de esta convocatoria, en la que se colocaron tres de cinco campos en licitación, fue considerada satisfactoria, aunque no un rotundo éxito. Y dejó algunas preguntas. ¿Por qué en un solo campo hubo ofertas de todos los participantes? ¿Por qué se quedaron desiertas dos áreas? ¿Los ganadores tendrán un buen negocio, pese a los altos porcentajes de utilidades que tienen que entregar al gobierno? ¿Qué sigue en la próxima subasta? Aquí algunas respuestas.   1.  ¿Por qué hubo más ofertas por ciertas áreas? Eni International ganó el área contractual 1, que tiene los campos Amozca, Miztón y Teocalli, con un área de 67 km2 y reservas probadas, probables y posibles (3P) de 168 millones de barriles. Todos los participantes hicieron una oferta por esa área, pero la compañía italiana resultó ganadora porque tuvo la mejor oferta: 83.75% de participación para el Estado en la utilidad operativa. El segundo bloque, Hokchi, con un área de 42 km2 y una extensión de 85.8 millones de barriles, tuvo menor demanda, pero la ganó E&P Hidrocarburos y Servicios en consorcio con Pan American Energy, con una propuesta de 70.00% de participación para el Estado. El área 4, con los campos Ichakil y Pokoch, tiene un área de 58 km2 y reservas de 154 millones de barriles, pero sólo el consorcio Fieldwood Energy y Petrobal SA presentó una propuesta, de 74.00% de participación de la utilidad operativa. Lo que tienen en común estas áreas asignadas es que tienen petróleo crudo ligero, que es más fácil de extraer, refinar y transportar, por lo que tuvieron más ofertas. También influyó que estas áreas estuvieran más cerca del litoral de Tabasco, por lo que implicaría menos costos transportar el hidrocarburo, indica Ramses Pech, consultor de energía de Caraiva y Asociados. “La primera (área asignada) está a 92 kilómetros, la segunda a 22 km y la cuarta a 50 km, y eso te da infraestructura para que puedas transportar el hidrocarburo. Y cuando tienes un crudo ligero se reduce sustancialmente el costo”, explica el expeerto.   2. ¿Por qué quedaron desiertas las otras dos? Las áreas 3 y 5, pese a presentar un buen nivel de reservas (95 millones de barriles y 68.5 millones de barriles, respectivamente), quedaron desiertas. La razón es que estos campos tenían menos atractivo por contener crudo pesado. “El problema es que para un crudo pesado la inversión que tienes que meter para la extracción y la movilidad del mismo es alta, ya que depende de la viscosidad, y si tienes un producto muy pesado, te va a costar mover el hidrocarburo”, puntualiza Ramses Pech. Además del crudo pesado, la distancia de estos campos habría sido otro factor a considerar para que tuvieran menos ofertas.   3. ¿Sigue siendo negocio, pese a las ganancias para el Estado? El porcentaje de participación del Estado en la Utilidad Operativa de las posturas ganadoras fue de 83.75%, 70% y 74%, para las áreas contractuales 1, 2 y 4, respectivamente. Pero si se agregan la cuota contractual para la fase exploratoria, los ingresos por el pago de regalías, el impuesto por las actividades de extracción de hidrocarburos y el impuesto sobre la renta, el Estado recibirá entre 82% y 90% del valor de la utilidad de los proyectos, de acuerdo con cálculos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). El objetivo de estas subastas es asegurar la máxima renta petrolera posible para el Estado. Pero con porcentajes tan altos, ¿sigue siendo rentable para las empresas? Ramses Pech asegura que sí: “La ganancia vendrá en función del volumen y de la movilidad de los hidrocarburos, y también las compañías tienen cierta recuperación de costos dentro del proyecto. Están asegurando su inversión a largo plazo porque (las áreas) tienen crudo ligero y gas.” Pero no podría ser un buen negocio para todos los ganadores. Intercam Casa de Bolsa indica en un análisis que el bloque 4 casi se queda desierto de no ser por la oferta de Fieldwood Energy y Petrobal, de 74% de utilidad operativa. “Subyace el riesgo de que el consorcio prefiera perder su garantía de seriedad, por el amplio diferencial con el mínimo establecido por el gobierno, siendo ésta la única propuesta”, comenta Intercam.   4. ¿Qué sigue en la próxima fase? La próxima subasta de bloques será muy diferente de las dos anteriores. Serán 25 campos terrestres y el contrato será de licencias, en los que no se contempla un porcentaje de ganancias para el Estado. “La participación de las empresas públicas mexicanas (en la Ronda Uno) ha sido muy limitada e incluso decepcionante, pero esperamos que esto pueda revertirse con la fase 3, donde hasta ahora sabemos que hay 59 empresas que han iniciado el proceso de precalificación, y es la más llamativa no sólo por su perfil de riesgo menor, sino también porque se trata de contratos de licencia que suelen ser más atractivos”, agregó Intercam. Juan Francisco Torres Landa, socio de Hogan Lovells BSTL, coincide en que esta fase será crucial para el futuro de las licitaciones. “Por estas razones no nos debe extrañar que vengan importantes noticias de los participantes y el número de asignaciones.  En el proceso de aprendizaje, esta fase es crítica por la naturaleza de las licencias, que otorgan al operador el mayor grado de independencia posible para la exploración y explotación de un campo de hidrocarburos.” Ramses Pech, de Caraiva y Asociados, opina que el aspecto social y medioambiental será clave en las licitaciones de esos campos. “Debemos tener en cuenta que tanto en la parte social como los impactos y toda la infraestructura del medio ambiente en la parte terrestre, hay un costo adicional que van a tener los proyectos, y la SHCP debería estar evaluando cómo le van a ayudar a las empresas para minimizar esos costos.”