Pese a la severa caída de los precios del petróleo, la primera subasta de campos privados, conocida como Ronda Uno, es una buena oferta. ¿Por qué? El interés que han mostrado varias empresas, el bajo costo de producción en aguas someras y la flexibilidad en los contratos son algunas de las razones.  

 

Gráfico interactivo: Édgar Cruz

La primera subasta de campos petroleros a inversionistas privados, conocida como Ronda Uno, dará sus resultados el 15 de julio, cuando se anuncie a los ganadores de los contratos de exploración y producción en aguas someras.

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La conclusión de esta parte del proceso (hasta ahora sólo se han publicado dos de cinco convocatorias) daría los primeros frutos de la reforma energética y sus leyes secundarias, aprobadas en 2013 y 2014.

Pero aún faltan obstáculos por sortear para que las licitaciones sean exitosas. El primero, y más grande, es la caída de los precios internacionales de petróleo; el segundo, las probabilidades de éxito en exploración y producción de los hidrocarburos.

Con estos factores presentes, las empresas explotarán los campos subastados bajo la modalidad de contratos de producción compartida. Esto significa que el contratista asumirá los costos de exploración y producción, y compartirá con el Estado un porcentaje del crudo producido, previamente acordado.

Bajo estas circunstancias, ¿el gobierno está presentando la mejor oferta para atraer a las empresas? La respuesta es: sí, y hay tres razones: el interés que han mostrado varias empresas, el bajo costo de producción en aguas someras y las flexibilidades en los contratos.

En el siguiente gráfico se muestran las dos primeras convocatorias de la Ronda Uno. En la primera se esperan inversiones de alrededor 10,000 millones de dólares (mdd), y en la segunda de 4,478 mdd, de acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Energía (Sener).

 

 

Las reglas del juego

Al 1 de abril, 49 empresas de distintas partes del mundo mostraron interés en las licitaciones de la primera convocatoria de la Ronda Uno, que subastará 14 campos, y 34 ya iniciaron su proceso de precalificación, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Los requisitos que deberán cumplir estas compañías son:

  • Mostrar experiencia de al menos 10 años como operador en exploración y producción, y acreditar al menos tres proyectos off shore (costa afuera).
  • Contar con el personal capacitado para las actividades requeridas.
  • Experiencia en seguridad industrial y protección al medio ambiente.
  • Contar con activos totales de por lo menos 10,000 millones de dólares (mdd).
  • Contar con capital contable de al menos 1,000 mdd o de 600 mdd en caso de que participe en consorcio con otra empresa.
  • Ninguna empresa podrá participar en más de un consorcio.
  • Las empresas de gran escala (que produzcan más de 1.6 millones de barriles de petróleo).
  • Tener calificación crediticia en grado de inversión de al menos una agencia calificadora.

 

¿Un buen negocio?

Desde julio de 2014, los precios internacionales de petróleo comenzaron su declive desde los históricos 100 dólares por barril hasta por debajo de los 50 dólares en enero.

El 21 de abril, el Brent cotizaba en 63 dólares por barril y el West Texas Intermediate en 57.6 dólares. La mezcla mexicana cerró el 20 de abril en 53.8 dólares por barril.

A raíz de la caída de los precios petroleros, que dan más de 30% de ingresos al gobierno, el secretario de Hacienda anunció en enero un recorte de 124,300 millones de pesos (mdp) en el gasto federal de 2015 y ajustes en el presupuesto de 2016.

Aunque los precios del crudo tendrán un impacto negativo en los presupuestos de capital de las compañías a nivel global, los proyectos de exploración y producción se enfocarán en los que den una mayor rentabilidad a menor riesgo, como en aguas someras, explica Carlos Linares García, economista principal de la práctica de Energía de Baker & McKenzie.

“El relativamente bajo costo de producción promedio en aguas someras mexicanas hace que los campos de las primeras dos convocatorias de la Ronda Uno sean potencialmente atractivos en un entorno de precios bajos”, agregó.

Los costos de exploración y desarrollo de Pemex son de 15 dólares por barril, mucho más competitivo que los de las grandes compañías, como Shell, Chevron, Total, Exxon y Total, de acuerdo con un informe de la paraestatal a inversionistas con datos de 2013.

 

Probabilidades de éxito

Algunos campos que están en licitación, según datos de la CNH, tienen una probabilidad de éxito geológico (la roca que se perforará para extraer el hidrocarburo) y el comercial por debajo de 20%.

¿Existe la posibilidad de que las empresas se concentren en los campos donde haya más probabilidades de éxito? Carlos Linares, de Baker & McKenzie, descarta que haya licitaciones desiertas.

“Cabe recordar que una de las principales ventajas competitivas de las compañías petroleras globales consiste en la administración y diversificación de los riesgos inherentes a los proyectos de exploración y producción, y están preparadas a asumir los riesgos de los contratos de la Ronda Uno en la medida que las contraprestaciones sean las adecuadas”, precisa.

La duración de los contratos, a partir de su firma, será de 25 años y prorrogables por 10 años más. El esquema de producción compartida establece que el contratista asumirá la inversión y dará al gobierno una parte acordada del hidrocarburo producido (government take).

Los contratos de licencias, muy parecidos a una concesión, habrían sido más atractivos para las empresas, pero la modalidad de producción compartida les permite el registro de las reservas de hidrocarburos en sus balances financieros y también deducir una parte de los costos, resalta Carlos Linares.

 

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