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La primera licitación petrolera resultado de la reforma energética en México hizo agua.
Ayer, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), organismo que realizó este primer proceso de licitación para exploración en aguas someras, recibió sólo 2 ofertas para 14 bloques concursados.
A pesar de esto, el Gobierno no modificará el mecanismo para asignar los valores mínimos de los bloques y campos que licite a futuro.
De los 14 bloques ofertados en la primera licitación de la Ronda Uno, sólo seis recibieron ofertas y de éstas dos cumplieron con el mínimo fijado por Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). El resto fueron desechadas.
"No vamos a estar fijando valores mínimos sólo para que salgan los campos, porque el crudo en el subsuelo es del Estado mexicano y eso tiene un valor", expresó en entrevista el Subsecretario de Ingresos, Miguel Messmacher, tras la jornada de ayer.
Rechazó que sea un fracaso haber asignado únicamente 14 por ciento de los bloques disponibles para exploración, pues se trata de la primera de varias licitaciones por venir.
"Sí necesitamos hacer un análisis de los resultados y sí hubiéramos preferido una mayor cantidad de campos asignados, pero eso no quiere decir que la Ronda Uno haya sido un fracaso", enfatizó el funcionario según una nota del periódico Reforma.
Messmacher indicó que en los próximos días la SHCP, la Secretaría de Energía y la CNH analizarán los resultados de esta licitación de contratos de producción compartida para ver qué se puede corregir en las subsecuentes.
Para adjudicar un contrato el concurso demandó que las empresas propusieran compartir al Estado un porcentaje de la utilidad operativa del proyecto y una inversión adicional a lo fijado.
El consorcio formado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil ganó los contratos para los bloques 2 y 7 al ofrecer una utilidad de 55.99 y 68.99 por ciento para el Estado y una inversión adicional de 10 por ciento en cada caso.
Con estos contratos, que tienen una inversión asociada de 2 mil 700 millones de dólares, la empresa recuperará sus costos y posteriormente dividirá la utilidad según lo pactado.
No obstante, con el porcentaje que tenga la firma, deberá pagar Impuesto Sobre la Renta, derechos, regalías y cuotas contractuales.
Con todos estos pagos, la utilidad para el Estado oscilará entre 74 y 86 por ciento en el bloque 2 y entre 83 y 88 por ciento para el 7, según cálculos gubernamentales.
Resultado de licitación es reflejo del mercado: Sener
Para Pedro Joaquín Coldwell, titular de la Sener, el resultado de la licitación es muestra de las condiciones del mercado y recordó que desde el inicio del proceso el Gobierno reconoció dicha situación.
"La licitación de los recursos petroleros de la Nación tiene que hacerse atendiendo a las condiciones del mercado, pero también cuidando el patrimonio nacional.
"Haber puesto valores de adjudicación más abajo de lo que se puso nos hubiera dado seguramente más colocación de contratos, pero en condiciones económicas inferiores", dijo en entrevista.
Los 12 bloques cuyas licitaciones fueron declaradas desiertas serán relicitados, pero se esperarán mejores condiciones de mercado.
El funcionario también reconoció que los bloques licitados no son los mejores para la exploración en aguas someras, pero sostuvo que era necesario familiarizarse con el esquema de licitación.
El comisionado presidente de la CNH, Juan Carlos Zepeda, señaló que el resultado de la licitación estuvo lejos de lo esperado, afectado por el descenso en los precios del petróleo.
Descartó cambios inmediatos en las próximas dos licitaciones en curso, en las que se ofrece la explotación en aguas someras y bloques en tierra.
Benjamín Torres Barrón, analista de Baker & Mckenzie, señaló que el Gobierno deberá analizar si debió aceptar valores más bajos, pues desechó cuatro ofertas que pudieron tener un impacto positivo en impuestos y empleos.
Ramsés Pech, socio de la consultoría Caraiva y Asociados, expuso que esta ronda fue un llamado de atención para Hacienda, pues fijó un valor alto.
Deberán cambiar las ofertas de bloques
El resultado de la primera licitación de la Ronda 1, que contempló exploración de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, estuvo por debajo de las expectativas del Gobierno, lo que obligará las autoridades reguladoras a evaluar la oferta de bloques y las condiciones del contrato para las licitaciones futuras, coincidieron analistas.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos asignó sólo dos de los 14 bloques licitados, un 14% del total, cuando originalmente el Gobierno esperaba asignar por lo menos 30%.
El Comité de la CNH recibió ofertas económicas de nueve empresas de un total de 25 precalificados, las propuestas correspondieron sólo seis bloques y únicamente dos (los números 2 y 7) fueron asignados a un solo consorcio integrado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil.
“Yo no diría que fue exitosa, pero tampoco diría que fue un fracaso porque es un paso importante para el sector y sí hubo asignaciones”, dijo Guadalupe Campuzano, socia del despacho especializado EnergeA.
Diavaz y Petrobal, las otras empresas mexicanas que estaban precalificadas mediante consorcio, tampoco ofertaron.
Se prevé que aquellos bloques declarados desiertos, se incorporen en futuras licitaciones, según se informa en otra nota de CNN Expansión.
De acuerdo con analistas consultados, hay tres factores principales que explican la baja participación de las compañías en la primera licitación de la Ronda 1.
1. Bajo atractivo geológico
Las áreas contractuales incluidas en esta primera fase, que son esencialmente exploratorios, tenían una baja materialidad, que se refiere a un riesgo elevado con una baja probabilidad de que haya un descubrimiento que puedan ser recuperado comercialmente, explicó Luis Miguel Labardini, socio del despacho especializado Marcos & Asociados.
El bloque 7, ubicado frente a la costa de Tabasco, fue más competido de la licitación al recibir cinco propuestas. "Este bloque tenía un buen perfil geológico", dijo el experto.
Sierra Oil & Gas ganó este bloque al ofrecer 68.99% en la participación del Estado en la utilidad operativa (cuando el Gobierno pedía un mínimo de 40%) más un 10% en el factor de incremento en el programa mínimo de trabajo.
“Lo que les falta a estos campos es tamaño y materialidad. La fase exploratoria tiene un riesgo mucho mayor. Se espera mayor participación en las próximas licitaciones porque son campos mucho más estudiados y ya están conectados con infraestructura”, dijo Campuzano.
2. Factor contractual
El porcentaje de participación del Estado sobre la utilidad operativa de los campos fue en algunos casos tan alta que dejó fuera algunas propuestas, dijo Rubén Cruz, socio Líder del sector Energía y Recursos Naturales de KPMG México.
La Secretaría de Hacienda fijó un mínimo de 40% en la mayoría de los bloques, pero en el área contractual 6, por ejemplo, se recibió una propuesta de ONGC Videsh por 20% y una de 35% en el área contractual 4 por parte de Murphy Worldwide.
Por otro lado podría mejorarse es el factor de ajuste, que se refiere al porcentaje que recibe el gobierno mexicano cuando se eleva el nivel de productividad de un bloque. Si bien ese aspecto ya se modificó una vez, valdría la pena evaluar si requiere un cambio para la segunda fase de la Ronda Uno, coincidieron expertos.
“Conforme va pasando el tiempo, si las condiciones de volumen de producción y precio son mejores, se ajusta la parte que recibe el gobierno al alza, entonces ahorita está muy apretado. Mejorar ese factor para la para la Ronda 1.2 aumentaría el atractivo”, dijo Campuzano.
3. Ronda 1 fue el ensayo de algunas empresas
Otro de los factores que puede explicar la baja participación en esta fase es que algunas empresas habrían precalificado en la Ronda 1 a manera de preparación para las siguientes licitaciones.
“Considero que la segunda fase será más atractiva porque son campos en aguas someras –superficiales- con reservas descubiertas y que tienen un buen perfil geológico y económico”, dijo Luis Miguel Labardini.
Esta primera licitación, de cinco convocatorias de la Ronda 1, se basará en el esquema de Contratos de Producción Compartida. Le seguirán la fase 2, de extracción de 5 áreas contractuales adicionales con el esquema de Contratos de Producción Compartida en aguas someras y, posteriormente, la fase 3 de extracción de 26 áreas terrestres con el esquema de licencias y fecha de presentación de propuestas el 15 de diciembre de 2015. Para la fase 4 (aguas profundas) y la fase 5 (yacimientos no convencionales y Chicontepec) aún falta por definir detalles.
El próximo 30 de septiembre se realizará la apertura de propuestas y declaración de ganadores de la segunda licitación de la Ronda Uno.