Ajuste a licitaciones expandirá el “pastel” petrolero:

CONCURSOS DE LA RONDA 2
Ajuste a licitaciones expandirá el “pastel” petrolero:
CNH
Flexibilización de condiciones y cambio de criterios buscan comprometer a petroleras a exprimir al
máximo sus campos y ampliar así la renta petrolera estatal.
KAROL GARCÍA. EL ECONOMISTA. AGO 3, 2017.
De la primera licitación petrolera en el país, hace dos años, a la cuarta convocatoria de la Ronda Dos para 30
licencias en aguas profundas, el gobierno ha modificado desde las formas en que pueden participar los licitantes
hasta los criterios de adjudicación y requisitos de precalificación, con lo que se busca “no sólo una mejor tajada
del pastel, sino un pastel más grande”, como explicó Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional
de Hidrocarburos (CNH).
“Como Estado buscas no sólo la tajada más grande del pastel, sino hacer el pastel lo más grande que se
pueda”, dijo a El Economista, “llevamos una curva de aprendizaje que no ha acabado, ha habido cambios
importantes, pero no hemos terminado de aprender”.
En primer término, se pondera cada vez menos la regalía adicional y se le ponen máximos a las ofertas como
criterio de adjudicación, con lo que la inversión adicional tiene más peso, traducida en pozos. Así se garantiza
que los operadores no van a “descremar” los yacimientos operándolos sólo mientras salgan sus costos (lo que
ocurriría con regalías altas) en las fases primarias de explotación, sino que llegarán hasta etapas secundarias de
recuperación secundaria o mejorada, es decir, que explotarán los yacimientos durante toda la vida de los
contratos, que puede ser de hasta 50 años.
En cuanto a la posibilidad de que las empresas se agrupen en todos los consorcios que deseen, mientras no
compitan contra ellas mismas, explicó que, aunque se comparten bases y modelo contractual, cada bloque es
un concurso diferente y con ello no hay comunicación entre las empresas en la misma subasta, que implicaría
colisión.
Zepeda recordó que al participar las empresas firman un compromiso de no compartir o discutir sus ofertas entre
ellas al participar en las licitaciones, por lo que agruparse para distintas subastas sólo incrementa sus
posibilidades, no el acercamiento entre ellas, tal como ocurre en la práctica internacional.
Finalmente, el titular de la instancia reguladora aclaró que las nominaciones de campos por parte de la industria
petrolera son sólo recomendaciones que se toman en cuenta después de las sugerencias realizadas por la CNH
y la Secretaría de Energía, y que de ninguna manera definen el diseño de las licitaciones finales.
Ronda 2.4 y Yucatán
Al conjunto de licitaciones más grande que se ha llevado a cabo en el país, la Ronda 2.4 con 30 bloques a
concurso en una superficie de 70,844 kilómetros cuadrados en aguas profundas del Golfo, llegarán en enero del
próximo año al menos los 26 licitantes que precalificaron en la primera subasta para aguas profundas en
diciembre del 2016. Todas ellas están precalificadas técnica y financieramente por default en cuanto paguen los
derechos de inscripción al nuevo concurso y presenten constancias de que la información presentada entonces
se mantiene vigente.
“No hay ningún relajamiento de los criterios de precalificación sino el afán de hacer más eficiente la gestión del
proceso. Y no hay que olvidar que el proceso de revisión de la Unidad de Inteligencia de la Secretaría de
Hacienda sobre la procedencia de los recursos de las empresas se mantiene y se entrega actualizado a la CNH
días antes de la aprobación de la lista final”, explicó el titular de la CNH.
En esta ronda se licitará por primera vez un bloque en la Plataforma de Yucatán, que con 4,440 kilómetros
cuadrados de superficie es el mayor licitado hasta la fecha. A pesar de que no estuvo contemplado en el Plan
Quinquenal de Exploración y Producción de la Secretaría de Energía, algunas nominaciones de la industria
llevaron al gobierno a incluirlo, aunque la CNH aclara que se desconoce el tipo de hidrocarburo existente en el
área, cuyo verdadero potencial se conocerá hasta que se realicen perforaciones.
“Lo único que tenemos como Estado es sísmica bidireccional, que es valiosa y arroja información, pero no hay
evidencia de que ahí haya un yacimiento petrolero, la habrá hasta que se perfore”, aseguró Juan Carlos Zepeda.
Curva de aprendizaje
Principales cambios en la evolución de las licitaciones petroleras en México:
 Primero se establecieron valores mínimos a los porcentajes de regalías adicionales que las empresas
están dispuestas a dar al Estado.
 Después se impusieron también máximos, para incentivar a que haya rentabilidad en la explotación
incluso en etapas de recuperación secundaria o mejorada de los yacimientos.

 El principal criterio de adjudicación de contratos, que en un principio era la regalía adicional para el
Estado, perdió peso para ponderar las inversiones adicionales que se traducen en pozos.
 Para mantenerse en la contienda, los licitantes deben ofrecer bonos en efectivo a la firma de los
contratos, los cuales no tiene tope.
 Las empresas iniciaron participando en una modalidad, después hasta en cuatro consorcios y finalmente
no hay límite en el número de alianzas que pueden realizar, siempre y cuando no compitan contra ellas
mismas por un contrato.
 Las empresas pueden nominar áreas que resulten de su interés para futuras licitaciones.
Reguladores, sólidos ante ciclos políticos.
Los órganos reguladores en materia energética en México cuentan con la mayor solidez legal que existe
actualmente en el mundo: operan por mandato constitucional y para cualquier modificación en su estructura
directiva requieren de un decreto del Ejecutivo y la aprobación de dos terceras partes del Congreso, lo que
protegerá las inversiones que ya comenzaron a llegar al sector ante cualquier cambio administrativo o
geopolítico, dijo a El Economista, Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH).
Tanto la Comisión Reguladora de Energía como la CNH tiene nombramientos en el órgano de gobierno que no
coinciden con los periodos el Ejecutivo federal, por lo que los presidentes de cada organismo concluyen sus
gestiones un año y dos, respectivamente, después del cambio de administración. Además, cuentan con
autonomía presupuestal y en los últimos dos años, los ingresos propios de los reguladores superaron en más del
doble el presupuesto asignado por Hacienda.
Tan sólo en el upstream mexicano hay 70 áreas contractuales adjudicadas que representan inversiones de
60,637 millones de dólares durante la vida de los contratos. Desde la Constitución existe la cláusula de rescisión
administrativa como mecanismo de defensa para el Estado pero de darse sin justificación costaría litigios en
cortes internacionales, cuyos costos para el Estado podrían incluso superar la oportunidad de no haber realizado
la apertura a capital privado.
Perforación exploratoria, 
en su mejor nivel de 10 años
El indicador internacional de la industria petrolera conocido como rig count (contador de equipos) llegó a su
mejor nivel en el rubro de exploración marina en México desde hace 10 años en junio, con la operación de 15.5
plataformas, de las cuales poco más de la mitad fueron de Petróleos Mexicanos (Pemex) y el resto de nuevos
operadores privados, explicó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
El indicador recopila el número de plataformas que operaron en los días del mes por lo que puede tener
unidades incompletas si tuvieron actividad por periodos menores. Por tanto, operaron 15.5 plataformas de
exploración costa afuera en junio, actividad que hace 10 años fue de seis equipos e incluso había llegado a su
peor nivel en el 2012 con menos de cinco equipos.
Adamelia Burgueño, titular del área de Estadística de la CNH, detalló a El Economista que con ello se
comienzan a observar algunos frutos de los cambios legales que permitieron la apertura a la competencia en el
sector, porque lo anterior no habría sido posible sin la participación de privados en la exploración nacional.
Por ejemplo, en junio realizaron perforaciones un total de 7.4 plataformas del consorcio entre la mexicana Sierra
Oil and Gas, la inglesa Premier Oil y el operador estadounidense Talos Energy, ganadores de dos contratos de
producción compartida en aguas someras del Golfo dentro de la Ronda 1.1.
Asimismo, perforaron también los tres ganadores de la Ronda 1.2, también en aguas someras, que son: la
italiana ENI; el consorcio Hochki Energy entre las argentinas E&P Hidrocarburos y el operador Panamerican
Energy, y el integrado por la mexicana Petrobal y la operadora estadounidense Fieldwood.
Por su parte, Pemex tuvo operaciones con 8.2 plataformas en exploración marina, que fue prácticamente la
misma actividad que tuvo en este rubro el mismo mes del año anterior, en que operó 8.1 equipos, cuando la
industria todavía no contaba con ningún tipo de actividad.
En casi todo el resto de las actividades, la estatal petrolera mostró más dinamismo, ya que en un año pasó de
7.3 a 9.5 equipos de desarrollo marino y de 1.2 a tres equipos de exploración terrestre, aunque su número de
equipos en el desarrollo terrestre cayó de 6.2 a cinco, de junio del 2016 al mismo mes de este año.
Así, se registró actividad de 33 equipos de perforación en total durante junio al concentrar las operaciones de
Pemex y privados. En contraste, durante el mismo mes del año anterior, tuvieron actividad 22.9 equipos.

Posted on August 9, 2017 in Noticias

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