Ciudad de México, 16 de julio (SinEmbargo).– El gran momento histórico que los mexicanos esperaban en el capítulo de la Reforma Energética quedó mermado por la desconfianza de los inversionistas extranjeros para explorar hidrocarburos en aguas someras de este país. Sólo un consorcio, de los 9 competidores finalistas, lograron adjudicarse dos bloques de los 14 que se licitaron.

Ayer, durante la exposición de los resultados de la Primera licitación de la Ronda Uno, la empresa mexicana Sierra Oil & Gas S. De R.L. de C.V., que participó en consorcio con Talos Energy LLC y Premier Oil PLC, ganó las áreas contractuales número dos y siete con activos en las costas de Veracruz.

Especialistas en el sector energético, así como el propio presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) coincidieron que la baja participación de las compañías extrajeras se debió a los valores establecidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SCHP) en la participación del Estado en la utilidad operativa, el tipo de zonas que se licitaron para exploración, y la variabilidad de los precios del petróleo a nivel internacional.

Por primera vez en 77 años, después de que el General Lázaro Cárdenas arrebatara a la iniciativa privada la explotación de los energéticos en marzo de 1938, el gobierno de Enrique Peña Nieto inició la privatización formal de amplios tramos del sector de hidrocarburos.

Dolores Padierna Luna, vicecoordinadora del Partido de la Revolución Democrática (PRD), rechazó que la Secretaría de Energía (Sener) dejara de lado la participación de Petróleos Mexicanos (Pemex) durante el proceso y alertó que con dichos resultados “las petroleras quieren someter al Gobierno mexicano para bajar el porcentaje de la participación del Estado” , por lo que hizo un llamado para que tanto la Secretaría de Energía como la CNH permitan a la paraestatal participar en los 12 bloques restantes.

LOS PRECIOS

Con los dos bloques recién obtenidos por el consorcio ganador se estima que haya una inversión total de 2 mil 600 millones de dólares, de los 16 mil millones de dólares que se esperaba obtener por las 14 áreas contractuales.

En ese sentido Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH, dijo que dichas cifras serían sólo si obtienen una productividad óptima de las inversiones y detalló que “de las utilidades que se generen en el proyecto, se decide cuanto recibe el Estado. La regalía depende del nivel de precios y el impuesto sobre la renta, y se venderán a precio de mercado y luego se hará la distribución en base a los mecanismos fiscales”.

Asimismo, indicó que de haberse ganado todos los bloques se habrían generado 45 mil empleos, según datos dados a conocer por la Secretaría de Energía (Sener).

De acuerdo con la Sener, en toda la Ronda Uno se ofertarán 169 bloques, de los cuales, 109 corresponden a proyectos de exploración y 60 a proyectos de extracción. Los bloques cubren una superficie de 28 mil 500 Kilómetros Cuadrados. De este total, 91 por ciento corresponde a áreas de exploración y el restante 9 por ciento a campos en extracción.

Las reservas 2P y recursos prospectivos a licitar representan un volumen de 3mil 782 y 14 mil 606 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), respectivamente.

La dependencia ha mantenido durante todo el proceso que se espera que estos proyectos representen inversiones anuales por aproximadamente 8 mil 525 millones de dólares, entre 2015 y 2018.

LOS CRITERIOS DE SHCP

Durante la conferencia de prensa que se llevó acabo luego de que se dieran a conocer los resultados de la Primera Licitación de la Ronda Uno, Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH reconoció que “nos quedamos por debajo de la expectativa”, luego de que se estimara una inversión de 16 mil millones de dólares con la ocupación de las 14 bloques propuestos por el gobierno mexicano.

El titular de la Comisión explicó que se evaluarían y se reflexionarían los criterios económicos impuso la SHCP, los cuales se establecieron en promedio del 40 por ciento para la participación del Estado en la actividad operativa y 10 por ciento de valor incremental sobre el programa mínimo de trabajo.

Al respecto dijo Benjamín Torres-Barrón, socio líder de energía, minería e infraestructura de Baker and McKenzie, dijo a SinEmbargo “habrá que valorar si los valores mínimos que determinó el Gobierno federal fueron los correctos, si pertenecen al mercado y valorarlo para las siguientes licitaciones que se antojan más atractivas”.

En ese sentido, la Senadora Dolores Padierna agregó que “pese a que se establecieron los contratos desde un inicio, las empresas no sabían los criterios que Hacienda iba a poner, lo cuales son muy bajos” y explicó que con el valor establecido de la participación del Estado “se están otorgando la mayoría de las utilidades a los extranjeros, o sea, el 60 por ciento y no 40”.

Juan Carlos Zepeda explicó que aunque ya se tenían otras expectativas es “normal el que pocas empresas presentaran sus propuesta” y calificó como algo positivo que tres de las propuestas quedaron por debajo de los valores mínimos establecidos por Hacienda.

El titular de la Comisión Nacional de Hidrocarburos aclaró que a pesar la polémica entorno a los valores “ quisimos que Estado mexicano garantizara la renta petrolera” y recordó que “ el petróleo del subsuelo sigue siendo de la Nación”.

El socio líder de Baker and McKenziee agregó que “Hacienda debe preguntarse si los valores que asignó son los correctos y tendría que hacer un ejercicio comparativo en que qué tanto beneficia me resulta bajar esos requisitos mínimos para tener una mayo número de propuestas y asignaciones en oposición a lo que me representa no poderlos adjudicar”.

“Es un tema de mercado, es un tema de oferta y demanda, hay que valorarlo. A lo mejor yo también prefiero quedarme con estos 12 bloques valorar y esperar a que haya una mejor cuando mejores precios y a lo mejor termino recibiendo ofertas más importantes o más atractivas. Es el ejercicio de qué tienes que hacer como Gobierno”, dijo .

OTROS FACTORES 

Integrantes de la CNH y especialistas en hidrocarburos coincidieron que otra razón por la que las empresas decidieron no presentar sus propuestas en esta primera licitación se debió a la caída que han registrado los precios en los últimos meses.

Benjamín Torres-Barrón, socio líder de Energía, Minería e Infraestructura de Baker and McKenzie, comentó que “los precios del crudo definitivamente no han ayudado, creo que ahorita tendríamos un escenario muy distinto si tuviéramos precios de 80 dólares, 90 o 100 dólares que teníamos anteriormente y pues estos yacimientos son de exploración y producción temprana, de tal manera que eso no ha ayudado”, dijo.

Lourdes Melgar, subsecretaria de Hidrocarburos, coincidió que la variación en el mercado internacional del petróleo “hace que las empresas sean más selectivas en las áreas que se van a presentar”.

Integrantes de la Comisión explicaron que otra causa por la que las compañías podrían haberse limitado a participar en esta primera licitación es porque están esperando mejores ofertas por parte del gobierno en términos de extracción.

Lourdes Melgar agregó que los campos de extracción en aguas someras previstas en las licitaciones uno y dos comparten muchas características y aseguró que “en esta segunda convocatoria hablamos de cinco contratos y esperamos ver una competencia nutrida pero evaluaremos esta ronda y su condiciones”.

Al respecto Torres-Barrón opinó que “los siguientes procesos se antojan muy competitivos, muy nutrido de empresas de alta capacidad. Así que veremos empresas muy fuertes compitiendo arduamente con un esquema diferente, con precios de petróleo de más largo plazo en cuanto a la extracción”.

LOS BLOQUES Y LAS LICITACIONES

La adjudicación de los bloques se realizó bajo el esquema de Contratos de Producción Compartida, para realizar actividades de exploración y producción de hidrocarburos en aguas someras, con una duración de 25 años a partir de su firma y la posibilidad de prorrogarse 10 años más, indicó la Sener desde un inicio del proceso de licitación.

El área contractual número dos, el consorcio Sierra Oil & Gas S. De R.L. de C.V., Talos Energy LLC y Premier, la obtuvo al ofrecer el 55. 9 por ciento de participación para el Estado y 10 por ciento de valor incremental sobre el programa mínimo de trabajo. Este bloque comprende un activo de 195 kilómetros cuadrados con reservas por 341 millones de barriles de crudo equivalente, se ubica frente a las cosas de Veracruz y cuenta con aceite ultraligero y una profundidad menor a 100 metros y cuenta con reservas de 263 millones de barriles de crudo equivalente.

El área contractual número 7 la obtuvo luego de ofreciera el 68.99 por ciento de participación para el Estado y 10 por ciento de valor incremental sobre el programa mínimo de trabajo. Esta zona se ubicado en las Cuencas del Sureste y colindan dos tipos de profundidades de entre 100 y 200 metros de tirante.

Al respecto  al triunfo de Sierra Oil & Gas S ,  Torres Barron explicó que “su presidente ha sido CEO de una petrolera importante y que “son gente con capacidad económica y con conocimiento del sector que han estado haciendo su tarea desde hace tiempo, se han estado preparando, la prueba es que sí presentaron varias propuestas en algunos de los bloques”.