Ciudad de México, 28 de agosto (SinEmbargo/EconomíaHoy).– Aunque los campos de la segunda fase de la Ronda Uno que se licitan en México son de explotación y contienen reservas 3P (totales) de hidrocarburos podrían correr la misma suerte que los campos de explotación ofrecidos en la primera etapa: despertar poco interés entre los inversionistas debido al desplome de 48 por ciento de los precios internacionales del petróleo -Brent y WTI- en un año. La apertura del sector energético del país llegó en un contexto poco favorecido por el valor del crudo.
La mezcla mexicana de exportación al igual que los crudos marcadores registraron un descenso, en este caso de 44 por ciento en un año. En junio de 2014 el barril del crudo mexicano se cotizó en 98.79 dólares, en junio de este año bajó a 55.89 dólares, pero los peores momentos surgieron en agosto cuando llegó a los niveles de 33 dólares no vistos desde 2009.
Analistas de Grupo Financiero Ve por Más estiman que para septiembre, mes en que la Comisión Nacional de Hidrocarburos anuncia los resultados de la licitación de la segunda etapa, el precio del petróleo podría alcanzar cierta estabilidad que situaría a la mezcla mexicana de exportación en 38 dólares, el cual todavía es un valor bajo respecto a los 91.56 dólares promedio del año anterior.
Ante este escenario el director de análisis de HR Ratings, Felix Boni consideró que México tiene a su favor un marco jurídico que da certeza a los inversionistas a pesar de la baja en el precio del energético.
México cuenta con un marco jurídico favorable y las prácticas de transparencia que mostró el 15 de julio al hacer pública la apertura de sobres con las propuestas económicas que presentaron las empresas, pero también con un contexto internacional en contra en el que no se prevé un repunte en los precios del crudo.
La firma HR Ratings advirtió que si la Comisión Nacional de Hidrocarburos logra colocar el 30 por ciento de los nueve bloques agrupados en cinco contratos de la fase dos de la Ronda Uno México, estaría realizando un proceso exitoso porque estaría en la media internacional: estaría a la par de Colombia, Australia, Ecuador y Noruega, países que en los últimos siete años licitaron Rondas y colocaron un mínimo de 29 por ciento, y un máximo de 50 por ciento de sus bloques ofertados.
En América Latina, Colombia reportó que en 2014 colocó el 29 por ciento de sus yacimientos de hidrocarburos promovidos en Rondas y Brasil el 41 por ciento; del otro lado del mundo Noruega, en 2012 adjudicó un 28 por ciento de sus bloques.
El 30 de septiembre la Comisión Nacional de Hidrocarburos anunciará la identidad de las empresas que realizarán los trabajos de explotación de los nueve yacimientos localizados en aguas someras agrupados en cinco contratos de producción compartida para la segunda fase de la Ronda Uno.
Para incentivar la participación de los competidores en esta segunda etapa, la Comisión Nacional de Hidrocarburos flexibilizó el monto de la garantía de seriedad, además de que permitió a los contratistas realizar actividades exploratorias adicionales a las del contrato.
El 20 de agosto la CNH informó que para la segunda fase precalificaron 20 empresas, de las cuales se conformaron cinco consorcios: ENI International, Pan American Energy, Fieldwood Energy, Petronas y Talos Energy como operadores.
Por sí solas participan Chevron, Shell, Statoil, Luckoil, ONGC, CNOOC, Plains Acquistion, Dea Deustche y Compañía Española de Petróleos.
Aunque por ahora los precios de petróleo se coticen en el rango de los 49 dólares, el precio que importa es el que los inversionistas estimen predominará en cinco años porque de ello depende su decisión de invertir o no en los bloques de la Ronda Uno de México, con la cotización actual del crudo del total de inversiones esperadas para la fase uno por 6.7 mil millones de dólares sólo se captará el 30 por ciento, es decir 2.6 mil millones de dólares que aportaran el consorcio conformado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil, según lo anunció el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda, el 15 de julio.
En la primera fase se colocaron dos de 14 bloques exploratorios ubicados en las costas de Campeche, Veracruz y Tabasco. Con este resultado el presidente de la Comisión admitió que los resultados estuvieron por debajo de las expectativas planteadas por el gobierno al pretender colocar al menos 30 por ciento de los campos en licitación.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos llegará a diciembre con la conclusión de la tercera fase de la Ronda Uno estructurada en 25 áreas contractuales de campos terrestres. El titular de la Comisión ha explicado que esta etapa se diseñó con el objetivo de impulsar una industria petrolera nacional y es que por las características de los campos se espera la participación de más empresas mexicanas.
Todavía se desconoce las fechas para la licitación de las fases restantes que son de aguas profunda y yacimiento son convencionales porque pase lo que pase México respetará su calendario de licitaciones, aseveró Zepeda a senadores del PRD que propusieron suspender la licitación considerando la depresión del mercado petrolero.
