Acceso Energía 35

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ACCESO ENERGÍA N o . 3 5 /A ñ o 2 / S e m a n a 2 5 /J u n i o , 2 0 1 7/

Bienvenidos a una nueva edición de Acceso Energía, nuestra publicación semanal que da seguimiento al sector energético para proporcionar análisis y comentarios sobre los acontecimientos más relevantes en la industria energética de México y el mundo. En esta ocasión publicamos nuestro semanario fuera de su horario habitual para dar seguimiento al tema de la Ronda 2 Licitación 1 que realiza la Comisión Nacional de Hidrocarburos y que se llevó a cabo el día lunes 20 de junio a partir de las 8:00 de la mañana. En esta edición exploramos los antecedentes de esta ronda 2.1, los eventos más relevantes de la misma y sus resultados. Como siempre, esperamos que esta edición sea de su agrado, y dejamos la invitación a que nos visiten en redes sociales y nos compartan sus comentarios. Nos leemos la siguiente semana.

Antes de la Ronda 2 La reforma energética de 2013 abrió la posibilidad de realizar licitaciones para la exploración y producción de hidrocarburos en procesos competitivos donde el ganador sería la empresa que ofreciera el mayor beneficio económico para la Nación, asegurando de esta manera que el Estado obtenga la renta petrolera.

Esta es una tarea tripartita que realizan la Secretaría de Energía, quien selecciona los campos a licitar y establece los lineamientos técnicos; la Secretaría de Hacienda, que establece los lineamientos económicos; y la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que se encarga de realizar el proceso competitivo y de firmar los contratos a nombre de la Nación y administrarlos. En primer lugar, se realizó una Ronda 0 para que PEMEX seleccionara los campos que quería continuar operando. Posteriormente, se realizó la Ronda 1 que contó con cuatro licitaciones que se llevaron a cabo entre 2015 y 2016. En la Ronda 1.1 (licitación 1) se ofrecieron 14 áreas, pero solo se asignaron dos, ambas al consorcio formado por las empresas Sierra, Premier y Talos. En la Ronda 1.2 se ofrecieron cinco áreas y se otorgaron tres, una de ellas a ENI, quien hace poco declaró que el campo adquirido tenía mayor potencial al esperado. En la Ronda 1.3 se ofrecieron 25 áreas terrestres y se asignó el 100% probando con ello ser la ronda más exitosa en términos de asignaciones. Por último, en la Ronda 1.4 se ofrecieron 10 áreas en aguas profundas de las cuales se asignaron el 80% a grandes jugadores como CNOOC, ExxonMobil, BP y el mismo Pemex en asociación con Chevron y la japonesa Inpex.

En suma, la licitación 1, fue de aprendizaje; la la licitación 2, para probar el mercado; la licitación 3, fue un éxito liderado por empresas pequeñas con experiencia, y la licitación 4 marcó la llegada de las grandes empresas petroleras.

Lecturas Sugeridas Las actividades extractivas en México: Estado actual.

Anuario 2016. disponible en www.fundar.org.mx

DERECHOS DE AUTOR Y DERECHOS CONEXOS. Año 2, No. 35, Junio 2017, es una publicación semanal editada por Ombudsman Energía México, A.C., calle Río Rhin, 77, Piso 2, Oficina 2, Col. Cuauhtémoc, Delegación Cuauhtémoc, C.P. 06500, Tel. (55) 6842-5519 Ext. 110. www.ombudsmanenergia.org.mx, contacto@ombudsmanenergia.org.mx. Editor responsable: Dr. Paul Alejandro Sánchez Campos.

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Los bloques y los interesados

Los resultados

La Ronda 2.1 ofreció 15 áreas en aguas someras, es decir que su profundidad es menor a los 500 metros. La mayor parte de estos campos son productores de aceite ligero, es decir de buena calidad. Cuatro áreas se encuentran en la región Tampico-Misantla, una en la región de Veracruz, nueve en la región Salina del Itsmo y una en Macuspana. El total de las reservas probadas de las 15 áreas es de 671 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce) es decir que a un ritmo de producción estable hay garantía de producir más de 70 mil barriles de petróleo crudo equivalente al día. Sin embargo, los recursos prospectivos, aquellos que no se tiene la certeza de que existan pero que de acuerdo con las interpretaciones de los estudios sísmicos tiene dicho potencial, son mucho más atractivos. En conjunto las 15 áreas tienen el potencial de recursos prospectivos de 9,609 MMbpce. Esto significa que de haberse asignado todas las áreas y de contar con dichos recursos, la zona pudiera producir 1 millón de barriles de petróleo crudo equivalente diario por los próximos 25 años. Esto significa aumentar en 40% la plataforma actual de producción de PEMEX. Por tal motivo, 29 empresas y consorcios mostraron su interés de participar en esta ronda, de los cuales 26 fueron precalificados. Al final se presentaron 20 empresas al acto. Entre estas destacan Repsol que fue sola y en dos consorcios; ENI que también fue sola y en tres consorcios; el consorcio formado por dos empresas petroleras del Estado Ecopetrol, de Colombia, y PC Carigali, de Malasia; Pemex, sola y en conjunto con Chevron e Inpex, por un lado, y con Ecopetrol por otro lado. Sin duda, grandes jugadores para la Ronda 2.1.

Aunque la ronda 2.1 no tuvo el porcentaje de asignación que tuvieron las rondas 1.3 y 1.4, donde se asignaron el 100% y el 80% respectivamente, se puede hablar de que la ronda 2.1, aun con su 66% de asignación, fue exitosa. La zona menos favorecida fue la de Tampico-Misantla donde solo una de las cuatro áreas fue asignada. Algunos señalan que por la falta de infraestructura que se requiere para una operación efectiva, pero otros señalan que el tema de la inseguridad que afecta al estado de Tamaulipas. La única área licitada en la zona de Veracruz también quedó desierta. En contraste, la zona de la Cuenca Sureste se llevó la tarde, pues se asignaron nueve de diez áreas. El área 13 que quedó desierta se encuentra en la zona Salina del Itsmo, un área cuyo tipo de recurso era aceite pesado y extra pesado que no es atractivo para las empresas productoras. Más allá de los porcentajes prometidos al Estado y los ingresos en el futuro, la Nación ha recibido ingresos de manera inmediata. Por ejemplo, la CNH cobró por concepto de derechos $750 mil pesos a cada empresa que decidió participar; mientras que los derechos por acceder al cuarto de datos va de los $270 mil a los $39 millones de pesos por participante dependiendo del área. Además, por cada uno de los 10 contratos la CNH cobrará por administración anual $580 mil pesos y por evaluaciones de planes de exploración o desarrollo más de $250 mil pesos. Por otro lado, el pago en firme por el desempate de el área 9, que ofreció el consorcio de Capricorn y Citla fue de $30 millones de dólares, algo así como $600 millones de pesos. Nada mal en términos de ingresos para la Nación. Si bien, podemos concluir que el proceso competitivo fue exitoso, también será prudente evaluar si el proceso de desarrollo de los campos será también un éxito ¿usted qué opina?.

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¿SABÍAS QUE?

Cuando hay un empate en por un campo en una Ronda de Licitación de la CNH, las empresas ofrecen un bono en firme para desempatar. La empresa Bhp ofreció 664 millones de dólares por Trión.

Aprende de esto y más en www.oem.org.mx

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