¿Cómo vamos con la Ronda 1 de la Reforma Energética?

El 15 de julio, dentro de un mes, veremos anunciados los primeros ganadores de la Ronda Uno, un proceso que inició en diciembre del año pasado. Sin duda, la industria ha pasado por grandes cambios durante este tiempo, cambios propiciados principalmente por la caída del precio del petróleo que afectan el atractivo de la ronda. Por ello, este artículo pretende brindar una imagen de la situación actual de la Ronda Uno.

Ronda 1, Procesos Licitatorios. Fuente: Ronda1.com.mx

Ronda 1: Avance de Procesos Licitatorios. Fuente: Ronda1.com.mx

Lo primero que se tiene que tomar en cuenta es que el atractivo de la Ronda Uno depende de su rentabilidad. El flujo de caja de industria petrolera mundial ha decrecido con el desplome de los precios, y con ello, las posibilidades inversión en proyectos nuevos. No obstante, es importante mencionar que el precio promedio de extracción en México es de $22 dólares/barril[1], por lo que un valor en el mercado de 60 dólares sigue siendo atractivo para algunos campos. El diferenciador principal -más no el único- entre las licitaciones será cómo dividir la diferencia entre el precio de venta en el mercado internacional del barril y el costo de extracción. En términos netos, quienes ofrezcan venir a invertir a México a extraer petróleo y a la vez ofrezcan llevarse el menor porcentaje de renta (ya sea vía Producción Compartida, o vía un porcentaje de la utilidad bruta en las Licencias) serán los ganadores.

Así, la fe inicial esta puesta en las siguientes 3 zonas:

  1. Aguas Someras – Exploración

Desde que las bases de licitación se publicaron hasta la semana pasada, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), estuvo en pláticas con los jugadores potenciales para aclarar y endulzar los términos de la licitación. Muchas voces se alzaron en consternación por algunos términos, por lo que el gobierno hizo lo suyo en escuchar y ajustar de acuerdo a las circunstancias. Si bien, los múltiples ajustes son dignos de otro artículo por si mismos, por ahora digamos que el resultado de ellos demuestra un compromiso por parte del Gobierno bien visto por la industria. Así, se espera que estas 14 áreas, a adjudicarse entre 3 y 35 años dependiendo de los resultados, atraigan a suficientes participantes como para empezar a generar producción en el 2018[2]. Recordemos que el desarrollo es más tardado porque son campos exploratorios, y se espera que uno de cada cuatro pozos encuentre hidrocarburos en volúmenes comerciales[3].

Tipo de contrato fiscal: Producción Compartida

Compañías precalificadas: 19 de forma individual y 7 consorcios (constituidos por otras 19 empresas).

Fuente: Ronda1.com.mx

Fuente: Ronda1.com.mx

  1. Aguas Someras – Extracción

La segunda convocatoria del gobierno involucra a 5 áreas contractuales con 9 campos en Aguas Someras para desarrollar. Estos campos ya cuentan con reservas certificadas, que es la principal diferencia con la primer convocatoria y quiere decir que las probabilidades de encontrar hidrocarburos a nivel comercial son casi seguras. De hecho, dada la proximidad a la infraestructura de campos en producción actual, según nuestra Secretaria de Hidrocarburos Lourdes Melgar, se prevé que podríamos ver producción en 2 años[4].

Tipo de contrato fiscal: Producción Compartida

Compañías interesadas hasta el momento: 36 de las cuales 22 han iniciado el proceso de precalificación.

  1. Terrestre – Extracción
Campos Terrestres. Fuente: Ronda1.com.mx

Campos Terrestres. Fuente: SENER

La última convocatoria abierta hasta el momento involucra 26 campos terrestres relativamente pequeños (entre 7 y 135km2), donde la CNH impulsa el desarrollo de empresas operadoras mexicanas, tanto existentes como aquellas de nueva creación, bajo a las cláusulas de contenido y experiencia local. En lo relativo a la producción, la taza de perforación será comparativamente alta en cuestión de pozos (se esperan 29 en próximos 12 meses) por lo que esta convocatoria podría brindar los primeros resultados tangibles de la ronda uno. La razón es que son campos relativamente someros, de fácil acceso a infraestructura, y que la mayoría ya cuentan con producción.

Tipo de contrato fiscal: Licencia

Compañías interesadas hasta el momento: 21 de las cuales 9 han iniciado el proceso de precalificación.

 Conclusión:

Como podemos ver por el número de compañías calificadas e interesadas en nuestros procesos licitatorios, el interés en la Reforma si existe. Si bien esto no quiere decir que todas vayan a invertir, si significa que los campos abiertos y los cambios propuestos a los términos de los contratos son lo suficientemente llamativos. Así, poco a poco iremos viendo cómo el Gobierno va soltando convocatorias para llamar a la comunidad internacional y local a participar en la sección de hidrocarburos de la Reforma Energética. No cabe duda que las 3 licitaciones abiertas presentan amplias posibilidades de producción, ya que los descubrimientos recientes de PEMEX en la misma zona resaltan.

Ahora, esto no es el caso para todo el petróleo en el subsuelo mexicano, por lo que para aquellos campos donde el precio del barril no justifica la inversión (dígase campos con costos superiores al actual precio de mercado como Chicontepec y No Convencionales como el Gas Shale), lo más lógico es que las licitaciones se pospondrán hasta nuevo aviso… tal vez en la Ronda 2, una vez que la sobreoferta global se desvanezca. Lo malo es que ya aprobada la Reforma Energética, que desde un principio tenía metas agresivas, el Gobierno tiene el compromiso político de brindar resultados y no puede darse el lujo de posponer todo el proceso en el corto plazo.

Lo que se debe entender es que México es una de las únicas provincias petroleras que ofrece este tipo de posibilidades, dígase campos subdesarrollados, con infraestructura y amplias posibilidades producción. Las compañías petroleras han esperado casi 80 años para invertir en nuestro subsuelo, por lo que los eventos recientes en esta industria tan cíclica no deben afectar la visión a largo plazo. En otras palabras, aunque el precio del petróleo si afecta el flujo de caja de una empresa para invertir en nuevos proyectos, también se debe entender que hay proyectos –como Aguas Profundas que toma hasta 8 años en producir el primer barril– donde el precio spot del mercado no es tan relevante[5]. Lo importante es que México tomó la decisión de abrir sus puertas energéticas a la inversión privada, y esa es una decisión de largo plazo.

FIN


[1] El Financiero – La caída de los precios del petróleo, consecuencias para México

[2] Finantial Times – Mexico’s Energy Reform – Do the numbers add up?

[3] El Financiero – La caída de los precios del petróleo – Consecuencias para México.

[4] Ibid 2

[5] NYTimes – PEMEX seeks private investment as Mexico Oil Industry Falters.



Categorías:Reforma Energetica

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