El sector petrolero nacional sumó desde ayer a cinco empresas privadas más que realizarán trabajos de exploración y explotación de yacimientos de crudo y gas en México, tal y como se contempla en los objetivos de apertura de la reforma energética.

Como parte de la segunda fase de licitación de la Ronda Uno, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) otorgó contratos para la extracción de petróleo y gas de tres de las cinco áreas en las Cuencas del Sureste que se ofertaron.

De acuerdo con una nota del periódico El Universal, las empresas ganadoras fueron ENI International; el consorcio conformado por Pan America Energy LLC y E&P Hidrocarburos y Servicios, y Fieldwood Energy, que irá de la mano con Petrobal SAPI.

Estas empresas se suman al consorcio integrado por Sierra Oil and Gas, Talos Energy y Pemier Oil, que el pasado 15 de julio ganó los dos primeros contratos ofertados en la primera fase de licitaciones de la Ronda Uno.

De esta forma, y tras los dos primeros procesos de la Ronda Uno, Pemex ya no es la única empresa petrolera en México. Ahora hay ocho firmas más que pueden buscar y explotar crudo y gas. Algunas lo harán en consorcio.

El gobierno esperaba otorgar tres de las cinco áreas contractuales ofertadas, objetivo que sí se logró ayer. Las otras dos licitaciones (Xulum y Misión y Nak) se declararon desiertas porque no hubo propuestas económicas.

Sin embargo, la subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía y el comisionado presidente de la CNH, Lourdes Melgar y Juan Carlos Zepeda, calificaron de “éxito y buenas noticias” el resultado.

Es un éxito porque se colocaron 60% de los nueve campos agrupados en las cinco áreas contractuales, precisó la funcionaria. Dijo que estos tres contratos representan inversiones por 3 mil millones de dólares (mil mdd por área en promedio).

Son buenos también, añadió, “porque nos van a ayudar a ver producción nueva hacia 2018”.

En conjunto estos campos empezarán a producir a finales de esta administración y los picos máximos de producción en conjunto, estimados en 90 mil barriles diarios, se tendrán en 2021, lo que permitirá revertir la declinación en producción de crudo.

Las áreas otorgadas bajo la figura de contratos de producción compartida fueron:

El área contractual uno a la firma ENI International, ubicada en la provincia petrolera denominada Cuencas del Sureste en extensión de 67 kilómetros cuadrados (km2); tiene tres campos: Amoca, Miztón y Tecoalli.

Contienen reservas probadas (2P) y probables del orden de 107 millones de barriles de aceite ligero y 69 mil millones de pies cúbicos de gas. Aportarán un volumen de producción de 35 mil barriles diarios en 2018.

El área contractual dos, que involucra sólo al campo Hokchi, fue otorgada al consorcio de Pan American Energy LLC y E&P Hidrocarburos y Servicios y se ubica también en la provincia petrolera Cuencas del Sureste en una superficie de 40 km2.

Contiene reservas 2P de 61 millones de barriles de aceite ligero y 29 mil millones de pies cúbicos de gas.

Hacia 2018, según datos de la Subsecretaría de Hidrocarburos, aportará 30 mil barriles diarios.

El área contractual cuatro se adjudicó al consorcio conformado por Fieldwood Energy LLC y Petrobal, cuyos dos campos, Ichalkil y Pokoch, cuentan con superficie de 58 km2.

Tienen reservas 2P de 68 millones de barriles de aceite ligero y 92 mil millones de pies cúbicos de gas.

Juan Carlos Zepeda indicó que los resultados de esta segunda licitación son “muy satisfactorios” porque se dan en un entorno complicado de precios del petróleo bajos y son una señal de confianza.

El subsecretario de Ingresos de la Secretaría de Hacienda, Miguel Messmacher, afirmó que el proceso garantiza al Estado el mayor porcentaje de utilidad operativa.

“Con el marco fiscal completo —añadió—, el área uno le va a dejar 90% de las utilidades; en el área dos, 82%, y en el área cuatro, 84%”.

Las autoridades hacendarias fijaron valores mínimos que recibirá el Estado en la utilidad operativa de estas tres áreas en un promedio de 34.8%, pero al final las propuestas ganadoras se situaron prácticamente al doble de lo que se pidió: 75.9% en promedio para las tres.

Piden cautela para licitación en aguas profundas

El éxito de la segunda convocatoria de la Ronda Uno no garantizará los mismos resultados para la llamada “joya de la corona”, que es la licitación de aguas profundas, advirtieron expertos. Esto debido a que se trata de campos con mucho mayores retos y necesidades de capital.

Según otra nota del periódico El Financiero, en esa cuarta convocatoria de aguas profundas, que sería anunciada a finales de octubre, las inversiones serían de hasta 10 mil millones de dólares por área, contra los mil millones de dólares esperados para la Ronda 1.2.

Además la complejidad de encontrar recursos en aguas profundas, también es más elevada, dijo Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC.

“Uno de los cambios más importantes que se deberá ver para aguas profundas es la participación del Estado; México tiene que poner énfasis en la atracción de inversiones”, dijo.

Jeremy Martin, director del Programa de Energía de la Universidad de California en San Diego, afirmó que pese al éxito de la licitación de ayer, la mayor prueba será el concurso en aguas profundas.

“Esto claramente valida el proceso mexicano, pero hay que tener cuidado, se trata de pozos con mucho riesgo y no creo que estas condiciones sean las adecuadas para aguas profundas, la joya de la corona, habrá que ver como lo resuelve el Gobierno que hoy tuvo éxito”, comentó.

David Penchyna, presidente de la Comisión de Energía del Senado de la República, recalcó que la Ronda Uno consta de cinco fases por lo que juzgarla solo por los resultados de la anterior sería injusto.

Las empresas escogen sus batallas, por lo que espera que para la tercera y la cuarta fase aumente el número de interesadas en invertir.

“Por esta debemos sentirnos responsablemente bien y saber que (...) van a llegar más (empresas) en la tres y más en la cuatro y más en la cinco que es donde debemos hacer un juicio”, mencionó Penchyna.