Ronda 1.4 supera expectativas México sedujo a las grandes petroleras
El Economista
Se lograron adjudicar ocho de 10 contratos a
grandes firmas como ExxonMobil, Chevron, BP, Statoil, Total y CNOOC;
invertirán 11,000 millones de dólares.
Karol García
Dic 6, 2016 |
Pedro Joaquín Coldwell, acompañado del presidente de la CNH, el director de Pemex y el subsecretario de Ingresos de la SHCP.
La primera licitación de campos petroleros en aguas
profundas en el Golfo de México cerró con ocho de los 10 contratos de
licencia adjudicados, que traerán inversiones de 41,000 millones de
dólares a lo largo de los próximos 35 años, incluyendo el contrato que
la australiana BHP Billiton se adjudicó para asociarse con Petróleos
Mexicanos (Pemex) en el campo Trion, además de un promedio de
colocaciones de 64% para toda la Ronda Uno.
De acuerdo con el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, en 10 años, los cuatro contratos adjudicados en el área de Cinturón Plegado Perdido, más los otros cuatro de las Cuencas Salinas del Golfo y el farmout en Trion añadirán 900,000 barriles diarios de crudo, que representan 42% de la extracción nacional actual.
Asimismo, se podrá explotar este tipo de recursos en campos con tirantes de agua superiores a los 1.5 kilómetros, después de más de una década de inversiones en exploración por parte de Pemex.
“Lo importante para la CNH fue llegar al final de este proceso con una conducción completamente transparente para la sociedad mexicana, dando además un ejemplo al mundo”, expresó.
Al ecosistema mexicano de operadores petroleros se sumarán a partir de marzo, con la firma de sus respectivos contratos, 11 de las firmas petroleras más grandes del mundo: China Offshore Oil Corporation (CNOOC); el consorcio entre ExxonMobil y Total; Chevron e Inpex que dieron la sorpresa al llevar a la estatal mexicana, Pemex, a obtener su primer campo petrolero mediante una licitación; Statoil y BP (también de la mano de Total); PC Carigali, en consorcio con la mexicana Sierra Offshore, y además con la estadounidense Murphy Energy y el socio financiero británico Ophir, y el socio de Pemex en el farmout, BHP Billiton.
Y a pesar de que la Secretaría de Hacienda definió mínimos de regalía adicional para el Estado como criterio de adjudicación de entre 1.9 y 3.1%, las empresas ofrecieron por lo menos cinco veces estos valores, con lo que al sumar a estas regalías básicas el resto de los conceptos tributarios de los contratos, como ISR y cuotas contractuales, el Estado mexicano recibirá una utilidad de 59.8% en promedio sobre las ganancias que se obtengan en la explotación de estos campos, monto que además tiene una cláusula de progresividad si mejora el precio del petróleo o hay descubrimientos extraordinarios, con lo que puede llegar hasta 66.1%, explicó el subsecretario de Ingresos, Miguel Messmacher.
Pasa prueba del ácido
La primera ronda de licitaciones que se realiza en la historia nacional, luego de la aprobación de las modificaciones legales que permitieron esta apertura en la reforma constitucional y legal del 2014, concluyó con un promedio de colocaciones muy superior al 20% global en este tipo de procesos, ya que de 54 contratos que se pusieron a concurso en menos de dos años, se colocaron 38, un récord de 64% de campos adjudicados.En tanto, aseguró el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, antes de que concluya la presente administración se licitarán más campos en aguas profundas, aguas someras, campos terrestres e incluso shales, una vez que la Agencia de Seguridad Energética y Ambiental emita la normativa correspondiente. Con ello, habrá al menos tres rondas más (además de las 2.1, 2.2 y 2.3 para abril y junio del 2017, en proceso) y se llevarán a cabo en otoño del próximo año y en los últimos meses del 2018.
Cierran pinza en el Golfo de México
Firmas dan tiros de precisión
No sólo el gobierno mexicano, por el alto promedio de regalías logrado, y Petróleos Mexicanos (Pemex) —que logró asociarse en dos consorcios distintos para desarrollar por primera vez campos en aguas profundas—, se beneficiaron de los resultados de la Ronda 1.4, sino que la industria extractiva global logró tiros de precisión que le permitieron adjudicarse por primera vez campos con estos recursos en la zona no explotada aún del Golfo de México.Por ejemplo, la empresa con propiedad parcial del estado, China Offshore Oil Corporation, se adjudicó dos campos en el Cinturón Plegado Perdido del Golfo, una de las áreas que ha probado mayor productividad en su continuación de Estados Unidos. De acuerdo con el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, la llegada de esta firma puede representar el inicio de un capítulo de negociaciones entre ambos países, como beneficio adicional de esta licitación.
Otras como la francesa Total en consorcio con la estadounidense ExxonMobil llegarán por primera vez a México, tras años de subcontrataciones con Pemex. Lo anterior, gracias a que fueron el único oferente de otra área ubicada también en el Cinturón Plegado Perdido.
En tanto, la noruega Statoil, que también lleva al menos una década de negociaciones con Pemex y había ofertado en las licitaciones anteriores de la Ronda Uno, logró quedarse con dos campos para los cuales realizó la misma oferta: de regalía adicional de 10%, con lo que, junto con sus socios, de nuevo Total y BP —que se quedó a punto de ganar el farmout en Trion—, obtuvo estos contratos en las Cuencas Salinas del Golfo donde tampoco hubo segundo lugar.
El apetito de la malaya PC Carigali y de la mexicana, con participación capitalista del fondo Black Rock, Sierra Offshore, las llevó a ofertar juntas 22.9% de regalía adicional por uno de los campos que ganaron también en las Cuencas Salinas, pero ambas no se conformaron y lograron adjudicarse un segundo campo en la misma área en consorcio con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.
kgarcia@eleconomista.com.mx
Fuente
Comentarios