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OpiniónCésar Augusto RangelUltimas noticias

Aguas profundas: la cuarta licitación de la Ronda Uno y el farmout en Trión

El 5 de diciembre de 2016 se llevó a cabo el concurso de licitación para la primera asociación en la historia Petróleos Mexicanos (PEMEX) bajo la modalidad de una Acuerdo de Operación Conjunta (JOA, por sus siglas en inglés). Esta nueva posibilidad es un efecto de la reforma energética de 2013 que permitió a Pemex migrar contratos cuya rentabilidad, riesgos financieros u operativos resultaran más convenientes en desarrollo conjunto. El 10 de junio de 2016 el Consejo de Administración de la Empresa Productiva del Estado (EPE) autorizó la migración de las asignaciones AE-0092 Cinturón Subsalino-10 y AE-0093 Cinturón Subsalino-11 a un modelo JOA, que conforma el llamado bloque “Trión” y que comprende exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México.

El campo Trión está ubicado en el Cinturón Plegado Perdido y fue descubierto en 2012; desde entonces se destinaron recursos en exploración que permitieron estimar reservas totales 3P por alrededor de 480 millones de petróleo crudo equivalente a una profundidad superior a los 2.5 kilómetros.

El contrato tipo licencia establece distintos ingresos al Estado incluidos los gravámenes de ISR y regalía básica. Para el concurso de licitación, la Secretaría de Hacienda (SHCP) determinó un margen de regalía adicional mínimo del 3% y máximo del 4%, que se suma a la regalía base del 7.5%. En total, la SHCP calcula que el valor de estos ingresos represente el 72.4% del valor de la utilidad del proyecto en favor del Estado. Conforme a los criterios de política energética y fiscal, correspondió a la SHCP el diseño financiero y fiscal de las bases a través de su Unidad de Ingresos sobre Hidrocarburos; a la Secretaría de Energía (SENER) el tipo de contrato mediante la Unidad de Políticas de Exploración y Extracción de Hidrocarburos y a la CNH, como órgano regulador especializado, la ejecución de los términos de la licitación.

La aportación mínima del licitante ganador permite que PEMEX no tenga que invertir más recursos en aproximadamente 4 años de arranque, esperando una inversión total por hasta 11 mil millones de dólares.

La australiana BHP Billiton compitió contra la británica BP para la adjudicación del contrato de asociación con Pemex. La lista original de concursantes precalificados comprendía 10 empresas donde al final ocho decidieron no participar en la licitación. Como operadores se encontraban Chevron, Exxon Mobil, Shell y Total, mientras que como no operadores estaba Inpex, Lukoil, Mitsubishi y PC Carigali.

De acuerdo a las bases de licitación, en caso de presentarse un empate en la oferta por regalía adicional, el segundo criterio para desempate sería por oferta en efectivo, mismo escenario que se presentó el día del concurso. BP ofertó 605.9 mdd, mientras que BHP Billiton le superó con 624 mdd, resultando ganadora.

BHP Billiton tendrá que invertir 1,974 millones de dólares en el proyecto antes de que Pemex retome las inversiones.

Es necesario contextualizar que el inestable escenario actual global complica el atractivo por este tipo de proyectos de elevados costos financieros y retos tecnológicos, lo que pudo mejorarse con las inversiones de Pemex que permitieron clasificar las reservas como 3p, así como con la flexibilización de las bases a inicios de noviembre, que eliminaron el criterio de doble garantía corporativa que debía aportar por 10 mil mdd los potenciales socios tanto a Pemex como a la CNH, prevaleciendo solo la garantía al órgano regulador.

BHP Billiton es una empresa australiana, resultado de la fusión en 2001 de Borken Hill Proprietary y la británica Billiton, ambas nacidas como empresas mineras.[1] Cuenta con una estructura accionaria dual, Billiton Limited enlistada en la Australian Securities Exchange y BHP Billiton Plc en la London Stock Exchenge. Luego de la fusión de 2001 BHP Billiton se convirtió en la minera más grande del mundo, en la actualidad desarrolla los campos Shenzi y Neptuno en el Golfo de México, con porcentajes de participación de 44 y 35% respectivamente[2]. El porcentaje de participación para el desarrollo del campo Trión será 60% para BHP Billiton y un 40% para Pemex.

El mismo día de esta licitación, la CNH llevó a cabo la cuarta licitación de la Ronda Uno, que suele ser confundida como parte del mismo proceso. El farmout de Pemex se trata de una migración de “asignación” de la Ronda Cero a “contrato” de “licencia” para desarrollo conjunto, que de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos debe hacerse mediante concurso de licitación pública. Por otro lado, están las cuatro etapas de licitación de la Ronda Uno, en donde se han adjudicado diversos proyectos de exploración y producción, a través de distintas modalidades de contrato.

La Ronda Uno-Licitación 4 (R1-L4) comprendió 6 áreas de la Cuenca Salina y 4 de Cinturón Plegado Perdido, registró 26 operadores precalificados en donde la mexicana Sierra Offshore Exploration participó en dos consorcios, uno con la malaya PC Carigali y otro con las empresas Murphy, Ophir y PC Carigali.

Pemex Exploración y Producción (PEP) participó también en un consorcio integrado por Chevron e Inpex, así como de forma individual.

Conforme a las bases de licitación, los concursantes podían participar en consorcios o de forma individual siempre que no realizaran ofertas económicas en ambas modalidades para la misma área. Para ser precalificados debían comprobar que contaban con una experiencia mínima de al menos un proyecto de aguas profundas con tirante mayor a mil metros en los últimos cinco años, así como inversiones de capital en proyectos que en conjunto debían sumar al menos 2 mil mdd, además de que sus activos totales no fueran menores a los 10 mil mdd[3].

En el mismo Cinturón Plegado Perdido, el consorcio integrado por PEMEX, Chevron e Inpex resultó ganador del área contractual 3 con una oferta económica por 7.44% de regalía adicional. En la Cuenca Salina, Sierra y PC Carigali (subsidiaria de Petronas) superaron al consorcio integrado por Statoil, BP y Total para el área 4, ofreciendo un 22.99% de regalía adicional contra el 13% del segundo lugar; mientras que en el área 5, Sierra, Murphy, Ophir y PC Carigali superaron la oferta de Atlantic Rim y Shell. PEP por su parte, concursó de forma individual para el área 1 de Cinturon Plegado, siendo superada por China Offshore Oil Corp que ofreció 17% de regalía adicional contra el 6.65% de PEP.

Sierra Oil & Gas participará en dos consorcios para el área 4 y 5, siendo la empresa mexicana privada con mayor éxito en la Ronda Uno. En la primera licitación de julio de 2015 de la Ronda Uno (R1-L1), Sierra también resultó ganadora de las áreas 2 y 7 en un consorcio con Talos Energy y Premier Oil. En suma, participará en el desarrollo de dos proyectos de aguas someras y dos de aguas profundas, siendo la única privada mexicana con este tipo de desarrollos.

Sierra Oil & Gas cuenta con un capital inicial de $525 mdd, sus inversionistas son: EnCap Investments, Riverstone Holdings, Riverstone Energy e Infraestructura Institucional (filial del BlackRock). Aunque cuenta con capital extranjero, su sede está en la Ciudad de México. El presidente de Sierra, Ivan Sandrea, cuenta con una amplia trayectoria en el sector petrolero, siendo directivo en el pasado de Statoil, además de haber tenido cargos en la OPEC y en E&Y[4].

Sierra participó en la R1-L2 de la mano de Carso Oil and Gas, Carso Energy y Talos Energy, sin embargo, no logró adjudicarse ningún proyecto ante lo elevadas de las ofertas en la segunda licitación. En esa licitación la italiana ENI ganó el área 1 ofreciendo el 83% de participación del Estado en la utilidad operativa, frente al 46% ofertado por el consorcio mexicano-estadunidense; sin embargo, la también mexicana Petrobal, dirigida por Carlos Morales Gil, logró en aquella licitación la adjudicación del área 4 en un consorcio con Fieldwood Energy. Este escenario generó que la CNH, la SCHP y SENER decidieran mostrar los porcentajes mínimos de adjudicación luego de que varias ofertas se quedaran cercanas a los mínimos de Hacienda sin que pudieran incrementarlas tras no conocer tales porcentajes.

Porcentajes tan elevados también resultaron con potencial contraproducente luego de que se quedaran muy por encima de los mínimos establecidos, abriendo paralelamente un margen especulativo, por lo que se determinó incluir porcentajes máximos en las licitaciones. Finalmente, la R1-L4 también dio la posibilidad de sustituir a alguno de los participantes del consorcio siempre que el reemplazo cumpliera con los requisitos de las bases de licitación, situación que en la R3 llevó a que se adjudicaran a segundos lugares seis contratos en donde alguno de los integrantes del consorcio no cumplió con alguna de los requisitos de las bases y no pudo ser reemplazado, afectando al consorcio en su conjunto.

De acuerdo a cálculos de las estadísticas oficiales hechos por la consultora KPMG[5], el resultado de las cuatro licitaciones de la Ronda Uno estima agregar +17.5% al nivel de producción actual considerando la tasa de declinación presente y adicionando la expectativa de producción de las cuatro fases de la R1. Esto es, en los próximos 10 años, con un ritmo de declinación de 3.8% anual, el crecimiento ajustado derivado de Trion dejaría un crecimiento neto del 5% más el 12.5% esperado en la Ronda Uno (4 fases de licitación). Sin embargo, a estas estimaciones aún debe considerarse aquellas estadísticas que deriven de la Ronda Dos, que será el principal objeto de interés de la industria petrolera para 2017.

El 2017 será también un año muy activo, pues a la fecha están contempladas 3 licitaciones para la Ronda Dos: dos en aguas terrestres y uno para aguas someras. La primera licitación contempla 15 áreas contractuales bajo la modalidad de contratos de producción compartida, para aguas someras del Golfo de México en las regiones Tampico-Misantla, Veracruz y Cuenca del Sureste. La segunda licitación incluye 12 áreas contractuales bajo la modalidad de contrato licencia siendo 9 áreas de la Cuenca de Burgos, 2 en el Cinturón Plegado de Chiapas y una en la Cuencas del Sureste. Por su parte, la tercera licitación contempla contratos tipo licencia para 14 áreas contractuales en Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste.

Hasta esta fase de implementación de la reforma energética los principales obstáculos del sector estuvieron en contener la caída de la producción, sanear las finanzas de Pemex, recuperar la recaudación fiscal y conservar el atractivo de inversión en México en un escenario donde la mayoría de los operadores en el mundo redujeron sus inversiones.

A nivel global el siguiente año parece no contar con perspectivas claras sobre la recuperación del precio del barril, incluso después del anuncio de la OPEC de contener la producción de sus países miembros más Rusia. La sobreproducción aunada a un menor ritmo de demanda petrolera es un escenario que prevalecerá cuando menos el primer semestre del siguiente año y en donde tendrá lugar la Ronda Dos. Aunque diversas estimaciones (incluidas las de la OPEC), confían en que la reducción de la oferta ayude a la recuperación de la cotización del crudo, la Agencia Internacional de Energía (AIE) ha estimado que puede no tener el impacto esperado ante un menor crecimiento de la demanda, que ajustó a la baja.

[1] BHP Billiton. “Nuestra historia”. Sobre Nosotros. URL: http://www.bhpbilliton.com/espanol/sobrenosotros/nuestracompania/nuestrahistoria

[2] BHP Billiton. “Offshore, Gulf of Mexico, United States” Bussiness. Petroleum. http://www.bhpbilliton.com/businesses/petroleum

[3] Comisión Nacional de Hidrocarburos. “Requisitos de precalificación” 16.05.2016 URL: http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/2016/05/20160516-Requisitos-de-Precalificacion.pdf

[4] Sierra Oil and Gas. Acerca de Nosotros. http://www.sierraoilandgas.com.mx/acerca-de-nosotros; Mario Maldonado. “¿Quiénes son los inversionistas detrás de Sierra Oil & Gas?”. El Financiero. Empresas. http://www.elfinanciero.com.mx/empresas/quienes-son-los-inversionistas-detras-de-sierra-gas-oil.html

[5] Rubén Cruz y Alexander Braune. “Reforma energética: la ronda 1.4 reitera el atractivo de México”. KPMG. Tendencias. URL: https://home.kpmg.com/mx/es/home/tendencias/2016/12/reforma-energia-licitacion4-reitera-atractivo-mexico.html

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Staff Oil & Gas Magazine

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