El gobierno mexicano prevé que se sumarán unos 900,000 barriles por día a su producción dentro de unos 10 años con los proyectos de exploración y explotación en aguas profundas del Golfo de México que fueron licitados este lunes.
“En esta cuarta licitación (de la Ronda Uno), con los ocho contratos más el contrato de Trión, se estima producción adicional aproximadamente de 900,000 diarios adicional”, estimó el jefe de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, Juan Carlos Zepeda, en conferencia de prensa posterior al anuncio de los ganadores de los contratos.
La llamada Ronda 1.4, en la que se licitaron los contratos para explorar y explorar aguas profundas en el bloque de Trión, en donde se dio a conocer a la primera empresa privada que será la primera socia de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la historia; así como en otras 10 áreas, cuatro de ellas ubicadas en el Cinturón Plegado Perdido y seis en la Cuenca Salina. Dos fueron declaradas desiertas.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que sólo diez de las 15 firmas precalificadas en la Cuarta Licitación de la Ronda Uno presentaron sus sobres con las propuestas económicas y garantías de seriedad para competir en las diez áreas a concursar.
De los campos, cuatro bloques se ubican en el Área del Cinturón Plegado de Perdido y abarcan una superficie de ocho mil 218.2 kilómetros cuadrados. Se estima que cuentan con recursos prospectivos medios de tres mil 557.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Mientras que los seis bloques restantes se encuentran en el Cuenca Salina y abarcan una superficie de 15 mil 616.8 kilómetros cuadrados, con lo que se estima contienen recursos prospectivos medios de seis mil 979.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
(Campos 2, 5 y 7)
Conglomerado francés fundado en 1924; además de extraer gas y petróleo, también hace químicos como aceites.
(Campos 1 y 4)
Con sede en China, fue fundada en 1982, tiene operación en 10 países, cotiza en las bolsas de Hong Kong, Toronto y Nueva York, y cuenta con participación del gobierno chino. Es reconocida como la tercera petrolera más grande del país asiático.
El consorcio Statoil E&P México-BP Exploration Mexico-Total E&P México se adjudicó el área contractual 3 de Cuenca Salina de la Cuarta Licitación de la Ronda Uno. La oferta presentada al Comité Licitatorio fue de una regalía adicional de 10% y un factor de inversión adicional de 1.0.
El área tres de la Cuenca Salina tiene principalmente gas húmedo, con una superficie de tres mil 287 kilómetros cuadrados y un rango de tirante de agua de entre 920 y dos mil 670 metros.
BP
(Campos 5 y 7)
Fundada en 1908. Con operaciones en el mundo tanto en extracción de gas como petróleo. Se le recuerda por el accidente petrolero más grande de la historia, en el Golfo de México en 2010.
(Campos 8 y 9)
Compañía mexicana, la cual ganó en las primeras licitaciones de la Ronda 1 de campos petroleros. Esta firma es liderada por Iván Sandrea y tiene un capital inicial superior a 500 millones de dólares.
El consorcio integrado por PC Carigali Mexico Operation y Sierra Offshore Exploration obtuvo la adjudicación del área cuatro de la Cuenca Salina. La oferta presentada al Comité Licitatorio fue de una regalía adicional para Estado de 22.9% y un factor de inversión adicional de cero, con lo que superó a la oferta hecha por Statoil E&P México, en consorcio con BP Exploration Mexico y Total E&P.
El área cuatro de la Cuenca Salina cuenta con recursos de aceite ligero principalmente, con una superficie de dos mil 359 kilómetros cuadrados, con un rango de tirante de agua de entre 850 y mil 970 metros.
ExxonMobil
(Campo 2)
Fue fundada en 1870, aunque con otro nombre; hasta 1999 fue rebautizada como ExxonMobil. Tiene presencia en 40 países y activos por más de 200 mil mdd.
(Campo 3)
Compañía de California nacida en 1911. Tiene actividades en otras actividades de la petroquimica, cuenta con más de 65 mil empleados alrededor del mundo.
(Campo 3)
Compañía japonesa de exploración y producción de hidrocarburos, así como sus derivados. La empresa se constituyó en 2006 en Tokio.
El Comité Licitatorio declaró ganador al consorcio Murphy Sur-Ophir México Holdings Limited-PC Carigali México Operations-Sierra Offshore Exploration, del quinto bloque de la Cuenca Salina. La oferta presentada fue de una regalía adicional de 26.91% y un factor de inversión adicional de 1.0.
El área cinco de la Cuenca Salina cuenta con recursos de aceite ligero principalmente, con una superficie de 2,573 kilómetros cuadrados, con un rango de tirante de agua de entre 510 y mil 410 metros.
Ophir Energy
(Campo 9)
Es una empresa de gas y petróleo con sede en Londres, fundada en 2004. Tiene operaciones en África y Asia, principalmente, y cotiza en la Bolsa de Londres.
En lo los campos dos, tres, cuatro, cinco y siete sólo una empresa o consorcio presentaron propuesta.
En el campo uno, Pemex Exploración y Producción, que quedó segundo con una oferta de 6.65 en regalías y un factor de inversión adicional para el programa mínimo de trabajo de 1.
En el ocho Statoil en consorcio con y Total resultaron segundos con 13.0 y 1.5.
El campo nueve fue el más competido, como segundo quedó Atlantic Rim en consorcio con Shell con una propuesta de 19.11 y 1.5, y también participaron Statoil y Eni con Lukoil.
El Comité Licitatorio de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) declaró desierta la adjudicación del área seis perteneciente a la Cuenca Salina al no recibir ofertas.
El área seis de la Cuenca Salina cuenta con recursos de aceite extra pesado principalmente, con una superficie de dos mil 606 kilómetros cuadrados, con un rango de tirante de agua de entre 410 y mil 50 metros.
Al no presentarse ninguna propuesta económica por parte de los licitantes, se declaró desierta el área contractual 2 de Cuenca Salina.
ENERNEWS/Diarios
Periodos más prolongados de deducciones por pérdidas fiscales, depreciación de activos de hasta 100% y el hecho de que no aplique el IVA sobre actividades extractivas son algunas de las ventajas del sector en México, dicen analistas.
Por primera vez en la historia del país, se licitarán 10 contratos de licencia en aguas profundas del Golfo de México, además del primer farmout o contrato de asociación con Petróleos Mexicanos (Pemex) en el campo Trion, concurso para el que el gobierno federal calcula una colocación de al menos 40%, dadas las características geológicas de los campos que se pondrán a subasta, mientras que las condiciones fiscales a favor de los licitantes jugarán un papel fundamental en el éxito de este proceso.
La Ronda 1.4, que pone a licitación 10 bloques en las llamadas aguas profundas del Golfo de México, es el examen final de la primera etapa de la reforma energética. El gobierno conocerá el próximo lunes si cierra el primer ciclo de adjudicaciones de campos petroleras a empresas privadas con un sobresaliente, en media tabla, o si deberá repetir el curso.
Reprobar a estas alturas puede significar un gran golpe a la credibilidad económica y fiscal del país en el corto plazo; mientras que pasar con buena nota le dará el impulso que necesita para que las calificadoras y los inversionistas confíen en la apertura del sector, coinciden varios analistas.
La Ronda 1.4, que pone a licitación 10 bloques en las llamadas aguas profundas del Golfo de México, es el examen final de la primera etapa de la reforma energética. El gobierno conocerá el próximo lunes si cierra el primer ciclo de adjudicaciones de campos petroleras a empresas privadas con un sobresaliente, en media tabla, o si deberá repetir el curso.
Reprobar a estas alturas puede significar un gran golpe a la credibilidad económica y fiscal del país en el corto plazo; mientras que pasar con buena nota le dará el impulso que necesita para que las calificadoras y los inversionistas confíen en la apertura del sector, coinciden varios analistas.
A diferencia del resto de las actividades extractivas en materia petrolera en México, las deducciones por el concepto de pérdidas fiscales que representan costos para las empresas después de pagar impuestos, en aguas profundas se determinó que se pueden recorrer a 15 años, mientras que para el resto de los campos del país el límite son 10 años, lo que amplía el margen de rentabilidad para licitantes como Shell, Chevron, ExxonMobil y otras gigantes que en rondas anteriores no presentaron propuestas económicas, explicaron expertos del rubro fiscal en materia energética, docentes de la Escuela Libre de Derecho en su programa sobre Derecho Energético.
Por otra parte, la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH) de la reforma energética determinó que la depreciación de los activos que se coloquen para estas actividades podrá ser de 100% a partir del primer año de adquisición, lo que implica que los inversionistas petroleros podrán basar sus cálculos impositivos sobre infraestructura a la que desde el primer uso permite cierto porcentaje de deducibilidad.
A esto se añade el reto de encontrarle a Pemex el primer socio para operar en su historia, lo que agrega más presión al éxito de la licitación.
Expansión publicó la opinión de expertos sobre lo que pasará con la Ronda que cerrará el ciclo de la primera apertura del sector energético, tras más de 75 años de monopolio de Pemex.
Los cuatro bloques en la zona de Perdido, la más cercana a la frontera con Estados Unidos, muestran el mayor atractivo en la siguiente subasta, debido al conocimiento, inversión y trabajo realizado por años en la frontera norte.
Además, el llamado Acuerdo de Operación Conjunta (JOV por sus siglas en inglés) tuvo importantes mejoras. “Ya no existe la facultad de Pemex de remover unilateralmente al operador. Y redujeron su participación de 45% a 40%. Esto implica que Pemex sí puede ser minoritario sin ser operador”.
En cuanto a Trión, el campo donde Pemex busca un socio, existe el riesgo de que quede sin adjudicar debido a que hasta ahora nadie ha trabajado tan cerca de Pemex.
La precalificación de las grandes petroleras estadounidenses y europeas demuestra que existe un gran apetito por la licitación. Hasta ahora, se desconoce por qué bloques apostarán, pero la mayoría de estos grandes operadores trabaja del lado estadounidense del Golfo de México, por lo que ya conocen bien la geología y los retos de la zona.
“Sobre Trión, tengo mis dudas por varias razones. Ha sido muy criticado el proceso de licitación por los tiempos tan reducidos para precalificar”. Sin embargo, el especialista cree que sí se conseguirá un socio para Pemex, aunque existe el riesgo de que existan pocas propuestas, y eso genere dudas sobre si se consiguieron las mejores condiciones de inversión y de pago para el gobierno.
La zona de Perdido se presenta como la más interesante, tanto por cuestiones de cercanía con los trabajos en el lado estadounidense, como por el conocimiento de la geología, que se comparte con una zona conocida como Great White en Estados Unidos.
“Con los otros seis bloques de la Cuenca (Salina del Sur), la gran pregunta es si las compañías lo verán con buenas posibilidades en cuanto a cantidad y posibilidades comerciales para arriesgar la inversión necesaria”.
La Ronda 1.4 debe atraer inversiones para incrementar la producción petrolera de México, que cayó de 3.34 a 2.1 millones de barriles diarios entre 2004 y 2016, dejando un hueco en las finanzas públicas que el gobierno ha tapado cobrando más impuestos al consumo.
Los beneficios fiscales de la apertura energética no se verán hasta, al menos, dentro de seis años, aunque el impacto positivo en creación de empleos para zonas como Campeche y Tabasco llegará en menos de dos años.
Las empresas que formaron consorcio con Pemex para participar en la licitación pueden tener una ventaja, gracias a la experiencia de la petrolera mexicana en estas zonas, aunque enfrentan la gran incógnita de ver cómo se comporta como socio, pues no está acostumbrada a trabajar así.
“Pensamos que Pemex es un socio natural, porque tiene la experiencia y capacidad para hacer el análisis de la información”.
Además, las empresas pueden verse animadas a apostar con mayor fuerza, luego de las informaciones que apuntan a que la OPEP, el organismo de países petroleros, llegó a un acuerdo para recortar la producción mundial, lo que elevará las perspectivas sobre el precio.
Aparte del número de bloques que se asignen, también hay que ver cuántas ofertas se presentan, pues esto ayudará a determinar el nivel competitivo del concurso.
“El peor escenario que habría es que no hubiera posturas. El segundo peor es que haya sólo una postura por región. Aunque sería un éxito por asignarse, no sería un proceso competitivo. No habría la tranquilidad de que se asignaron a la mejor opción disponible”.
El nivel de propuestas también calificará el trabajo de la Secretaría de Energía y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos por parte de las grandes petroleras, en cuanto a las condiciones del concurso.
Los bloques con aceite ligero en el área de Perdido y en la Cuenca Salina del Sur pueden ser atractivos, tan sólo por tener la perspectiva de tener este tipo de crudo.
“Ante la depreciación del peso ante el dólar y la libra, tendremos una disputa entre empresas del Reino Unido y Estados Unidos”.
"A pesar de la adversidad de los precios internacionales del petróleo, los ajustes y modificaciones a las licitaciones hechos por el gobierno mexicano deberían generar buenos resultados, más aún cuando estos son proyectos a largo plazo que, con seguridad, tienen en cuenta los precios históricos. Éstas son oportunidades de clase mundial".
En tanto, el Impuesto sobre el Valor Agregado (IVA) no aplica para la industria extractiva en México, por lo que las contrataciones de bienes y servicios para uso final de las empresas que participen en esta Ronda tendrán un incentivo de 16% adicional en sus ganancias, situación que otorga un componente de competitividad a las rondas mexicanas en comparación con las de otras latitudes como Brasil o el mar del Norte.
Finalmente, todos los jugadores que lleguen a invertir en aguas profundas mexicanas deberán constituirse como empresa mexicana, con el fin de que paguen impuestos en el país, pero podrán acogerse a tratados internacionales que evitan la doble tributación, según el país de origen. Pero dado que todas las firmas que llegarán a las aguas profundas mexicanas son trasnacionales con operaciones en distintos puntos del planeta, una vez que se adjudiquen alguno de los contratos, podrán utilizar alguna de sus filiales con mejores condiciones en términos de tratados internacionales, como Holanda o Luxemburgo, como país de origen del capital, con lo que obtienen una ventaja competitiva en comparación con las inversiones que realizan en otros países.
EL FINANCIERO
Las 15 empresas públicas que participarán en la licitación de aguas profundas cuentan con capital disponible para inversiones que es 2.3 veces mayor a lo que estima obtener la Secretaría de Energía.
En la cuarta licitación de campos petroleros, parte de la Ronda Uno organizada por la Secretaría de Energía (Sener), participarán 15 empresas públicas de varias partes del mundo que cuentan con un capital en caja de 150 mil 175 millones de dólares disponibles para realizar en nuevas inversiones, capital 2.3 veces mayor a lo que estima obtener la Secretaría de Energía (Sener) en la licitación.
Según información de las compañías destaca que habrán ocho empresas que participarán en solitario por la subasta de campos en aguas profundas, los más importantes de la Ronda Uno, además de siete consorcios donde aparece la empresa productiva del estado, Pemex.
“Los activos a subastarse son favorables pero el riesgo que implica aguas profundas es elevado. Según las autoridades, los 10 contratos que forman parte de la Ronda 1.4 suponen inversiones potenciales de unos 30 a 40 mil millones de dólares en la próxima década”, dijo David Franco, analista de Santander en su reporte económico semanal.
La empresa que llega con más capital es PC Carigali, firma con sede en Malasia y forma parte de Petronas, que cuenta con un capital en caja de 25 mil 695 millones de dólares; muy de cerca está British Petroleum (BP) que tiene 25 mil 520 millones de dólares.
PC Carigali se encuentra en un consorcio con la mexicana Sierra Offshore, mientras que BP participará por su cuenta en la subasta de 10 campos en aguas profundas, además de buscar participar en un ‘farm-out’ con Pemex para el campo llamado Trion.
Shell, otra de las empresas interesadas en participar, cuenta con un capital en caja de 19 mil 984 millones de dólares y va en consorcio con Atlantic Rim.
Alberto de la Fuente Piñeirua, director general de Shell en México, dijo en entrevista reciente que su entrada dependerá si los proyectos valen la pena para hacer el gasto frente a otros que tienen en el mundo.
“Yo creo que empresas tan grandes, como es Shell, tienen que reaccionar rápido ante las condiciones del mercado, así que mantenemos una continua evaluación sobre la venta de crudo y la economía global”, dijo De la Fuente.
