La Ronda 1.3 fue calificada por el Gobierno mexicano como un total éxito, ya que se adjudicó el 100 por ciento de las áreas que se ofertaron. En este proceso, las empresas mexicanas sobresalieron ante las extranjeras; sin embargo, a decir de algunos especialistas, las petroleras nacionales carecen aún de experiencia en este terreno, pues tras la Reforma Energética, ésta es su primera oportunidad para competir con el monopolio de Pemex.
Ciudad de México, 16 de diciembre (SinEmbargo).– Empresas mexicanas lograron, durante la Tercera Licitación de la Ronda Uno, la adjudicación del 100 por ciento de las áreas contractuales de las 25 que ofertó la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Para el Gobierno federal, esta etapa fue la más exitosa de las que van hasta ahora; sin embargo especialistas en el mercado energético aseguran que las empresas son de reciente creación o fueron prestadoras de Petróleos Mexicanos (Pemex) por lo que habrá que esperar a ver su desempeño.
El titular de la Secretaría de Energía, Pedro Joaquín Codwell, declaró en días pasados que para esta licitación se esperaba la adjudicación de al menos cinco áreas, sin embargo se lograron las 25 previstas en las bases de la licitación.
Al respecto, el Presidente Enrique Peña Nieto comentó a través de su cuenta de Twitter que “a pesar de los bajos precios internacionales del petróleo, se confirmó la confianza en México y en el futuro de su industria energética” .
Sin embargo, Miriam Grunstein Dickter, académica de la Universidad Autónoma de Nuevo León (UANL), comentó que “de nada sirve adjudicar muchos contratos si no se va a incrementar la eficiencia en la producción, que tiene mucho que ver con la tasa de recuperación. Se trata de que sea eficiente y que nos sitúe razonablemente bien dentro del mercado internacional”.
De acuerdo con Accival Casa de Bolsa de Banamex, la contribución de los campos a plena producción podría alcanzar entre 63 y 126 mil barriles diarios dentro de los próximos dos años al adjudicarse todas las áreas ofertadas.
De entre las empresas mexicanas que participaron en el proceso, Geo Estratos, S.A. de C.V., en consorcio con Geo Estratos Mxoil Exploración y Producción, S.A.P.I. de C.V, fue la compañía nacional que adjudicó más contratos al ganar 4 áreas (las número 19, 24, 10 y 17) del total que se ofertaron en esta licitación.
La empresa Geo Estratos, con sede en Tamaulipas, proporciona servicios de asesoría y ejecución de obra para llevar a cabo estudios y proyectos de investigación relacionados con la industria petrolera y petroquímica específicamente. El director general del Geo Estratos es Vicente González Dávila.
La segunda mexicana ganadora fue la firma Strata Campos Maduros, S.A.P.I. de C.V que obtuvo tres campos: las áreas número 5, 20 y 18.
Asimismo, el tercer lugar lo obtuvieron las empresas Sarreal, S.A. de C.V. y Diavaz Offshore, S.A.P.I. de C.V., al adjudicar dos áreas contractuales cada una.
El resto de las compañías nacionales apenas figuraron en esta licitación, pues de acuerdo con especialistas del mercado energético, se trata de empresas nuevas que a partir de hoy comenzarán a competir en la extracción de hidrocarburos en el territorio nacional.
Al respecto, Guadalupe Campuzano, asociada de Energea, comentó que “las empresas son nuevas, casi nadie sabemos quiénes son, pero dentro de los criterios para la calificación, en esta ronda en particular, como es de zonas con menos riesgo y dificultad, se permitió la participación a través del personal que integra estas compañías con el talento necesario, el chiste era encontrar a la gente que pueda tripular y desarrollar esas áreas”.
En ese sentido agregó que algunos de los ex trabajadores de Pemex reunieron sus conocimientos; sin embargo muchos de ellos laboraban como trabajadores de servicios que lograron el capital y la experiencia necesaria para poder calificar por los campos distribuidos en Nuevo León, Tamaulipas, Chiapas, Tabasco y Veracruz que en su conjunto traerán una producción de 77 mil barriles diarios de petróleo con una inversión mil 100 millones de dólares.
Las estimaciones se hicieron con un precio promedio de 14 dólares por barril, por lo que se espera un monto de inversión por 620 millones en un cálculo de cinco años.
La experta en temas energéticos Grunstein Dickter comentó que “estamos todavía hablando de una escala muy semejante a la de la primera y segunda licitación”, respecto a las características de las áreas contractuales, y explicó que probablemente en las siguientes etapas de la Ronda Uno haya mayor participación ya que las zonas podrían tener mayor producción.
Para Campuzano, “como estrategia, esta es la oportunidad para que empiece a integrase un mercado mexicano de empresas operadoras, el problema es que las áreas que se seleccionaron son pobres […] sin embargo, dado que está también integrado las firmas quieren transitar de ser empresas de servicios a operadoras y puede que estén dispuestas a sacrificar un poco los altos márgenes de la industria como para ser empresas operadoras”.
NUEVAS REGLAS
En esta ocasión la dinámica y los requerimientos para las empresas durante el proceso de licitación fueron distintos ya que se ofertaron 50 por ciento más bloques que durante la primera fase de la Ronda Uno, por lo que, además de las condiciones de los campos, el proceso licitatorio fue diferente.
En una primera etapa se licitaron los campos de tipo 2 que cuentan con un volumen remanente de hidrocarburos mayor o igual a 100 millones de barriles, mientras que en una segunda fase se ofertaron los campos de tipo corresponden a las que cuentan con un volumen remanente de hidrocarburos menor a 100 millones de barriles.
Asimismo, ayer se pudo observar la participación de más de una vez de los interesados concursar por distintas áreas, hecho que no ocurrió durante las licitaciones pasadas y que en esta ocasión quedó limitada respecto a la garantía de seriedad que presentaron las compañías.
Por su parte, la CNH dio a conocer que se realizaron modificaciones en las bases de licitación como en el contrato.
En las bases de licitación se incluyó la obligación de presentar un plan provisional para la continuidad de las actividades de los campos en producción en las áreas adjudicadas, el cual, será requisito indispensable para la suscripción del contrato.
“Además, éste deberá especificar las actividades que permitirán dar continuidad operativa a los campos que se encuentran en producción, así como los procedimientos para la entrega y recepción de hidrocarburos”, detalló la Comisión.
Respecto al contrato destacaron las modificaciones al Programa Mínimo de Trabajo donde se hizo una precisión sobre las siguientes actividades correspondientes al período de evaluación: reparaciones mayores; reparaciones menores e interpretación de sísmica 3D.
En la Etapa de Transición de Arranque se hizo una precisión sobre la responsabilidad del contratista respecto a cualquier daño ambiental resultado de la realización de las actividades petroleras durante esta etapa.
