Sector de energía: Ronda 1 – ganadores de la segunda fase

Análisis Fundamental.  

En detalle

Alik García

El día de hoy, 30 de septiembre, fue la transmisión de la presentación y apertura de propuestas de la segunda licitación de la Ronda 1. Esta segunda fase incluye la licitación de 5 áreas contractuales de extracción de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México (con tirantes de agua menores a 500 metros).

5 Fases de la Ronda 1

Como recordaremos, la Ronda 1 es el paso posterior a la Ronda 0, donde le fueron asignados a Pemex el 83% de las reservas 2P y el 21% de los recursos prospectivos en materia de hidrocarburos.

Dicha Ronda 1 se constituye, a su vez, de 5 fases:

La primera fase tuvo lugar el pasado 15 de julio de 2015 donde fueron licitadas 14 áreas contractuales de exploración de hidrocarburos en aguas someras del Golfo de México, de las cuales sólo 2 áreas fueron adjudicadas a un único consorcio conformado por las empresas Talos Energy y Sierra Oil & Gas.

La segunda fase de la Ronda 1 tiene lugar el día de hoy y se trata de la licitación de 9 campos de hidrocarburos en 5 áreas contractuales, para la extracción de hidrocarburos en aguas someras con el esquema de Contratos de Producción Compartida. Posteriormente vendrá la fase 3 de extracción de 25 áreas terrestres con el esquema de licencias y fecha de presentación de propuestas el 15 de diciembre de 2015. Para la fase 4 (aguas profundas) y la fase 5 (yacimientos no convencionales y Chicontepec) aún faltan por definir fechas y detalles.

Ronda 1 – participantes de la fase 2

Para esta segunda licitación, 29 compañías tuvieron acceso al cuarto de datos correspondiente a las 5 áreas contractuales. De ellas, 26 iniciaron el proceso de precalificación pero 7 empresas decidieron no continuar con el proceso. Al final, y después de varias modificaciones, la autoridad aceptó la precalificación de 14 licitantes (10 de forma individual y 4 en consorcio).

Individuales: CNOOC – china, DEA Deutsche Erdoel – alemana, Eni – italiana, Lukoil – rusa, Statoil E&P – noruega, Chevron – estadounidense, ONGC Videsh – india, Plains Acquisition – estadounidense, CEPSA – española, Shell – holandesa.

En consorcio: (Pan American Energy y E&P Hidrocarburos y Servicios – argentinas), (Fieldwood – estadounidense y Petrobal – mexicana), (Petronas Carigali – malaya y Galp Energía – portuguesa), (Talos Energy – estadounidense, Sierra Oil & Gas – mexicana, Carso Oil & Gas – mexicana, Carso Energy – mexicana).

Sin embargo, vale la pena mencionar que sólo 9 de los 14 licitantes se registraron y entregaron posturas el día de la apertura de sobres (los que aparecen en rojo) el resto no participó en la fase 2, a pesar de haber obtenido la precalificación.

En caso de consorcios, las empresas serán solidariamente responsables de cada una de las obligaciones del contrato. Además, se deberá contar con seguros previo a las actividades petroleras en todos los casos. Vale la pena recordar que, el Estado mexicano, no invertirá recurso alguno en el área contractual a pesar de obtener un porcentaje de ganancias.

Modelo de contrato y términos de las licitaciones

El Contrato de Producción Compartida es uno de los modelos de contratación previstos en la Constitución Política Mexicana y en la Ley de Hidrocarburos. Dicho modelo no confiere derechos sobre los hidrocarburos, los cuales seguirán perteneciendo a la nación; sin embargo, el Estado recibe la producción y destina parte de ella para cubrir el costo de exploración, producción y una ganancia razonable al contratista; busca incrementar la capacidad de ejecución protegiendo al Estado y aumenta el atractivo para los inversionistas privados; se traslada a los contratistas los costos y riesgos asociados relacionados con los yacimientos.

Proceso – fase 2 Ronda 1

En el evento de apertura de propuestas se contó con la presencia de representantes de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, quienes recibieron las propuestas económicas y garantías de seriedad de los licitantes.

El valor mínimo aceptable lo estableció la Secretaría de Hacienda y Crédito Público; éste es el valor mínimo esperado por el Estado México en la utilidad operativa de cada área contractual. Una vez leías todas las propuestas, se seleccionó al participante ganador, aunque el próximo 2 de octubre se dará a conocer el fallo contractual definitivo.

Diferencias con la Ronda 1 fase 1

Como bien sabemos, la fase 1 de la Ronda 1 se recibió sin mucho entusiasmo por parte de la iniciativa privada, y fue catalogada como un fracaso por parte de la opinión pública y el mundo financiero. De acuerdo con datos del gobierno, se esperaba que la fase 1 generara una inversión cercana a los $14,000 millones de dólares y, sin embargo, dado que sólo se adjudicaron dos bloques, la inversión estimada apenas y ascenderá a $4,000 millones de dólares aproximadamente. Para la fase 2, en cambio, la Secretaría de Energía tenía esperado captar $4,478 millones de dólares en conjunto para los próximos 3 años por las 5 áreas contractuales.

Otra diferencia con la fase 1 es que, en esta ocasión, sí participaron subsidiarias de empresas públicas mexicanas, tales como Carso Oil & Gas y Carso Energy, ambas subsidiarias en más de 99.9% de Grupo Carso. Grupo México, por otro lado, había manifestado desde hace varios meses su interés por participar en la fase 2 de la Ronda Uno y presentó solicitud de registro, pero no concluyó su precalificación. Mientras que Alfa dirigió su interés en la fase 3 y en las asociaciones con Pemex, dejando de lado la fase 2. En parte, creemos que esto pudiera ser consecuencia de los bajos precios de las materias primas (petróleo, petroquímicos, metales, etc.) como resultado de un deterioro de la economía China y el renovado fortalecimiento del dólar, dada la etapa de política monetaria estadounidense. Como consecuencia de este complicado entorno en precios, las empresas públicas mexicanas están dejando de lado los proyectos con perfil de riesgo alto y se están enfocando en aquellos de menor riesgo, como lo son la extracción en áreas terrestres y asociaciones.

Otras diferencias, más allá de la inversión y los participantes, fueron las reglas y formas de licitación. El cambio más notorio con la fase 1 fue que, en esta ocasión, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público hizo público sus porcentajes mínimos de participación del Estado en la utilidad operativa desde el 14 de septiembre y no fue un dato que se reveló el mismo día de la apertura de propuestas (hoy), por lo que se eliminó el riesgo de que los licitantes dieran porcentajes por debajo del mínimo del gobierno como sucedió en la fase 1. Además de ello, se hicieron otros cambios como lo fueron la modificación a la regla que impedía que un licitante presentara 2 ofertas en 2 equipos distintos; la posibilidad de reagruparse ante la pérdida de un operador; fechas límites; montos en la garantía de seriedad y en el monto mínimo de la póliza de seguro contra accidentes; aclaración de conceptos; autoridades competentes; eliminación a las restricciones exploratorias, entre otros.

Resultados Licitación CNH-R01-L02/2015

El ganador se determina en función de la participación del Estado en la utilidad operativa (el factor más relevante) y el incremento en el programa mínimo de trabajo, lo cual dará como resultado un Valor Ponderado de la Oferta (VPO). La empresa con el mayor VPO habrá ganado la licitación para ésa área contractual. De acuerdo con lo revelado el día de hoy, estos serían los resultados:

Conclusión

Sin ser un éxito rotundo, la fase 2 cumplió con la mejora esperada respecto de la fase 1, gracias a los cambios hechos por el propio gobierno y a que el riesgo exploratorio fue prácticamente nulo. En total, lograron adjudicarse 70.1% de las reservas 3P del total propuesto para la fase 2. De acuerdo con la conferencia de prensa, el gobierno esperaría una inversión de más de $3,000 millones de dólares por estas 3 áreas contractuales adjudicadas, y una producción adicional esperada de 90,000 barriles diarios iniciando en el 2T18.

El área contractual 1 (Amoca, Miztón y Tecoalli) en específico, fue la más llamativa ya que el cuarto de datos arrojaba interesantes recursos de reservas 1P (probadas), 2P (probadas + probables) y 3P (probadas + probables + posibles); por consiguiente, fue la que recibió el mayor interés y la mayor cantidad de posturas. En segundo lugar llamó la atención el área contractual 2, en la cual también hubo amplio interés. Mientras que el área contractual 4 por poco se queda desierta, y subyace el riesgo de que el consorcio prefiera perder su garantía de seriedad, por el amplio diferencial con el mínimo establecido por el gobierno, siendo ésta la única propuesta.

Hacia adelante, tendremos que estar atentos a la fase 3, ya que es la más esperada por las empresas públicas mexicanas. Por otro lado, también es bien visto que los ganadores hayan sido todos distintos, en contraste con la fase 1, cuyos únicos 2 bloques adjudicados quedaron en manos de un mismo consorcio.

Hasta ahora, la participación de las empresas públicas mexicanas ha sido muy limitada e incluso decepcionante, pero esperamos que esto pueda revertirse con la fase 3, donde hasta ahora sabemos que hay 59 empresas que han iniciado el proceso de precalificación, y es la más llamativa no sólo por su perfil de riesgo menor, sino también porque se trata de contratos de licencia que suelen ser más atractivos.