Resultados completos de la Ronda Dos, Licitación 2.1: Adjudican 10 de 15 áreas, Pemex gana la 2 y la 8 en consorcio

19 / JUN / 2017
petroleo

Redacción / Energía a Debate

En la Licitación 2.1, aguas someras de la Ronda Dos, Pemex Exploración y Producción, en asociación con la compañía alemana DEA Deutsche Erdoel AG se adjudicó el Area Contractual no. 2, en la provincia petrolera de Tampico-Misantla, con una oferta de 57.95% de valor de la participación del Estado en la utilidad operativa y un factor de inversión de 1.0. En segundo lugar quedó ENI México en consorcio con Lukoil International.

En el Area Contractual no. 6, que se encuentra en la provincia petrolera de la Zona del Sureste, resultó ganador el consorcio formado por PC Carigali y Ecopetrol Global Energy, con una propuesta de 65.19% de participación del Estado y 1.0 de factor de inversión. En segundo lugar quedó el consorcio formado por Murphy Sur, Talos Energy y Ophir México. El tercer lugar lo ocupó Pemex Exploración y Producción, en asociación con la compañía alemana DEA Deutsche Erdoel AG.

En el Area Contractual no. 7, también en la provinica petrolera de la Zona del Sureste, el ganador fue el consorcio formado por ENI México, Capricorn Energy y Citla Energy, con un valor de la participacion del Estado en la utilidad operativa del 75.0% y un 1.0 de factor de inversion. En segundo lugar está el consorcio formado por Repsol Exploración, Premier Oil y Sierra Perote. Otros 3 consorcios entregaron propuestas.

El Area Contractual no. 8 se adjudicó al único participante, Pemex Exploración y Producción en consorcio con Ecopetrol Global Energy, con una oferta de solo 20.10% de valor de la participación del Estado en la utilidad operativa y un factor de inversión de 0.0.

En el caso del Area Contractual no. 9, ganó el consorcio formado por Capricorn Energy, filial de la británica Cairn Energy, y la mexicana Citla Energy, sólo después de un desempate con ENI México, al ofrecer un bono más alto en efectivo. Ambos licitantes ofrecieron un valor de la participacion del Estado en la utilidad operativa del 75.0% y un 1.0 de factor de inversion. ENI México terminó en segundo lugar.

El Area Contractual no. 10 se adjudicó a ENI México al ofrecer un valor de la participacion del Estado en la utilidad operativa del 75.0% y un 1.0 de factor de inversion. En segundo lugar quedó el consorcio Noble Energy, Ecopetrol Global y PC Carigali.

En el Area no. 11, también en la Zona Cuencas del Sureste, la adjudicación correspondió al consorcio Repsol Exploracion y Sierra Perote, ofreciendo una participacion del Estado en la utilidad operativa del 62.28% y 0.0 de factor de inversion. China Offshore Oil Corporation obtuvo el segundo lugar.

El Area no. 12 fue adjudicado a Lukoil International Upstream Holding, el único postor para este bloque, con una participacion del Estado en la utilidad operativa del 75.0% y 1.0 de factor de inversión. ENI Mexico y Citla Energy en consorcio ganaron el Area no. 14 con una participacion del Estado en la utilidad operativa del 37.27% y 0.0 de factor de inversion. 

En la última de las áreas en subasta, el Area Contractual no. 15, ganó el consorcio integrado por Total E&P México y Shell Exploración y Extracción México, el único postor, con una participacion del Estado en la utilidad operativa del 30.11% y 0.0 de factor de inversion.

Las áreas contractuales no. 1, 3, y 4, en la Cuenca Tampico-Misantla, se declararon desiertas, al no haber propuestas. Lo mismo en el Area 5 en la provincia petrolera costafuera de Veracruz y en el Area 13 en las Cuencas del Sureste.

En el proceso finalmente participaron 21 empresas, agrupadas en 20 licitantes. Como resultado se asignaron 10 contratos a 10 licitantes (12 empresas).

Dado que la modalidad de los contratos licitados es producción compartida, éstos se asignaron con base en las propuestas de participación del Estado en la utilidad operativa realizadas por los participantes. El porcentaje de participación de las posturas ganadoras fue de 57.29% en promedio. Adicionalmente, los contratistas tributarán a través de la cuota contractual para la fase exploratoria; una regalía básica; el impuesto por las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, y el impuesto sobre la renta. Considerando estos elementos, el Estado recibirá en promedio 77.4% del valor de las utilidades de los proyectos. De forma adicional el contrato prevé un esquema fiscal progresivo que permite al Estado percibir un porcentaje mayor de la utilidad de los proyectos en caso de que se observen incrementos en los precios de los hidrocarburos o de que se descubran volúmenes superiores a los previstos. Bajo condiciones extraordinarias el Estado podría obtener hasta 83.9% del valor de las utilidades de los proyectos.

Se estima que la inversión total a lo largo de la vigencia de estos contratos podría ascender a 8.2 miles de millones de dólares, dijo la Secretaría de Energía esta tarde.

La adjudicación de los Ccntratos y el fallo de la licitación se formalizarán a más tardar el 21 de junio de 2017, en sesión extraordinaria del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Se espera que la suscripción de los contratos se lleve a cabo dentro de los 90 días naturales siguientes a la publicación del fallo en el Diario Oficial de la Federación.

Con esta licitación continúa el proceso para obtener las mejores condiciones para el sector energético de México, a partir de su apertura y modernización integral, observado siempre las mejores prácticas internacionales en materia de transparencia y rendición de cuentas, dijo la Secretaría de Energía. La participación de las empresas en esta convocatoria confirma que nuestro país es un destino atractivo para la inversión en proyectos a largo plazo, más allá del entorno complejo por el que atraviesa el mercado internacional de hidrocarburos.

 

Síntesis estadística de la licitación de contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos correspondientes a la Primera Convocatoria de la Ronda Dos:

Bloque

Total de propuestas recibidas

Propuesta Ganadora

Inversión Comprometida del Programa Mínimo de Trabajo (millones de dólares)1/

Inversión Esperada Total (millones de dólares)

Producción promedio  diaria máxima (miles de bpce2/)

Participación Total del Estado en las Utilidades

Licitante

Participación del Estado
(%)

Compromiso de Inversión Adicional

Monto en Efectivo

(millones de dólares)

Esperado

Máximo

Pozos (0,1, ó 2)

2

2

Dea Deutsche Erdoel Ag y Pemex Exploración y Producción.

57.92

1

0

29.2

577.5

16.5

75.2%

86.7%

6

4

Pc Carigali Mexico Operations, S.A. de C.V., y Ecopetrol Global Energy, S.L.U.

65.19

1

0

31.9

374.9

8.9

85.3%

87.3%

7

5

Eni México S. de R.L. de C.V. Capricorn Energy Limited y Citla Energy E&P S.A.P.I de C.V.

75.00

2

0

78.1

425.3

6.7

87.7%

92.4%

8

1

Pemex Exploración y Producción y Ecopetrol Global Energy, S.L.U.

20.10

0

0

2.6

807.2

13.8

54.9%

62.1%

9

6

Capricorn Energy Limited y Citla Energy E&P S.A.P.I. de C.V.

75.00

2

30

61.1

1158.5

17.3

86.7%

92.1%

10

5

Eni México S. de R.L. De C.V.

75.00

2

0

60.8

1243.3

17.1

86.5%

92.1%

11

2

Repsol Exploracion Mexico, S.A. de C.V., y Sierra Perote E&P, S. de R.L. de C.V.

62.28

0

0

2.4

1140.5

24.4

89.4%

92.9%

12

1

Lukoil International Upstream Holding B.V.

75.00

1

0

35.9

1176.2

27.2

85.0%

91.6%

14

1

Eni México S. de R.L. De C.V. y Citla Energy E&P S.A.P.I de C.V.

37.27

0

0

4.7

1054.3

47.1

62.3%

75.5%

15

1

Total E&P México, S.A. de C.V., y Shell Exploracion y Extraccion de Mexico, S.A. de C.V.

30.1

0

0

2.7

234.8

6.8

60.8%

65.7%

Promedio

3

 

57.29

2

30

30.9

819.3

18.6

77.4%

83.9%

Total

28

 

 

9

30

309.4

8,192.6

185.8

 

 

1/ Considera el programa mínimo de trabajo establecido por la CNH.

2/ bpce: barriles de petróleo crudo equivalente.

site stats