Ronda 1.4 Aguas profundas

1 / Ene / 2017
especialistas

El proceso fue un éxito, pero será importante acelerar los farmouts de Pemex y la licitación de campos terrestres no convencionales.

La convocatoria 4 de la Ronda 1 fue un acontecimiento anhelado por las autoridades para tener un caso de éxito contundente con el cual mostrar el gran interés de parte de la comunidad petrolera internacional por el mercado mexicano, así como por asociarse con Pemex. Al mismo tiempo, el evento era temido por el hecho de que ante los bajos precios de petróleo pudieran quedar desiertas varias de las áreas contractuales ofertadas y se cuestionara el atractivo del sector petrolero nacional.

El resultado ya lo conocemos todos. La Ronda 1.4 Aguas profundas fue un éxito rotundo para el país y para Pemex. Fue un éxito no sólo por haber colocado 80% de las áreas, sino por varios motivos adicionales entre los que destacan:

  • Participación de las operadoras petroleras internacionales más importantes y reputadas. Se inscribieron 15 participantes, de los cuales 8 lo hicieron en lo individual y 7 en consorcio.
  • Ofertas económicas serias y atractivas para el Estado mexicano que permitirán una renta petrolera atractiva, en caso de que los campos sean explotables comercialmente.
  • Transparencia del proceso y una organización impecable. La profesionalidad y seriedad con que se han manejado todas las convocatorias es algo muy destacable y manda un mensaje de que en el país se pueden hacer negocios de manera transparente.
  • Los campos en aguas profundas son viables a pesar de los niveles vigentes de precios. Lo anterior abre un espacio de análisis acerca de si las decisiones de inversión de estas empresas petroleras se dan previendo un precio futuro más alto del petróleo y/o asumiendo avances tecnológicos extraordinarios que reduzcan los costos de explotación.

Si bien es cierto que la Convocatoria 4 de la Ronda 1 fue un éxito y que fue lo que más titulares noticiosos generó a nivel internacional, el caso de Pemex es inclusive más destacable debido a lo siguiente:

  • Por primera vez en 78 años de existencia de Pemex, ésta logró consumar una alianza a riesgo con otra empresa operadora petrolera. Esta alianza es relevante, ya que se da a pesar de las restricciones presupuestales, las limitaciones de operación que tiene Pemex y a pesar de las críticas que ésta recibió con los términos y condiciones de su JOA (“joint operating agreement”).
  • Pemex recibió dos propuestas económicas para Trión muy similares que reflejan el alto grado de seriedad con que BP y BHP Billiton hicieron ofertas por convertirse en socios de Pemex. BP quedó en segundo lugar con una propuesta económica tan solo 2.88% inferior a la de BHP Billiton.
  • El esquema económico establecido por SHCP de establecer un rango mínimo y máximo de sobreregalía y un bono a la firma en caso de empate, probó su efectividad para este tipo de proyectos donde existen reservas probadas (para campos en exploración wildcat no es recomendable el bono a la firma ya que es regresivo y desincentiva la actividad exploratoria).
    El rango de sobreregalía tan estrecho incentivaba ex-ante a que los licitantes ofertaran el máximo de la sobreregalía y por consiguiente, se activara el mecanismo de desempate de ofertar un bono en efectivo.
    Cabe destacar que el rango de sobreregalía permite que el desarrollo del proyecto sea rentable y por otro lado, el bono le otorga a Pemex un acarreo (carry) en las inversiones del proyecto. Dicho carry le permitirá a Pemex reducir la carga financiera en los siguientes años y al mismo tiempo desarrollar un campo que por falta de recursos económicos Pemex había suspendido en meses anteriores.
  • Pemex no sólo logró una alianza con BHP Billiton vía farmout sino que alcanzó una alianza exitosa con Chevrón e Inpex en términos de mercado para ofertar y ganar un área contractual.
    Chevrón es una de las empresas petroleras tecnológicamente más avanzadas, mientras que Inpex, al ser una compañía japonesa, tiene acceso a fuentes de financiamiento muy competitivas con lo cual la viabilidad del desarrollo del proyecto se potencia.
  • Las ofertas económicas que Pemex presentó para las áreas contractuales 1 y 3 de la cuenca Plegado Perdido fueron muy bien analizadas. Lo anterior es relevante, ya que a pesar de ser la primera vez que Pemex participa en un ejercicio competitivo de mercado como estos, sus ofertas económicas fueron
    razonables y competitivas.

Por lo que respecta a la Convocatoria 4 de la Ronda 1 también destacaron los siguientes elementos:

  • Mientras que algunas compañías con participación estatal (Pemex, China Offshore Oil Corporation y Statoil) decidieron presentar propuestas individuales para algunas áreas contractuales, todas las empresas petroleras privadas licitaron en consorcio.
  • Por los montos de inversión implícitos para la exploración de cada área contractual, las empresas optaron por una estrategia de tiros de precisión. En 5 de las 8 áreas contractuales que recibieron propuesta, se trató de sólo una oferta. Las áreas que recibieron dos o más ofertas se trataban de (i) las áreas con mayor potencial (área 1 de la cuenca Área Perdido que está próxima a Trión donde ya se cuenta con reservas documentadas) o (ii) donde los tirantes de agua eran menores y por ende los costos de exploración e inversiones requeridas podrían ser menores y permitir a más impresas participar (Área 4 y 5 de la Cuenca Salina)
  • La empresa China Offshore Oil Corporation tenía la estrategia de ser un jugador relevante en aguas profundas en el Golfo de México a cualquier precio. A manera de ejemplo destaca que para el área contractual 1 de la cuenca Área Perdido dicha empresa presentó una oferta económica 256% superior a la de Pemex (17.01 % vs 6.65% de sobreregalía y 1.5 vs 1 de factor de trabajo, respectivamente).

En síntesis, si bien la Convocatoria 4 de la Ronda 1 fue un éxito rotundo para el país y para Pemex, es importante que no “bajemos la guardia” y que de hecho se acelere el proceso de farmouts de Pemex y de licitación de otros campos terrestres y marinos, incluyendo los no convencionales. Lo anterior es clave para capitalizar la curva de precios ascendente que se ha observado en los últimos meses y que permitirá que varios proyectos sean atractivos para su desarrollo. Postergar el lanzamiento de más convocatorias o que éstas tengan pocas áreas contractuales puede poner en riesgo la viabilidad del desarrollo de estos campos petroleros nacionales ante la mayor competencia que se enfrentará en los Estados Unidos con la apertura de las tierras federales a actividades de exploración y producción.

Ronda 1.4 Aguas profundas

(*) Director de Inversiones en Ainda Energía & Infraestructura, Director de Ainda Consultores y coordinador del Programa de Inversiones en Energía del ITAM.

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