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El gobierno federal registró un nuevo desaire de las empresas petroleras privadas, nacionales y extranjeras, en la segunda licitación de la Ronda Uno, que involucra nueve campos en cinco áreas contractuales, pues de 36 empresas que mostraron interés por participar inicialmente sólo 14 decidieron participar, cinco de ellas en sociedad.
La reducción en el número de empresas que pujarán por estos activos se presenta a pesar de que esta vez se trata de yacimientos con producción cuyo riesgo geológico es cero, cuentan con reservas certificadas y en un momento en que las autoridades del sector energético decidieron flexibilizar las bases de licitación y el modelo de contrato para “captar mayores inversiones, incrementar la generación de e mpleos y aumentar la producción de petróleo y gas”.
Durante la vigésima novena sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el presidente comisionado, Juan Carlos Zepeda, detalló que de las empresas que decidieron continuar el proceso de licitación nueve van de manera individual y cinco en consorcio, los cuales agrupan 11 empresas; “por lo tanto, es un total de 20 compañías”.
Explicó que estas firmas cumplieron con los requisitos establecidos, tanto técnicos como financieros y legales previstos en las bases de licitación. Con el certificado de precalificación, los interesados podrán presentar su propuesta económica para los nueve campos que están en cinco áreas contractuales.
El órgano de gobierno de la CNH aprobó la conformación de los consorcios: ENI International con Casa Exploración, Fieldwood Energy con Petrobal, Petronas Carigali con GALP Energy, Talos Energy con Sierra Oil and Gas y Carso Oil and Gas, de Carlos Slim (las dos últimas son las únicas dos mexicanas), y Panamerican Energy con E&P Hidrocarburos.
De forma individual van Chevron, CNOOC, Compañía Española de Petróleo, DEA Deutsche Erdoel, Lukoil, ONGC Vides, Plains Acquisition, Statoil y Shell.
Del barco licitatorio se bajaron, entre otras, Atlantic Rim, Diavaz Offshore, Hunt Overseas, Sinopec International y Total.
Esta segunda licitación involucra campos que poseen 143 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probadas (1P), 355 millones de reservas probables (2P) y 671 millones de reservas posibles (3P), en una extensión de 280.9 kilómetros cuadrados, por lo que la Secretaría de Energía (Sener) espera inversiones por casi 4 mil 500 millones de dólares.
Los campos que están en la mira de las 14 empresas que decidieron seguir en el proceso son: en la primera área contractual, Amoca, Miztón y Tecoalli; en la segunda área, Hokchi; en la tercera, Xulum; en la cuarta, Pokoch e iChalkil, y en la quinta, Nak y Misión.
El modelo de contrato es de Producción Compartida y está diseñado para incrementar la producción a corto plazo para proteger el interés del Estado sin restar atractivo a los inversionistas.
Para incentivar y acelerar la restitución de reservas e incrementar la producción, el documento establece un periodo máximo de dos años para realizar la evaluación, prorrogable a un año; compromisos mínimos de trabajo y la perforación de por lo menos nueve pozos de evaluación en los próximos 24 meses en estas cinco áreas contractuales.
Los principales elementos fiscales del contrato prevén: Impuesto Sobre la Renta del 30%, cuota contractual para la fase exploratoria en los primeros 60 meses de mil 150 pesos por kilómetro cuadrado y 2 mil 750 pesos en adelante, Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de mil 500 pesos por kilómetro cuadrado y 6 mil pesos por kilómetro cuadrado, respectivamente.
Además, una regalía básica establecida de una formula variable para cada producto según el precio.
Dos de los principales requisitos que debieron cumplir las empresas para obtener el certificado de precalificación fueron: inversiones de capital en proyectos de exploración y extracción que en conjunto sean de por lo menos mil millones de dólares así como demostrar un capital contable de por lo menos mil millones de dólares, En caso de formar parte de un consorcio, el operador deberá demostrar por lo menos 600 millones de dólares o que tiene activos totales con un valor de por lo menos 10 mil millones de dólares.
