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El miércoles pasado se llevaron a cabo la segunda y tercera licitaciones de la Ronda Petrolera 2. El resultado fue bastante exitoso, toda vez que para la segunda licitación se asignaron siete de las 10 áreas ofrecidas y en la tercera se colocaron la totalidad de las 14 áreas subastadas. En la Ronda 2.2 se ofrecieron 4,219 km2 y se adjudicaron 2,917 km2; mientras que en la Ronda 2.3 se ofrecieron y adjudicaron 2,594 km2

La segunda licitación de la Ronda 2 (Ronda 2.2) fue comprendida por nueve campos terrestres en la región de Burgos (Tamaulipas) y uno más en la Cuenca del Sureste, en zonas de extracción de gas seco, gas húmedo y petróleo súper ligero. El mayor ganador de este proceso fue el consorcio formado por Sun God Energía de México junto con Jaguar, que se adjudicaron seis de los 10 contratos.

Por otro lado, la Ronda 2.3 ofreció 14 campos terrestres para la extracción de gas y petróleo principalmente. Éstos se encuentran en las regiones de Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, Macuspana y Salina del Istmo. El gobierno mexicano esperaba llevar a cabo entre 25 y 30% de las adjudicaciones, estimación que fue superada ampliamente ya que todas las áreas fueron colocadas.

Para esta ronda se integraron nuevos participantes como Carso Oil and Gas y PetroBal. La primera se adjudicó las áreas de 12 y 13 en Salina del Istmo mientras la segunda solo concurso por dos áreas y en ambas fue superada. Jaguar volvió a ser la empresa con más contratos adjudicados con cinco, mismos en los que participó de manera individual. Vale la pena mencionar la participación de Newpek, subisidaria de ALFA, que en conjunto con Verdad Exploration se hizo de dos contratos.

El gobierno mexicano ha mencionado que se llevarán a cabo tres licitaciones más, una a finales del año y dos más en el 2018. La licitación de la Ronda 2.4, que ofrecerá 1,000 km2 en aguas profundas y 200 km2 en campos terrestres no convencionales, se llevará a cabo en la primera semana de diciembre de este año.

En agosto próximo se lanzará la convocatoria para la Ronda 3.1, que licitará campos en aguas someras y áreas terrestres no convencionales. La licitación se ejercería en la segunda semana de febrero del 2018.

Por último, la Ronda 3.2, que comprende aguas profundas y campos terrestres no convencionales, lanzará la convocatoria en abril del 2018 y realizará la licitación en octubre del mismo año.

En julio del 2015, Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil se anunciaron como ganadores de los contratos correspondientes a los bloques dos y siete en la primera convocatoria de la Ronda 1, siendo este último uno de los bloques más competidos de los 14 ofertados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

El bloque siete cuenta con una extensión de 465 km2 e inicialmente reflejaba recursos prospectivos por 263 millones de barriles de crudo equivalente. Dos años después, estas empresas anunciaron el descubrimiento de un volumen significativo dentro del pozo Zama 1, Tabasco (localizado en el bloque siete) que podría albergar entre 1,400 a 2,000 millones de barriles y extenderse a un bloque vecino, de acuerdo con Sierra Oil & Gas.

Para dimensionar el evento, podemos decir que esta cantidad sería equivalente a casi una cuarta parte de las reservas probadas (1P) de Petróleos Mexicanos (Pemex), por lo que el reciente descubrimiento denota su importancia. Por otro lado, la asignación de este activo comprendía que el Gobierno recibirá cerca de 70% de la utilidad operativa por cada barril producido y aproximadamente 80%, integrando los impuestos y cuotas contractuales.

Esto representaría el primer descubrimiento petrolero desde la implementación de la reforma energética y consideramos que podría impulsar de forma significativa la demanda de nuevos inversionistas en las próximas licitaciones de bloques adyacentes.

Lo anterior se podría tomar como un “respiro” bajo el contexto actual de la producción petrolera, que muestra un importante rezago respecto de años anteriores. A mayo del 2017, la producción de Pemex totalizó 2.02 millones de barriles diarios de petróleo crudo, reflejando una tendencia a la baja y contrastando con las cifras registradas en 2003-2005, periodo en el que se lograban superar los 3.5 millones de barriles diarios.

Este desempeño operativo ha sido acompañado de la debacle en los precios internacionales del petróleo desde la segunda mitad del 2014, en donde un punto importante podría ser el enfoque hacia pozos de extracción más rentables. No obstante, es importante subrayar que el costo de extracción de Pemex ha mostrado una evolución favorable, ubicándose en 5.5 dólares por barril (sin considerar impuestos de aproximadamente 2.3 dólares ) desde 8.2 dólares en el 2014.

*Armando Rodríguez es gerente de Análisis de Signum Research; Manuel González es Analista de Signum Research.