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3 razones por las que la Ronda 1.4 atrajo a las grandes petroleras

La subasta celebrada ayer llamada Ronda 1.4, se lograron colocar ocho de las 10 áreas que se ofrecieron y las petroleras de renombre traerán inversiones por 34,000 mdd en los próximos 35 años.

06-12-2016, 12:08:06 PM
Reuters La subasta de áreas de aguas profundas tuvo buena recepción entre las grandes petroleras.

 

México adjudicó ayer lunes en la Ronda 1.4 ocho contratos para exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas del Golfo de México a compañías petroleras de alto renombre y encontró socio para que la estatal Pemex desarrolle el bloque Trión, un resultado que superó sus propias expectativas y con el que busca revertir su decreciente producción de crudo.

BHP Billiton Petróleo Operaciones de México -unidad de la gigante minera australiana BHP Billiton – se convirtió en el socio de la petrolera nacional, Pemex, en el estratégico bloque Trión en aguas ultra profundas del Golfo y donde ya tiene actividad.

¿Quién es BHP Billiton y qué hará con Pemex?

En total, México licitó 10 contratos más el bloque Trión.

Con este resultado, el país espera revertir el declive de su producción, que tocó un techo de 3.4 millones de barriles por día (bpd) en 2004 y desde entonces se ha reducido hasta unos 2.1 millones de bpd.

“Con los ocho contratos más el contrato de Trión, se estima producción adicional aproximadamente de 900,000 (barriles) diarios (…) a la plataforma de producción de México”, dijo el jefe de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda.

La producción de Trión, bajo el primer ‘farm out’ de Pemex, alcanzaría unos 120,000 bpd al 2025; mientras que en el resto de los campos podría demorar entre nueve y 10 años para ver los primeros barriles, dijeron las autoridades.

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, celebró el resultado de la licitación en un escenario de bajos precios internacionales del crudo y alta volatilidad financiera mundial.

Área Contractual Total de propuestas recibidas Propuesta ganadora Inversión Comprometida del Programa Mínimo de Trabajo
(millones de dólares)2/
Inversión Esperada Total
(millones de dólares)
Promedio diaria máxima
(miles de bpce1/)
Participación Total del Estado en las Utilidades
Licitante Regalía Adicional
(%)
Compromiso de Inversión Adicional
Pozos
(0, 1 ó 2)
Esperado
(60 $/b)
Máximo
(120 $/b)
1 2 CNOOC 17.01 2 129.4 3,850.0 91.7 63.6% 70.8%
2 1 Total & ExxonMobil 5.00 2 129.0 6,643.0 125.2 48.0% 57.0%
3 1 Chevron, Pemex & Inpex 7.44 0 3.4 2,017.0 50.1 51.4% 58.4%
4 1 CNOOC 15.01 1 33.6 3,702.0 50.1 61.0% 66.5%
5 1 Statoil, BP &Total 10.00 1 4.2 7,052.0 107.7 54.4% 61.3%
6
7 1 Statoil, BP &Total 10.00 1 17.7 5,236.0 213.1 52.4% 60.1%
8 2 PC Caligari & Sierra Offshore 22.99 0 13.1 2,978.0 50.1 71.3% 74.0%
9 4 Murphy Sur, Ophir, PC Caligari & Sierra Offshore 26.91 1 14.131 2,874.0 88.1 76.4% 80.9%
10
Total   8 344 34,352 776    
Promedio 14.30 1 43 4,294 97 59.8% 66.1%

 

3 razones por las que fue un éxito

Hay tres factores que hicieron que la subasta de estas áreas de exploración de aguas profundas, que requieren de más tiempo e inversiones, fue exitosa. Aquí te explicamos cuáles son.

1. Reducción de las regalías mínimas

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) redujo en septiembre pasado el porcentaje mínimo de regalías (pagos al Estado) que tienen que hacer las compañías. El monto mínimo de regalías es el principal criterio para asignar los campos.

Para las áreas ubicadas en el cinturón Plegado Perdido, también conocido como la “joya de la corona”, la SHCP pidió una regalía mínima de 3.1 por ciento sobre la producción del petróleo, y para los campos de Cuenca de Salina sólo de 1.9 por ciento.

Además, las empresas que ganaron los contratos no tendrán que hacer inversiones intensivas en los primeros cuatro años. De acuerdo con estimaciones de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), se esperan inversiones por 344 millones de dólares (mdd) en los próximos cuatro años como parte del programa mínimo de trabajo de cada compañía o consorcio. Cabe señalar que la inversión a lo largo de la vigencia de los contratos (hasta 35 años) podría ascender a 34,400 mdd.

2. Anuncio de la OPEP de recorte de crudo

El pasado 30 de noviembre, la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP) alcanzó un acuerdo para recortar producción de crudo a partir de 2017. Este cártel de productores más Rusia, que se adhirió al acuerdo, dejará de bombear en conjunto 1.2 millones de barriles diarios, lo que mejora las perspectivas a mediano y largo plazo de los precios de esta materia prima.

“La Opep recortará la producción porque no puede mantener los costos de la producción actual como está. El mensaje que da  es ‘no puedo y no tengo’”, dice Ramses Pech, analista del sector energético en Caraiva y asociados.

Tras el anuncio hasta el 5 de diciembre, el precio del barril WTI se apreció 4.75 por ciento hasta 51.79 dólares por barril, mientras que el Brent subió 8.8 por ciento hasta 54.9 dólares

El fortalecimiento del dólar desde 2015 frente a otras monedas también ha pegado a los países de la OPEP, todos economías emergentes, para mantener su actual ritmo de producción.

3. Tipo de cambio favorece a estadounidenses y británicos

Por el contrario, las petroleras estadounidenses y británicas encontraron más incentivos para invertir en México. En la Ronda 1.4, ganaron contratos tres norteamericanas (Exxon, Chevron, Murphy), dos inglesas (BP y Ophir Energy) en 5 de las ocho áreas adjudicadas.

“La inversión en México se está asegurando. Ahora así ya se abrió todo el mercado en México en exploración y producción”, dice Ramses Pech, quien agrega que Estados Unidos tiene necesidad de producir más para mantener bajos los precios del petróleo.

Con información de Reuters

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