La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) postergó hasta el 14 de febrero del 2019 las tres licitaciones petroleras que quedaban pendientes para esta administración: las rondas 3.2 para 37 contratos de licencia en campos convencionales terrestres; la 3.3 para nueve contratos del mismo tipo, pero en campos no convencionales o shales, y los siete farmouts o asociaciones entre privados y Petróleos Mexicanos (Pemex).

Para la CNH, esta ampliación de plazos “tendrá el beneficio de que iremos en acompañamiento con la nueva administración con las precisiones que quisiera hacer al contenido del contrato”, dijo Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH, en la 41 sesión extraordinaria del órgano de gobierno del regulador.

De esta forma quedan empatados todos los actos de apertura de propuestas, previstos originalmente para el 27 de septiembre del 2018. Así los accesos a cuartos de datos de las licitaciones se cierran hasta el 8 de enero y las precalificaciones técnicas y financieras de las empresas en la licitación hasta el 29 de enero del próximo año. El límite para resolver cómo se agruparán en consorcios los interesados será hasta el 11 de febrero del 2019.

Durante su campaña electoral, el próximo presidente de México, Andrés Manuel López Obrador (AMLO), afirmó que, en caso de ganar la elección, pediría al día siguiente al presidente Enrique Peña Nieto suspender las rondas petroleras para revisar si los procesos se habían conducido con legalidad hasta el momento.

Tras vencer en la elección presidencial, el pasado 3 de julio, AMLO se reunió con Peña, pero no se reveló si en el encuentro entre ambos se trató la posible suspensión de las licitaciones petroleras.

Martín Álvarez Magaña, titular de la Unidad de Contrataciones de Actividades de Exploración y Producción del regulador, explicó que los cambios se realizaron atendiendo a solicitudes de política en materia de actividades de exploración, producción de hidrocarburos y con el objeto de promover una mayor participación por parte de la Secretaría de Energía.

Asimismo, a través del portal Rondas México, la CNH recibió por parte de los interesados en participar en la licitación solicitudes para modificar los calendarios para inscribirse, recibir notificaciones y obtener información, así como propuestas de cambios al contrato y condiciones de las bases.

Hasta el 13 de julio, únicamente 13 empresas han iniciado el proceso de precalificación en la Ronda 3.2 y son: Avanzia Exploración y Producción, Deutsche Erdoel, Gat Oil & Gas, Gran Tierra México Energy, Jaguar Exploración y Producción, Pacific Rubiales, Petrobal, Petróleos Mexicanos, Petroleum Incremental Incorporated, Química Apollo, Tecpetrol y Tonalli Energía. En tanto, para el concurso de shales únicamente ha iniciado este proceso Pemex, mientras que para los farmouts hay sólo seis interesados que han llegado hasta esta etapa: California Resources Corporation, Compañía Española de Petróleos, Deutsche Erdoel México, Frontera Energy Corporation, Gran Tierra México Energy y Tecpetrol.

Decisión polémica

Analistas del sector consultados manifestaron opiniones encontradas sobre las señales que envía este anuncio. Pablo Zárate, director de Pulso Energético, asegura que se modificó el cuándo se llevarán a cabo las licitaciones, sin poner en riesgo su viabilidad y otorgando mayor certidumbre a los potenciales inversionistas en cuanto a la continuidad de estos procesos.

“Lo que no va a cambiar y trasciende a cualquier coyuntura son las necesidades energéticas del país y las rondas son entonces grandes cambios consistentes de fondo”, dijo, “como analista confío en que habrá continuidad”.

Miriam Grunstein, del Centro de Investigación y Docencia Económicas, considera que la decisión fue tomada frente a la entrada en funciones de nuevos cargos en la Secretaría de Energía; por tanto, genera desconfianza tanto porque se aprecia falta de autonomía de la CNH como porque el gobierno postergó las licitaciones por posible falta de participación en el contexto de cierre de sexenio, ajustándose a los tiempos políticos del país.

“Para los inversionistas puede significar que es un país que no se compromete con determinadas decisiones y eso definitivamente no es un buen augurio para el futuro de estas licitaciones”, expresó.

¿Qué se disputará en febrero?

Siete farmouts con Pemex:

  • La estatal petrolera mexicana agrupó 26 asignaciones de exploración y producción ubicadas en Tabasco, Veracruz y Chiapas para convertirlas en siete clústeres, donde buscará socios para firmar contratos de licencia con el Estado mexicano.
  • Los siete clústeres o agrupaciones de campos suman una superficie de 4,580 kilómetros cuadrados en los bloques denominados: Artesa, Bedel Gasífero, Juspí Teotleco, Giraldas-Sunapa, Cinco Presidentes, Bacal-Nelash y Lacamango.

Ronda 3.3:

  • Conformada por nueve bloques con potencial de recursos lutíferos o shales, que requerirán de fractura hidráulica y pozos horizontales para su extracción.
  • Abarcan una superficie conjunta de 2,704 kilómetros cuadrados en el estado de Tamaulipas y cuentan con recursos prospectivos por 1,161 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representa tres veces más que todos los recursos asignados en 46 áreas terrestres de las rondas petroleras previas.
  • La Secretaría de Energía estimó una inversión de 2,343 millones de dólares en caso de que se adjudiquen los nueve contratos de licencia con una duración de hasta 40 años en la cuenca de Burgos.

Ronda 3.2:

  • Incluye 37 contratos de licencia en igual número de áreas terrestres convencionales, en las cuales la inversión estimada es de alrededor de 89 millones de dólares por bloque en caso de que existan éxitos geológicos.
  • De estas áreas, 21 de ellas se ubican en la cuenca de Burgos, nueve en las cuencas Tampico-Misantla y Veracruz y siete en las cuencas del sureste, en los estados de Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz y Tabasco.
  • La totalidad de las áreas a licitar cubre una superficie de 9,513 kilómetros cuadrados, lo cual representa 1.5 veces más superficie que las licitaciones terrestres anteriores. Los recursos prospectivos para las áreas son de 260 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

kgarcia@eleconomista.com.mx