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De los 10 campos a licitar, seis se encuentran en la frontera marítima entre México y Estados Unidos y los cuatro restantes se ubican en la Cuenca Salina del sur del Golfo de México
"La cuarta licitación está diseñada para) atraer a aquellas empresas que cuentan con capital y tecnología para extraer petróleo y gas en estas regiones de difícil acceso”
La cuarta licitación de la Ronda Uno espera atraer hasta 44 mil millones de dólares en inversiones al país, ofreciendo 10 campos localizados en las aguas profundas y ultraprofundas del Golfo de México a la explotación por parte del sector privado.
Esta fase de la apertura energética es la más esperada hasta ahora, ya que más de tres cuartas partes de los recursos petroleros prospectivos de México se reúnen en esta área. Además, ésta se presenta tras la exitosa adjudicación del 100 por ciento de los campos ofrecidos en la licitación anterior.
Sin embargo, aún hay factores que podrían poner en riesgo el éxito de la licitación en el próximo año.
Con el mercado petrolero inundado por la sobreoferta, se teme que la entrada de mayor producción por parte de Estados Unidos y de los países de la OPEP resulte en mayores caídas en los precios del crudo para el próximo año, y en consecuencia en una merma en la capacidad de inversión de las empresas petroleras.
En palabras de Pedro Joaquín Coldwell, secretario de Energía, la cuarta licitación de la Ronda Uno está diseñada para “atraer a aquellas empresas que cuentan con capital y tecnología para extraer petróleo y gas en estas regiones de difícil acceso”.
Debido al tamaño de las inversiones y riesgos técnicos involucrados en la explotación de hidrocarburos en aguas profundas, esto hace referencia a las mayores empresas energéticas del mundo, las cuales ya han expresado interés en el proceso.
La licitación de aguas profundas pretende dar un impulso a la decreciente producción de petróleo en México. Los 10 campos cuentan con recursos prospectivos de hidrocarburos del orden de 2.9 mil millones de barriles de crudo equivalente.
La Secretaría de Energía (Sener) está limitando esta fase licitatoria exclusivamente para firmas con experiencia previa en la operación de aguas profundas. Dada la naturaleza de los campos, los contratos se asignarán hasta por 50 años.
Desde el sexenio pasado, el argumento recurrente a favor de la reforma energética se basó en el hecho de que los recursos del Golfo de México no podían ser explotados debido al alto riesgo de los yacimientos y a la falta de capacidad técnica y financiera de Pemex. La evidencia se situaba en la diferencia abismal entre los campos operados del lado estadounidense y los campos operados del lado mexicano.
Esta realidad empezará a cambiar a partir del segundo semestre del 2016, fecha en la que se realizará la cuarta fase de la Ronda Uno, de acuerdo a la Sener. De los 10 campos a licitar, seis se encuentran en la frontera marítima entre México y Estados Unidos y los cuatro restantes se ubican en la Cuenca Salina del sur del Golfo de México.
El gran salto
Después de tres licitaciones, la Comisión Nacional de Hidrocarburos está lista para iniciar el proceso de adjudicación que es catalogado como el más lucrativo y ambicioso de la reforma energética.
A pesar de que el precio de la mezcla mexicana de exportación se encuentra en su nivel más bajo en 11 años, hasta el momento el 69 por ciento de los campos licitados en las fases previas se han concedido exitosamente.
Sin embargo, las licitaciones anteriores se caracterizan por ser de menor magnitud. Las grandes firmas globales han brillado por su ausencia.
La tercera fase de la Ronda Uno logró adjudicar el 100 por ciento de las áreas, en su mayoría a empresas mexicanas de creación reciente. Se espera que se agreguen 75 mil barriles diarios a la producción petrolera del país, lo que representa apenas un 3 por ciento del total.
La cuarta licitación significa entonces un gran salto para la reforma energética.
2016: Año doloroso
Con los precios globales del crudo tocando mínimos de siete años, resulta normal ver hacia el futuro en esperanza de encontrar señales alentadoras. Sin embargo, el próximo año no presenta un escenario favorable en este sentido.
El Departamento de Energía de Estados Unidos estima que actualmente existen entre 2 y 3 millones de barriles de crudo como sobreoferta en el mercado, lo cual mantiene los precios deprimidos. Pero lejos de frenarse, la producción en países como Rusia y Estados Unidos sigue rompiendo récords.
Dos escenarios sobre el horizonte indican que la sobreoferta podría empeorar el próximo año: el fin de la prohibición de exportación de crudo en Estados Unidos y la vuelta al mercado por parte de Irán tras años de sanciones económicas.
Por un lado, Estados Unidos puso fin el viernes a su prohibición de más de 40 años sobre la exportación petrolera. El apetito por nuevos mercados podría impulsar la producción de crudo en la mayor economía del mundo, agregando más barriles a la sobreoferta global.
Y a esto se agrega Irán, que se dispone a regresar a los mercados globales de energía al expandir su producción entre 600 mil y 1 millón de barriles diarios a partir del fin de las sanciones económicas a las que se enfrenta desde 2012.
A la sobreoferta se suma una demanda global reducida, sobre todo a causa de la desaceleración económica de China.
Con esto en mente, el consenso de analistas prevé que los precios petroleros no se recuperarán hasta el cierre del 2016, con riesgos de bajas más profundas antes de que éstos se levanten.
