La última ronda de licitación abierta para los derechos de exploración en el sector energético de México recibió un interés mixto por parte de los inversionistas, con aún dos rondas adicionales por realizarse en lo que queda del año.
De los 35 bloques costa afuera en oferta en la licitación del 27 de marzo, se vendieron 16, siendo los de mayor interés los bloques en la Cuenca del Sureste, ubicada en la porción sureste del Golfo de México, cuyas ocho ofertas encontraron compradores.
La productora estatal de petróleo de México, Petróleos Mexicanos (Pemex), ganó siete de los bloques en oferta, uno por derecho propio y seis más en sociedad con firmas de energía extranjeras.
Catorce petroleras principales fueron precalificadas para ofertar junto con 22 consorcios. Total, de Francia, fue la mayor ganadora en la Cuenca del Sureste, habiendo obtenido la mayor parte de tres bloques que cubren un área de 2342 kilómetros cuadrados. Recibió dos de estos bloques como parte de un consorcio con Pemex, y el otro en consorcio con BP y Pan American.
La Secretaría de Energía estima que para desarrollar y operar los 16 bloques se requerirá una inversión de 8.6 mil millones de dólares durante la vida útil de los yacimientos.
La respuesta general a las licitaciones fue moderada, ya que las grandes empresas nacionales e internacionales mostraron cierta cautela al hacer sus ofertas, en parte debido a las próximas elecciones presidenciales de julio de 2018, pues se suscitaron inquietudes sobre posibles cambios en la política del sector energético y sobre un aumento de la oferta en el mercado.
La licitación de marzo fue de hecho la primera de un máximo de tres licitaciones de derechos de explotación a ser realizadas este año. Las dos licitaciones restantes están programadas para fines de julio y principios de septiembre respectivamente. La primera cubrirá un total de 37 áreas contractuales en Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz y la Cuenca del Sureste.
La ronda de licitación de septiembre será particularmente notable, ya que será la primera vez que se subasten derechos de explotación de yacimientos de petróleo de esquisto en México.
Las mermadas reservas de gas natural y el alto potencial de los yacimientos de esquisto –el país tiene 545 billones de pies cúbicos de fuentes de gas de esquisto bituminoso técnicamente recuperable, según el Instituto de Recursos Mundiales– han impulsado a México a acelerar el desarrollo de esa industria.
A principios del mes pasado, el regulador del sector energético, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), convocó a un proceso de licitación por nueve bloques en la Cuenca de Burgos, ubicada en el estado de Tamaulipas, al noroeste del país, para ser licitados en septiembre.
Los bloques contienen aproximadamente 1.1 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (BEP), y los adjudicatarios tendrán derecho a realizar trabajos de exploración de petróleo y gas convencional, así como a los yacimientos de esquisto identificados.
Las sucesivas rondas de licitaciones de derechos de exploración y producción son la piedra angular de la política de reforma energética de México. Lanzada en 2013, la reforma puso fin al monopolio de Pemex tanto aguas arriba como aguas abajo, y ofrece al país el potencial de atraer un billón de dólares de inversión extranjera directa para 2040, según la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos.
Desde 2014 ha habido una serie de rondas de licencias, incluyendo las primeras licitaciones de bloques de aguas profundas frente a la costa mexicana, que abren a la explotación una amplia área de nuevas reservas para la industria.
Según Rogelio Vélez, ex CEO de Compañía Perforadora México –la división de infraestructura de la empresa minera y ferroviaria Grupo México–, las reformas energéticas nacionales han mejorado la transparencia tanto en el sector público como en el privado, lo que ha logrado que el clima de inversión sea más atractivo.
"Hasta ahora en el sector upstream, los procesos de licitación han sido en gran medida transparentes y, aunque recién creado, el marco regulatorio es exhaustivo y constituye una base sólida para el resto de la reforma", dijo Vélez a OBG.
Los efectos de estos cambios ya se están sintiendo a lo largo de toda la industria, y particularmente en el segmento upstream, según Ivan Sandrea, CEO de la firma independiente de energía upstream y midstream Sierra Oil and Gas.
"En 2018, el sector privado podría estar tan activo como Pemex en términos de exploración y perforación", dijo Sandrea a OBG en una entrevista a fines del año pasado. "Esto muestra cómo, en un período relativamente corto, la reforma energética ha permitido que el sector privado sea tan competitivo como la compañía petrolera nacional".
La actividad del sector privado se aceleró el mes pasado, ya que los operadores pasaron a las fases de exploración y producción en algunos bloques previamente adjudicados.
BP anunció planes para comenzar la perforación exploratoria en un bloque costa afuera cuyos derechos ganó en las primeras licitaciones petroleras en aguas profundas de México, en 2016. El bloque está ubicado en la cuenca Salina, en la región sur del Golfo de México.
A fines de marzo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprobó el plan presentado por BP y sus socios –Total y Statoil de Noruega–, un programa de exploración de cuatro años para el bloque. La perforación inicial está programada para el tercer trimestre de 2020, con una inversión total de 199.5 millones de dólares y con una expectativa de extracción de hasta 75 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
The latest round of open bidding for exploration rights in Mexico’s energy sector received mixed interest, with two further rights sales to take place later in the year.
Of the 35 shallow offshore blocks on offer in the March 27 auction, 16 were sold, with the strongest interest seen in blocks in the Sureste Basin – in the south-eastern portion of the Gulf of Mexico – where all eight offerings found buyers.
Mexico’s state-owned oil producer, Petróleos Mexicanos (Pemex), won seven of the blocks on offer, one in its own right and six more in partnership with overseas energy firms.
Fourteen oil majors were pre-qualified to bid alongside 22 consortia. France’s Total was the biggest winner in the Sureste Basin, coming away with the largest share of three blocks covering a total of 2342 sq km. It received two of these as part of a consortium with Pemex, and one with BP and Pan American.
The Ministry of Energy estimates that developing and operating the 16 blocks will require investment of $8.6bn over the lifetime of the deposits.
Overall response to the auctions was slightly muted, with local and international majors showing some caution when making offers, partly due to the upcoming presidential election in July 2018, which has sparked concerns about potential changes to energy sector policy and rising supply in the market.
Indeed, the March auction was the first of up to three rights sales to be staged this year, with the remaining two land bids scheduled for late July and early September. The former will cover a total of 37 contractual areas in Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz and the Sureste Basin.
The September round of bidding will be particularly notable, as it will be the first time that development rights for shale deposits have been auctioned off in Mexico.
Depleting natural gas reserves and high potential for shale – the country has 545trn cu feet of technically recoverable sources of shale gas, according to the World Resources Institute – have driven Mexico to accelerate development of the industry.
Early last month the energy sector regulator, the National Hydrocarbons Commission (Comisión Nacional de Hidrocarburos, CNH), called for bids on nine blocks in the Burgos Basin – located in the state of Tamaulipas, in the north-west of the country – to be auctioned off in September.
The blocks contain an estimated 1.1bn barrels of oil equivalent (boe), and winning bidders will have the right to conduct exploratory work for conventional oil and gas, as well as any shale deposits identified.
The successive rounds of auctions for exploration and production rights are the keystone of Mexico’s energy reform policy. Launched in 2013, the reforms ended Pemex’s upstream and downstream monopoly, and offer the country the potential to generate $1trn of foreign direct investment by 2040, according to the Mexican Association of Hydrocarbons Companies.
Since 2014 there have been a series of series of licensing rounds, including the first auctions of deepwater blocks off the Mexican coast, opening up vast new reserves for the industry to tap.
According to Rogelio Vélez, former CEO of Compañía Perforadora México – the infrastructure division of the mining and railway company Grupo México – domestic energy reforms have improved transparency in both the public and private sectors, which has made the investment climate more attractive.
“So far in the upstream sector, the bidding processes have been largely transparent and, although newly created, the regulatory framework is comprehensive and forms a solid foundation for the rest of the reform,” Vélez told OBG.
The effects of these changes are already being felt throughout the industry, and particularly in the upstream segment, according to Ivan Sandrea, CEO of independent upstream and midstream energy firm Sierra Oil and Gas.
“In 2018 the private sector could be as active as Pemex in terms of exploration and drilling,” Sandrea told OBG in an interview late last year. “This shows how, in a relatively short period, energy reform has enabled the private sector to be as competitive as the national oil company.”
Private sector activity accelerated last month, as operators moved into the exploration and production phases on some previously awarded blocks.
BP announced plans to begin exploratory drilling on an offshore block it won the rights to develop in Mexico’s first deepwater oil bids in 2016, located in the Salina Basin in the southern region of the Gulf of Mexico.
In late March CNH signed off on the plan presented by BP and its partners –Total and Norway’s Statoil – for a four-year exploration programme for the block. Initial drilling is scheduled to take place in the third quarter of 2020, with a total investment of $199.5m and up to 75m boe anticipated.
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