Los 25 contratos corresponden a campos de hidrocarburos terrestres en el norte del país latinoamericano —Nuevo León y Tamaulipas-; y en tres estados del sur —Veracruz, Tabasco y Chiapas- y tiene un tamaño y valor inferior a los asignados en las dos primeras fases, que pusieron fin al monopolio estatal de 77 años en la industria petrolera a mediados de este año.
Así, la inversión esperada en la tercera licitación de la histórica apertura es menor a los 2.700 millones de dólares de los dos primeros contratos de la primera convocatoria —asignada el 15 de julio para explorar aguas someras del Golfo de México-; y también más bajo que los tres contratos de explotación de la segunda fase, con una inversión estimada en más 3.000 millones de dólares en los próximos cinco años.
Las cuatro primeras convocatorias de licitaciones de la Ronda 1 de cinco fases abarcan ahora 235.000 kilómetros cuadrados un aumento de 56.515 kilómetros cuadrados en comparación con la propuesta de lanzamiento de la apertura en junio de 2015, mientras que la quinta para las rocas herméticas aún está en fase de definición.
PUJA POR TESOROS
Hay compañías que han sido muy exitosas al otro lado de la frontera marítima de México, frente a las costas de EEUU en el Golfo de México o en las costas de occidentales de África "que están interesadas en bloques pequeños, mientras que las grandes compañías petroleras quieren explotar bloques enormes", reveló la responsable del sector de Hidrocarburos.
Por esa razón, ante distintos intereses de los jugadores de la industria "debemos diversificar la oferta de aguas profundas para incrementar la competencia y la participación de compañías que puedan calificar", explicó Melgar en la presentación al Programa de Energía del IOA.
De manera que "otras prefieren más bloques en aguas someras, una mezcla de la oferta debe diversificar los bloques, y no concentrarse sólo en áreas de frontera y ultra-profundas", dijo la responsable de Energía.
Los mapas con la información sísmica ofrecida ha sido muy criticada por las petroleras –admitió-, y México debe definir, además, los contratos de alianzas estratégicas de la estatal Pemex, para explotar sus reservas asignadas en la llamada Ronda Cero, cuando se quedó con los campos más explorados y prometedores.
"Esas son razones por las cuales la convocatoria en aguas profundas no han salido tan rápido como hubiésemos querido, en un entorno muy competitivo y en medio de un ambiente financiero de bajos precios", dijo Melgar.
"La volatilidad de los precios mundiales del petróleo (que México ha proyectado en 50 dólares en promedio en 2015) y el correspondiente impacto en los presupuestos e inversiones sigue exigiendo atención" de parte de México, puntualizó.
La ronda cuatro de aguas profundas contempla la exploración en el Área de Perdido, en la frontera marítima con EEUU, en el Golfo de México, y la cuenca Salina, cerca de otros campos de aguas someras frente las costas del sureste, de Veracruz y Tabasco.
La cuarta licitación de aguas profundas es la más jugosa y la forman una docena de contratos, valuados entre 3.000 y 4.000 millones de dólares cada uno, además de 11 campos de crudos extra-pesados, valuados en 1.300 millones de dólares en cada uno, de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
