Gigantes como Chevron, ConocoPhillips, Eni, Lukoil, Repsol, Royal Dutch Shell, Total y China National Offshore Oil Corporation (CNOOC) pujaron en la Ronda 2.1 para hacerse de los bloques a través de contratos de producción compartida para la exploración y extracción.
La Ronda 2.1 cerró con 10 de los 15 campos adjudicados y hasta un empate con un bono a la firma de US$30 millones en un campo.
En la segunda mitad de la subasta, nuevamente Petróleos Mexicanos (Pemex), aunque ahora en consorcio con la colombiana Ecopetrol; además del consorcio entre la británica Capricorn y la mexicana Citla; la italiana ENI y la rusa Lukoil en lo individual; la filial de Sierra Oil and Gas, Sierra Perote, en consorcio con la española Repsol; otra vez ENI en consorcio con Citla Energy, y Shell en consorcio con Total, fueron las ganadoras de siete de los ocho contratos de producción compartida subastados.
El área 8 fue adjudicada a Pemex Exploración y Producción con Ecopetrol y una oferta de 20.1% de utilidad al Estado sin incremento a la inversión adicional. En esta área ubicada en las Cuencas del Sureste no hubo más ofertas ni segundo lugar obligado.
En el Bloque 9 se dio el primer empate en las propuestas, entre la originaria de Edimburgo, Escocia, Capricorn Energy, en consorcio con la mexicana Citla Energy y la italiana ENI, que ofertaron el máximo permitido, de 75% de la utilidad para el Estado, y un factor de inversión adicional de 1.5%. Entonces, ambos consorcios ofrecieron un bono en efectivo a la firma, y el ganador fue el consorcio entre Capricorn y Citla, cuyo monto ascendió a US$30.333,33 centavos, mientras que el de ENI fue de US$20.470.500.
Este noveno bloque está también en las Cuencas del Sureste, tiene hasta 500 metros de tirante de agua y totalidad de cobertura sísmica tridimensional que permite estimar la presencia de aceite ligero.
Chevron, Pemex e Inpex, con propuestas de 70,45% y 1.5% de la utilidad al Estado y de inversión adicional; Dea Deutsche Erdoel y Diavaz, con su respectivo 70,21% y 1%; Noble Energy y Talos, con 52,02% y cero, y China Offshore Oil Corporation con 26% y cero, respectivamente, participaron en la contienda sin ganar contratos.
El Bloque 10, también de las Cuencas del Sureste, con un área de 533 kilómetros cuadrados, un tirante de 500 metros y total cobertura sísmica tridimensional para determinar la existencia de aceite ligero, fue adjudicado a la italiana ENI, que ofertó el máximo permitido de 75% de utilidad operativa para el Estado y 1.5% de inversión adicional.
En segundo lugar, quedó el consorcio entre Dea Deutsche Erdoel y Diavaz, con 68.73% para el Estado. Con ello, Pemex en lo individual y con una participación para el Estado de 48.1%; Noble Energy, con PC Carigaly y Ecopetrol, con 45.01%, y Murphy Sur, Talos Enegy y Ophir, con 30.1% para el Estado, quedaron fuera.
La ibérica Repsol ganó finalmente un bloque en México en consorcio con la mexicana Sierra Perote, subsidiaria de Sierra Oil and Gas, al ofertar 62.28% de utilidad operativa para el Estado en el Bloque 11.
China Offshore Oil Corporation, con una oferta de 35%, quedó en segundo lugar y sólo hubo dos propuestas. El área contractual 11, también de las Cuencas del Sureste, tiene 533 kilómetros cuadrados y un tirante de agua de hasta 550 metros. Con una cobertura total de sísmica tridimensional, se espera la existencia de aceite ligero.
El área contractual 12, de 521 kilómetros cuadrados en las Cuencas del Sureste, donde se espera encontrar aceite pesado, fue adjudicada a la rusa Lukoil, que sin consorcio ofertó la máxima participación del Estado de 75% en la utilidad operativa más 1% de inversión adicional al programa mínimo. En esta área no hubo más propuestas.
El Bloque 13 en las Cuencas del Sureste, de 565 kilómetros cuadrados, 500 metros de tirante de agua y aceite pesado como recurso principal, quedó desierto.
En el penúltimo Bloque de este proceso, el 14, la italiana ENI en consorcio con la mexicana de reciente creación y financiamiento de fondos estadounidenses, Citla Energy, ganó el contrato con una oferta de 37.27% del valor de la utilidad compartida sin factor adicional a la inversión mínima. En este bloque no hubo más ofertas, por lo que el segundo lugar quedó desierto.
También ubicado en las Cuencas del Sureste, este bloque tiene 466 kilómetros cuadrados y un tirante de agua de 300 metros. Además, tiene total cobertura sísmica tridimensional y ahí se descubrió el campo Xulum, que Pemex ha explorado en busca de aceite pesado.
Finalmente, el bloque de mayor dimensión de esta licitación: el 15 con 972 kilómetros cuadrados y un tirante de 28 metros, además de total cobertura sísmica tridimensional, aunque con gas húmedo como principal hidrocarburo, fue adjudicado al consorcio entre la francesa Total y la holandesa Shell, que fue el único campo por el que presentaron una oferta, de 30.11% de utilidad para el Estado y sin inversión adicional al programa mínimo. En este bloque, el consorcio entre europeas fue el único oferente.
Campos. Los bloques están distribuidos entre las costas de los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, en el sureste de México, y cada uno tiene en promedio una extensión de 594 kilómetros cuadrados.
La CNH estima que de haber éxito exploratorio los bloques en conjunto podrían llegar a producir 200.000 barriles por día (bpd) de petróleo en cinco años.
México, cuya producción de crudo ronda los 2,0 millones de bpd tras haber tocado un tope de 3,4 millones en 2004, ya ha realizado varias licitaciones petroleras en aguas someras del Golfo de México, aguas profundas y campos terrestres.
Adicionalmente Pemex ha emprendido asociaciones para desarrollar campos, siendo la más significativa en el Bloque Trión, en aguas profundas del Golfo.
* Con información de El Economista de México y Reuters.
