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¿Pemex ahuyenta la inversión privada?

Por Adrián DíazLa parastatal solicitó a la Secretaría de energía 83% de las Reservas Probadas y Probables, que en conjunto tienen una probabilidad de extracción de al menos 50%. ¿Cómo y dónde entra la iniciativa privada?El pasado 21 de marzo, Petróleos Mexicanos entregó a la Secretaría de Energía su solicitud de áreas en exploración y […]

03-07-2014, 4:21:51 PM
¿Pemex ahuyenta la inversión privada?
Inversionista

Por Adrián DíazLa parastatal solicitó a la Secretaría de energía 83% de las Reservas Probadas y Probables, que en conjunto tienen una probabilidad de extracción de al menos 50%. ¿Cómo y dónde entra la iniciativa privada?El pasado 21 de marzo, Petróleos Mexicanos entregó a la Secretaría de Energía su solicitud de áreas en exploración y campos de producción que está en posibilidad de operar a través de asignaciones.Este acto conocido como “Ronda Cero” es uno de los primeros plazos que establece el párrafo séptimo del artículo 27 de la Constitución y que forma parte de la reforma energética.La Ronda Cero tiene el objetivo de permitirle a Petróleos Mexicanos (antes de que empresas privadas nacionales o internacionales entren al mercado) elegir los campos en los que desea trabajar (exploración y extracción) y en los que tiene capacidad de operar.De acuerdo a sus reglas, la Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, es la encargada de revisar la solicitud de Pemex y, a más tardar el 21 de septiembre de este año, tendrá que dar a conocer qué áreas le serán asignadas a la petrolera mexicana.¿Qué pidió Pemex?De acuerdo a la Secretaría de Energía, en extracción, pidió conservar todos los campos en los que actualmente participa y por ende tiene producción.En exploración quiere operar las áreas donde tiene descubrimientos comerciales, incluyendo, por supuesto, las aguas profundas del Golfo de México.En el caso de las Cuencas del Sureste, solicitó las principales áreas de exploración donde tiene inversiones.En Chicontepec, famosa por su riqueza en hidrocarburos, piensa concentrarse en áreas con gran actividad y liberar otras para la participación de particulares en futuras rondas, conservando los contratos integrales con terceros.Con respecto a los campos de lutitas, solicitó una fracción de los recursos prospectivos del país para desarrollar capacidades tecnológicas.En resumen, Pemex solicitó a la Sener 83% de las Reservas Probadas y Probables, que en conjunto tienen una probabilidad de extracción de al menos 50%. Este tipo de reservas son conocidas como 2P. También solicitó 31% de los recursos prospectivos; es decir, aquellos que no han sido descubiertos, pero que han sido inferidos y se estiman potencialmente recuperables mediante la aplicación de proyectos futuros.La Ronda Cero en el mapa Gracias a lo revelado por la Secretaría de Energía y tomando en cuenta que el grueso de la producción de Pemex está en el sureste de México, podemos deducir que los estados de Tabasco, Veracruz y Chiapas, así como la sonda de Campeche en aguas someras (poco profundas) frente a las costas de Ciudad del Carmen, Campeche y de Tabasco, son los proyectos que Petróleos Mexicanos no va a soltar.“Más del 80% o 90% de la producción de Pemex está en las cuencas del sureste y en aguas someras del Golfo de México, ese va a seguir siendo por muchos años el bastión de sus operaciones, afirma Luis Miguel Labardini, socio de la firma Marcos y Asociados.Una zona en las aguas profundas del Golfo de México que no se debe perder de vista, y que seguramente Pemex pidió seguir explotando, es la del Cinturón Plegado Perdido. ¿El motivo? Ha hecho tres descubrimientos importantes llamados Trión, Supremo y Maximino, y ya realizó por lo menos una perforación en cada uno de estos campos, demostrando que existen hidrocarburos comercialmente explotables.Maximino es el pozo más importante descubierto en 2013. La plataforma West Pegasus está encaminándose al norte de Maximino y acercándose a la línea fronteriza para iniciar la perforación de Maximino Delimitador, el segundo pozo. “Esperamos que en septiembre de este año la Secretaría de Energía conceda favorablemente la petición formulada por Pemex de quedarse con todos los pozos en aguas profundas en la zona de Perdido y en otra muy cercana que se llama Cinturón de Subsalino. Esto, porque Petróleos Mexicanos pidió en la Ronda Cero quedarse con Trion, Maximino, Supremo y otros pozos que están en esa área”, Afirmó Fabio Barbosa, del Instituto de Investigaciones Económicas de la UNAM.Debido a que estos campos son de aguas profundas y su complejidad aumenta el riesgo de obtener de forma satisfactoria hidrocarburos, existe una alta posibilidad de que Pemex decida asociarse con otras empresas para la explotación. La práctica internacional en este tipo de yacimientos indica que en aguas profundas nadie va solo, de tal forma que Pemex pude asumir el papel de operador principal o accionista del campo, ambas opciones son posibles y estarándentro de ley.La cuenca del suresteLa Provincia Petrolera Sureste está localizada en la Planicie Costera del Golfo de México y la Plataforma Continental del sureste del país. Esta región es la más prolífica en aceite y gas que tenemos en el territorio nacional, incluye una porción terrestre y otra marina.La terrestre abarca el sur del estado de Veracruz, el norte de Chiapas, casi todo Tabasco y el extremo suroccidental de Campeche. La marina ocupa parte de la zona económica exclusiva en el Golfo de México. En esta región es donde están nuestros yacimientos más grandes: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, que es el principal productor de petróleo, motivo por el cual dificilmente Pemex dejará de operar la zona.Los dos yacimientos tienen una producción aproximada de 1,309,200 barriles diarios (Anuario Estadístico Pemex, 2012). Existen áreas en las cuencuas del sureste que todavía están en la fase de exploración; sin embargo, Pemex las conoce bien porque en el Golfo de México ha desarrollado una experiencia muy exitosa en la perforación de pozos profundos y que tienen otras características técnicas como presión y temperatura altas.“Queremos mantener las cuencas del suereste, que han sido promisorias en términos de producción y exploratorios. Los mayores descubrimientos están ubicados en las costas del sureste, marinos y terrestres. La mayor producción de barriles producidos vienen de estas cuencas. Entonces es de alto valor estratégico para la empresa, con la ventaja de que se puede contribuir rápidamente a la producción de corto plazo porque tenemos una buen nivel de infraestructura, comentó Gustavo Hernández, director de Pemex Exploración y Producción.ChicontepecChicontepec lo podemos definir como un gran conjunto de campos en un cañón, llamado el Paleocanal de Chicontepec. Aquí lo que se espera, asegura Luis Miguel Labardini, es que Pemex elija los campos donde ha podido demostrar que puede tener buenos resultados.“Un campo como Chicontepec es complicado para una empresa tan grande como Pemex. Estos, generalmente son desarrollados por pequeños o medianos operadores”, señala Labardini.De acuerdo con el Director de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández, el proyecto de Chicontepec abarca 29 campos, de los cuales varios fueron asignados mediante la modalidad de contratos integrales de exploración y producción. Además se tienen firmados seis bloques que están solicitando debido al compromiso contractual establecido.“Aquellos campos con limitada rentabilidad, que se encuentren en áreas alejadas de infraestructura o que demanden una capacidad operativa y financiera que no pudiera alcanzar Petróleos Mexicanos no serán solicitados”, confirma el funcionario.Para Ernesto Marcos, de la firma Marcos y Asociados, esta es la mejor decisión que Pemex puedo tomar, debido a que Chicontepec ha sido una cuenca que a pesar de que representa una parte importante de las reservas probadas de México (más de 30%), es un yacimiento fracturado con grandes retos para una compañía del tamaño de Pemex; tampoco las grandes internacionales piensan participar en Chicontepec. “Más bien van a ser operadores medianos y pequeños de los que hay muchos en el mundo. Todos los que están desarrollando gas de lutitas en Estados Unidos, por ejemplo”, agrega.¿Sí quieren socios?Debido a la poca experiencia que tiene en aguas profundas, la petrolera mexicana solicitó áreas donde se involucren socios con el fin de asegurar la producción de mediano y largo plazos, y que le permita reducir la brecha en algunas de las competencias que en este momento no tiene.Con respecto a las áreas donde hay recursos no convencionales, como los de lutitas, Pemex busca participar con socios estratégicos, incluso también involucrar socios para contribuir al desarollo de campos técnicamente complejos o de alto nivel de inversión.Esta decisión, explica Luis Miguel Labardini, tiene mucho sentido porque hasta el momento Petróleos Mexicanos no ha perforado más de 10 pozos de lutitas. En el sector de petróleo y gas de lutita se necesita perforar muchos pozos a un costo muy bajo, de manera que económicamente sea viable su explotación.“Pemex está en la liga de Petrobrás, Shell, Exxon, Chevron; esas compañías no entran en el desarrollo de cuencas de lutitas. En Estados Unidos, que es realmente el único país donde ha tenido éxito la explotación de lutitas, hay mas de 300 operadores de estos campos. Su particularidad es que son medianas y pequeñas empresas que tienen mucha flexibilidad y habilidad para organizar la logística que se necesita en un campo en particular.Es oportuno mencionar que si el pozo de lutitas es de gas seco (solo gas metano), la explotación no es negocio. Lo que hacen las empresas en Estados Unidos es una combinación que les permita aprovechar los campos que vengan con gas humedo (cuando trae propano, butano, gasolinas naturales, gas antural), que tienen un precio mucho más alto en el mercado. Al final la combinación de producción de gas seco con gas líquidos y petróleo es lo que permite ser económicamente viables.Por lo pronto,la Secretaría de Energía está evaluado la posibilidad de dar a conocer su resolucion antes del 21 de spetiembre; es decir, adelantar algunas entregas que Pemex solicitó. “Hacer una entrega inicial de las asignaciones referentes a las áreas que están en producción. Posteriormente, aquellas que están en exploración darán a pemex toda la certeza para que siga sin ningún contratiempo sus trabajos de exploración y producción”, observó Lourdes Melgar, subsecretaria de hidrocarburos de la Sener.La funcionaria agregó también que existe la posibilidad de que la primera ronda de licitación, la Ronda Uno, se pueda llevar a cabo en el primer semestre de 2015, para posteriormente celebrar una ronda por año.

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