Pemex cambia el plan: va por aguas profundas antes que proyectos en tierra

A partir de este mes, la petrolera nacional Pemex lanzará su primera apuesta de asociación con privados en aguas profundas, un giro en los planes de la compañía que hasta inicios del año tenía avanzadas las diligencias para tres campos en tierra, donde incluso ya tenía la aprobación de la Secretaría de Energía (Sener).

Pemex inició el proceso para realizar su primera migración de una asignación de un campo retenido durante la Ronda Cero para encontrar un socio privado para explotarlos.

“No hemos revisado la solicitud de Pemex, pero casi de entrada creo que no habrá problema para migrarla, porque sabemos que Pemex va a poder desarrollar un descubrimiento en Trión, donde ya tiene reservas certificadas 3P”, adelantó la subsecretaria de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía (Sener), Lourdes Melgar.

La Sener, junto con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), iniciará el proceso para lanzar la licitación de este campo en aguas profundas, que deberá adjudicarse en diciembre.

La petrolera decidió que Trión fuera el primer proyecto de 12 campos que identificó para este tipo de migración, y que requerirá de inversiones por 11,000 millones de dólares (mdd) durante toda su duración.

“Esto es un primer paso, y creo que hace sentido que Pemex saque primero este farm-out, para ver cómo funciona y cómo se sacarán otros. Además, Pemex no tiene dinero para invertir en esto”, comentó la funcionaria de Sener.

Melgar agregó que ante la falta de recursos para continuar los trabajos en Trión, Pemex corría el riesgo de perder el proyecto, debido a que la legislación le obliga a devolver asignaciones en donde no demuestre que tiene la capacidad económica para desarrollar.

Pemex no tiene presupuesto asignado por la Secretaría de Hacienda para este proyecto, por lo que el campo resulta atractivo para sacar a licitación de un socio, dijo el director de Recursos, Reservas y Asociaciones de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández.

“Tenemos mucho interés por desarrollar estos nuevos campos. No hemos desarrollado ninguno en el área de Perdido. Pero para inversiones mayores como está, que se habla del orden de 11,000 millones de dólares, claramente nadie puede ir sólo. Y por eso debemos dar luz verde al mercado”, dijo Herández.

Aguas profundas vs campos maduros

Pemex informó en su reporte anual de abril pasado, que tenía adelantados tres proyectos de migración a través de farm-outs en los campos de Rodador, Ogarrio y Cárdenas-Mora, proyectos de campos maduros en tierra que requieren menos reservas y prospectivas de extracción de crudo que los de aguas profundas.

Estas zonas ya contaban con la aprobación de la Sener, por lo que iban a lanzar la licitación para buscar socios. En ese mismo reporte se incluía a Trión como un proyecto sin fecha para ser aprobado por la dependencia, quien debe dar su visto bueno para que la CNH inicie el proceso de licitación.

Hernández se limitó a decir que continuarán buscando subir nuevos proyectos para buscar alianzas en las siguientes licitaciones, como en la Ronda 2.1 y 2.2 que se anunciarán en las siguientes semanas, sin especificar los campos.

“El director actual se está centrando en estas oportunidades. Sin duda los farm outs que ya veníamos trabajando los vamos a subir a las licitaciones de la 2.1 y 2.2, pero habrá que ver el énfasis que le pone la nueva administración”, señaló la funcionaria de la Sener.

Pemex tenía una cartera de 16 posibilidades, según datos de una presentación de Pemex de octubre del año pasado.

“La estrategia cambio. Si hubieran hecho los farm outs con los campos maduros hubiera sido más inmediato el proceso de extracción pero con menos producción y reservas que los de aguas profundas”, dijo el socio de la consultora Marcos y Asociados Luis Miguel Labardini.

Los tres campos en tierra van a requerir inversiones por 1,900 mdd frente a los 19,300 mdd de los activos en aguas profundas Maximino, Trión y Exploratus; mientras que en términos de reservas el primer grupo acumula 728 millones de barriles de crudo equivalente en 3P, frente a los 1,007 millones de los segundos, aunque las reservas prospectivas en la zona de Perdido, donde se encuentran estos últimos, se estiman en decenas de miles de millones.

Los campos maduros en cambio cuentan con reservas 1P de 600 millones, e incluso ya se produce crudo, por lo que su aportación resulta más inmediata frente a los de aguas profundas, que pueden tardar entre 4 a 8 años en producir crudo.