Petroleras meten mano en licitaciones de la Ronda 2.1

La primera licitación de la ronda 2.1 de subastas petroleras ofrece más atractivo en exploración que en producción, destacan analistas.
La Ronda 2.1 incluirá campos que no se adjudicaron en las primeras licitaciones en el Golfo de México.
Aguas someras  La Ronda 2.1 incluirá campos que no se adjudicaron en las primeras licitaciones en el Golfo de México.  (Foto: iStock by Getty Images)
Edgar Sigler /
CIUDAD DE MÉXICO (Expansión) -

Se abre la licitación a la segunda ronda de subastas petroleras en la historia del país, diseñada con las zonas de mayor potencial energético a sugerencia de las empresas interesadas en participar en el concurso.

Las zonas se hicieron con base en las nominaciones propuestas por las empresas interesadas, entre más nominaciones mayor es el potencial energético de cada zona.

La siguiente infografía animada se muestra la ubicación, características y el número de nominaciones que la industria petrolera hizo sobre estas áreas. Algunas recibieron hasta 8 nominaciones, mientras que la zona 15 se incluyó sin tener ninguna nominación.

El fallo de la licitación se conocerá a finales del marzo del siguiente año, y la mayoría de los bloques contienen crudo ligero y recursos prospectivos de 8,375 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce).

El verdadero potencial de estos campos se encuentra en la parte no explorada por Pemex, y son los que se ubican en la Cuenca Sureste en donde hay formaciones subsalinas, explica el analista del sector para la consultora internacional Wood Mackenzie, Pablo Medina.

“Yo me centraría en la actividad exploratoria como lo más interesante en esta primera licitación de la Ronda 2, porque los volúmenes que presentan de inicio no son tan importantes”, dice el especialista.

La mayoría de los campos cuentan con información sísmica en tercerda dimensión, el último paso antes de iniciar las actividades de perforación, que permite calcular el potencial de cada área. De ello se determinó que estos 15 bloques presentan reservas prospectivas de 1,587 millones de bpce, con 90% de probabilidad de extracción (90P).

“A pesar de que Pemex es un campeón en aguas someras, estas áreas quedaron apenas exploradas justo por las formaciones subsalinas, donde Pemex no cuenta con la tecnología para explotar este tipo de pozos”, apunta el director general de la consultora GMEC, Gonzalo Monroy.

El analista destaca el trabajo que hicieron las empresas al nominar las regiones, pues significa que adquirieron los datos existentes, realizaron su propia interpretación de datos, y vieron oportunidades que Pemex no pudo visualizar dadas sus limitaciones.

Surgen

dudas en gas

Pero la llamada Ronda 2.1 también genera dudas en cuanto a los campos que ofrecen oportunidades para extraer gas natural, debido a que los bajos precios de este hidrocarburo reducen el atractivo de estos bloques, agregaron los expertos.

“El interés en esta fase será de empresas que quieren desarrollar la exploración en estas zonas, y que puedan ir debajo de la sal que se encuentra ahí”, añadió Pablo Medina.

Algunos analistas se mostraron escépticos acerca de los campos que ofrecen como recurso principal el gas natural y aceites pesados, pues los precios actuales de los hidrocarburos castigarán la rentabilidad de las firmas que tienen la tecnología para ir por esos proyectos.

“Aquí lo que manda es el precio. Así que estos proyectos deben hacer sentido para que las empresas apuesten por ellos”, opina el socio de la consultora Marcos y Asociados, Agustín Humann.

El especialista apunta que estos proyectos van a competir con los precios del gas natural importado desde la frontera norte con Estados Unidos, que ronda entre los dos y cuatro dólares por millón de pies cúbicos. Pero las petroleras privadas pudieran presentar costos más competitivos que los actuales de Pemex por el ahorro en los costos de transporte.

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"La cuestión fiscal también puede impulsar el atractivo de estos bloques, por lo que la Secretaría de Hacienda debiera reducir la carga impositiva en los campos con mayores complicaciones, como ya lo hiciera en la Ronda 1.2", apunta Monroy.

La primera producción de estos campos, que se adjudicará el 24 de marzo de 2017, se espera para 2020.

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