Reforma energética dará ventaja a Pemex

Petróleos Mexicanos (Pemex) cuenta con importantes ventajas para continuar su dominio en el mercado de la extracción y producción de hidrocarburos por lo menos en los siguientes ocho años, tras la apertura del sector a la inversión privada con la aprobación de la reforma energética , anticiparon analistas.

La paraestatal tendrá prioridad para participar en una "ronda cero" en campos que aportarán cerca del 50% de la producción nacional al menos hasta 2021, además de contar con la experiencia para competir en aguas someras, es decir, de poca profundidad.

El socio de la consultora Marcos y Asociados, Luis Miguel Labardini, afirmó que a pesar de la reforma energética, Pemex mantendrá su poder en los pozos de mayor producción como son Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y los que se ubican en la Región Marina del Suroeste, que ahora aporta cerca del 75% de la producción total, de 2.54 millones de barriles crudos en promedio al día.

"Seguro Pemex reclamará los campos donde ya tiene una infraestructura muy considerable, como son los de aguas someras (que se consideran hasta 100 metros desde el lecho marino)", dijo el experto.

Con la reforma energética -que ya fue aprobada en la mayoría de los 31 congresos estatales y que espera la promulgación por parte del presidente Enrique Peña Nieto-, la producción se incrementaría a 3 millones en 2018 y en 3.5  millones para 2025.

Las aguas más rentables

Pemex notificará a la Secretaría de Energía un plan con todos sus proyectos antes de 60 días naturales luego de que se publique la reforma energética en el Diario Oficial de la Federación (DOF).

En los proyectos de explotación, la paraestatal deberá presentar los planes para continuar con su extracción, pero para los de exploración la Sener hará un examen de los proyectos, y dará un plazo de hasta cinco años para asegurar que puede tener la mayor rentabilidad en esos pozos, de lo contrario se licitarán a la iniciativa privada.

La reforma también prevé que la petrolera decida a qué proyectos migrar, y en cuales contratar a un tercero para que le ayude en su explotación, lo que le permitirá retener proyectos interesantes en aguas someras que aún están en la primera fase, estimó Labardini.

"Lo que no me queda claro es si reclamará los proyectos que ha realizado en aguas profundas como Trión, Maximino o Supremos. O si ahí iría en asociación", dijo el analista.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha subrayado los altos costos de realizar extracciones en aguas profundas, donde las tasas de rentabilidad son menores que en aguas someras, por lo que ha sugerido a Pemex centrarse en estos últimos yacimientos.

"Los proyectos exploratorios en aguas someras presentan un indicador de rentabilidad significativamente superior a los proyectos exploratorios en aguas profundas, además de que presentan una menor incertidumbre".

El siguiente mapa muestra las áreas donde Pemex cuenta con proyectos de exploración, y que serán sujetos del análisis de la Sener y CNH:

 

Fuente: imagen tomada de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Explorando opciones

Pemex tiene varios proyectos de exploración en la zona de la Cuenca Sureste, donde se encuentra el 37% de los 54,400 millones de barriles de crudo equivalente de recursos prospectivos convencionales que se localizan en territorio mexicano, según datos del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco).

Otro 49% se encuentran en zonas consideras como aguas profundas en el Golfo de México, donde también tiene proyectos la paraestatal.

Así que aunque en el corto plazo Pemex seguirá dominando en los hidrocarburos, el reto en el largo plazo para la paraestatal residirá en su capacidad para aprender a explotar los yacimientos en aguas profundas y de shale gas, donde se encuentran las mayores reservas del país, anticipó la analista socio líder de impuestos en infraestructura y energía para PricewaterhouseCoopers (PWC), Irene Hernández.

"Es un reto importante para la paraestatal porque se le va a permitir competir contra grandes petroleros".

El yacimiento de Cantarell, que en su momento aportó la mayor parte de la producción de crudo, se encuentra en declive. Pasó de 2.125 millones de barriles promedio diario en 2004 a 384,000 barriles en lo que va de 2013.

Mientras que la producción en Ku-Maloob-Zaap se ha estancado en cerca de 850,000 barriles diarios, aunque su producción logró amortiguar la caída en Cantarell.

La paraestatal también tiene a su favor las experiencias internacionales como Petrobras en Brasil, Statoil en Noruega o BP en Gran Bretaña, que continúan con la mayor participación en sus mercados o han logrado la internacionalización de sus operaciones, apuntó el experto de Marcos y Asociados.

Este lunes, el director general de Pemex, Emilio Lozoya, afirmó que la paraestatal debería enfocarse en la producción de gas shale, tal como lo hizo Estados Unidos, que al incrementar la oferta del energético, llevó el precio del combustible a casi cuatro dólares, frente a los hasta 16 dólares que cuesta en Asia y Europa.  

El siguiente cuadro muestra un comparativo de la inversión requerida por tipo de yacimiento, así como su riesgo y la modalidad de contrato recomendada internacionalmente.

Recursos	Inversión requerida	Riesgo	Contrato
Terrestres	Son los pozos con mayor facilidad para su explotación, y donde Pemex ya tiene amplias exploraciones.	Bajo y donde la rentabilidad resulta muy atractiva debido a los bajos costos de inversión que requieren y los altos precios del crudo.	Contratos de servicio/utilidad compartida y producción compartida
Gas grisú	Se requiere poco capital por estar vinculada al proceso minero.	Relativamente bajo, ya que el gas es un subproducto del proceso minero.	Licencia
Aguas profundas	Inicialmente se requieren hasta 250 mdd por pozo, pero de encontrarse recursos la inversión se dispara hasta los 15, 000 mdd por la infraestructura, perforación y plataformas.	Es muy alto, por ello todas las petroleras, con excepción de Pemex, se alían con otras empresas para aprovechar sus ventajas competitivas y diversificar el riesgo de la inversión.	Licencia/Producción compartida
Aguas someras	Son pozos con menos de 100 metros de profundidad desde el lecho marino, y donde Pemex ya cuenta con varios proyectos.	Bajo y con amplios yacimientos aún con potencial de explotación.	Licencia/Contratos de producción compartida
Lutitas	Cada pozo requiere de entre 10 y hasta 20 millones de dólares.	El riesgo es bajo, pero el problema es que los pozos de lutitas son relativamente pequeños y efímeros.	Licencia