México tiene una Faja de Oro… negro
La primera zona donde México se inauguró como una potencia petrolera a inicios del siglo XX, conocida como la Faja de Oro, podría ser una de las claves para alcanzar las ambiciosas metas del Gobierno de Enrique Peña Nieto de elevar la producción petrolera de 2.5 a 3 millones de barriles diarios para 2018 una vez que entre en marcha la reforma energética, anticiparon analistas.
Pero el logro de este objetivo dependerá tanto de las condiciones fiscales que impongan a los nuevos concesionarios de la Iniciativa Privada, como de la liberación de áreas que Petróleos Mexicanos (Pemex) pretende retener en la Ronda Cero.
“Existen cerca de 300 campos maduros que tienen importantes reservas que pueden producir casi de inmediato. ¿Dónde Están? Entre Tampico (Tamaulipas) y Poza Rica (Veracruz). La antigua Faja de Oro, que tiene campos en tierra y mar”, explicó el analista de la consultora especializada Marcos y Asociados, Luis Miguel Labardini.
Los primeros grandes descubrimientos de crudo en México se dieron justamente en la Faja de Oro a inicios de 1900. Las regiones que abarca son Veracruz, Poza Rica, Altamira y parte del Golfo de México.
Sin embargo, la zona que llegó a aportar más de medio millón de barriles de petróleo al día en la década de los 60, dejó de tener interés para Pemex a partir de 1970 frente a los megayacimientos en la zona de la cuenca sureste en Cantarell, Campeche, que en su cúspide contribuyó a que México alcanzara una producción total de 3.4 millones de barriles diarios.
Cantarell comenzó su declinación en 2004, misma que no pudo remplazarse con el activo de Ku-Maalop-Zaap, con lo que México se quedó con un producción menor a los 2.5 millones de barriles.
Por eso ahora los campos en lugares como la Faja de Oro han comenzado a atraer el interés porque se espera que ayuden a incrementar la extracción de hidrocarburos, reconoció Labardini.
El Gobierno proyecta que con la implementación de la reforma energética la producción nacional se disparare a 3 millones de barriles promedio diario de crudo, además de atraer cerca de 100,000 millones de dólares anuales de inversión hacie el 2018.
México licitará contratos petroleros
Las regiones Marina Noreste (donde están Ku-Maalob-Zaap y Cantarell) más la Marina Suroeste, aportarán cerca del 76% de la producción este año, mientras que la región Norte, que incluye parte de la Faja de Oro, apenas aportará 4.7%, según estimaciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) con datos de Pemex.
Pero las reservas en la Faja de Oro pueden resultar muy atractivas para empresas privadas de mediano tamaño, por lo que la Secretaría de Energía (Sener) y la CNH deben asegurarse de liberar zonas donde Pemex invierte poco o de plano se encuentran clausuradas, a pesar de tener una infraestructura ya instalada, dijo Labardini.
El Gobierno ha calculado que con métodos de recuperación en ciertos pozos, la producción puede ser de un millón de barriles diarios adicionales a los que hoy extrae Pemex, pero éstos requieren de técnicas especializadas e inversión con las que no cuenta la petrolera en la actualidad.
“No queremos tener todas las áreas que solíamos tener (…) aunque tampoco queremos un portafolio pequeño”, dijo el encargado de la dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), Gustavo Hernández, en una presentación la semana pasada en el Institute of Américas.
La paraestatal pidió en la Ronda Cero cerca del 83% de las reservas probadas del país (2P), que representan cerca de 20,600 millones de barriles, y que son las más atractivas a mediano plazo. Pero en la información publicada por las autoridades no se ha revelado el detalle de estas peticiones que deberán desahogarse a mediados de septiembre.
La CNH estima que existen más de 7,000 millones de barriles en reservas 2P (reservas probadas y probales) entre las cuencas de Tampico-Mistantla, Burgos y Veracruz, de las 24,800 millones totales en este mismo nivel, según datos de la presentación de Gustavo Hernández.
Fuente: imagen tomada de la presentación de Gustavo Hernández en La Jolla, California.
Así que las autoridades deben, en primer lugar, recobrar las zonas donde Pemex ya no produzca crudo, mientras que en el segundo criterio deben medir si la paraestatal ofrece las condiciones de tecnología, financiamiento y recursos humanos para explotarlos de manera óptima , apuntó Labardini
“Yo pienso que el criterio que va a usar la CNH es que si tienes los pozos taponados, que no estén produciendo, pensaría que el campo es sujeto a sacar a licitación”.
Pemex invertirá cerca de 300,000 millones de pesos (mdp) este año en exploración y producción, aunque la mayoría, casi 264,000 mdp se irán a la producción. De este presupuesto, las zonas en aguas someras en producción acapararán casi el 60% de los recursos, según datos de la CNH.
Fuente: imagen tomada de la CNH.
