3 rondas para explotar crudo en México

La definición de las áreas para la inversión privada definirá el éxito o fracaso de la reforma; en la primera, Pemex se quedará con los mayores campos como Cantarell y Ku-Maalob-Zaap.
petroleo extraccion crudo pemex  (Foto: Thinkstock)
Edgar Sigler /
CIUDAD DE MÉXICO (CNNExpansión) -

El Gobierno de Enrique Peña Nieto dará a conocer este miércoles los resultados de la llamada Ronda Cero, es decir las áreas energéticas que Pemex se quedará para su explotación en exclusiva, y también informará las zonas que licitará para los privados, en la Ronda 0.5 y Ronda Uno, con lo que se dará inicio a la apertura del sector energético.

Las primeras licitaciones para la exploración y explotación de hidrocarburos resultarán fundamentales para que el Gobierno cumpla con la meta de revitalizar la producción de crudo del país, que está a punto de cumplir una década en franco declive desde su punto máximo en 2004, coincidieron analistas.

1.- La Ronda Cero

La Secretaría de Energía (Sener), con el apoyo técnico de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), dará a conocer las áreas que Petróleos Mexicanos (Pemex) mantendrá en exclusiva dentro de la llamada Ronda Cero.

La petrolera presentó en marzo la solicitud para conservar el equivalente a 83% de las reservas probables del país (conocidas como 1P y 2P), con el fin de mantener el ritmo de producción de crudo.

“Aquí no esperamos sorpresas, pues lo seguro es que Pemex se quede con los campos más productivos en aguas someras y (campos) terrestres”, dijo el analista de la consultora internacional del sector Wood Mackenzie Pablo Medina.

Estos proyectos se centran en zonas de tierra y aguas poco profundas (mejor conocidas como someras) donde la petrolera nacional ya tiene una gran experiencia, por lo que no va a requerir de ayuda para continuar su explotación, afirmó Medina.

2.- La Ronda 0.5

El Gobierno definirá este mismo miércoles 13 de agosto los proyectos para que Pemex migre de asignaciones a algún tipo de contrato compartido con el sector privado.

La intención es que algunas zonas, donde la paraestatal no haya demostrado que cuenta con las capacidades técnicas y financieras, puedan mantener un vínculo con el Gobierno a través de nuevos contratos.

“En primer lugar, la Sener va a presentar las áreas donde se va a quedar Pemex, pero en segundo lugar, y aún más interesante, es ver las zonas que se van a dar para que Pemex vaya en una join venture”, destacó el presidente de la consultora especializada GMEC, Gonzalo Monroy.

Detalló el caso del activo Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, donde Pemex ha tenido bastantes problemas para hacerlo rentable debido a la falta de tecnología y financiamiento.

Desde 2009 Pemex se vio obligado a realizar fuertes recortes a sus expectativas de producción en Chicontepec, pues ese año esperaba alcanzar hasta 106,000 de barriles de crudo promedio, y al final terminó con 30,000, según datos de la CNH.

En 2013 requirió un ajuste mayor en sus expectativas cuando esperaba superar los 100,000 de barriles, y al final se quedó en 58,000.

La Ronda 0.5 también puede incluir proyectos en aguas profundas y aceites extrapesados en zonas donde Pemex ya tenga alguna infraestructura y exploración iniciada, como puede ser en el área del Cinturón Plegado de Perdido, en el Golfo de México, dijo el analista de Wood Mackenzie.

Pemex estima que existen cerca de 52,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en zonas de aguas profundas, donde la paraestatal ha tenido algunos éxitos de hallazgos, pero Gonzalo Monroy señala que incluso en esas zonas la primera gota de producción se tendrá hasta dentro de siete años, por lo que en el corto plazo no se verá reflejado el aporte de estas asociaciones.

3.- La Ronda Uno

Una vez entregadas las áreas exclusivas para Pemex, se abrirán los campos que serán susceptibles para licitar solo a privados durante el primer trimestre del 2015.

La Ronda Uno debe permitir que empresas acudan para iniciar la explotación en las diversas regiones con potencial de hidrocarburos de México, por lo que deben incluir a los proyectos de largo plazo como los campos de shale oil y shale gas en los yacimientos de lutitas, y de aguas profundas y ultraprofundas, coincidieron los especialistas.

“El espíritu de la reforma es crear un ambiente competitivo para que otras empresas participen, y para que a Pemex se le entreguen los lugares donde son competitivos. Donde Pemex no tenga estas capacidades debe diversificarse, no debe quedárselas, o se corre el riesgo de que todo se quede como hasta ahora”, dijo Pablo Medina.

La petrolera pidió sólo 31% de los recursos prospectivos del país de un total de 112,000 millones de barriles, que se concentran en aguas profundas y lutitas. Pero estas son meras proyecciones dado que aún no cuenta con certidumbre para saber la factibilidad ni el verdadero potencial para explotar estos recursos.

“Todo lo referente a aguas profundas y lutitas va a tardar años, por lo que no podemos esperar que aporten en los siguientes cinco años a la producción”, dijo Gonzalo Monroy.

Medina considera que una parte importante para que el Gobierno alcance su meta de elevar la producción de 2.5 millones a 3 millones de barriles diario promedio hacia 2018 dependerá de la apertura a la mitad de campos que tiene México que apenas aportan 1% de la producción nacional.

“Ahí vamos a ver a pequeñas empresas como operadores y de servicio, para los cuales van a ser muy interesantes estos campos”, que se ubican en la zona de Tampico-Misantla, entre Tampico y Veracruz, dijo el analista de Wood Mackenzie.

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Pemex tiene registrados 710 campos, con reservas certificadas o en proceso de hacerlo, de los cuales 430 tuvieron producción durante 2013.

De los 430 campos, 86% concentran las reservas 2P (21,400 millones bpce) y 76 % (33,500 millones bpce) de las reservas 3P, según datos de Pemex en su solicitud enviada a la Sener.

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