Pemex se ‘hunde’ en aguas profundas
Los proyectos de exploración en aguas profundas de Petróleos Mexicanos (Pemex), una de las mayores apuestas de la paraestatal a futuro, arrojan pérdidas en su análisis de rentabilidad, revela un reporte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
La paraestatal además dedica mayores recursos en exploración y explotación a proyectos como Chicontepec, a pesar de que presentan menor rentabilidad y mayor incertidumbre, analiza el documento 'Clasificación de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos'.
El organismo regulador de sector realizó un estudio sobre la rentabilidad y la incertidumbre de 383 proyectos (184 de explotación, y 199 de exploración), para definir la generación de valor que pueden representar.
La comisión encontró que los proyectos de exploración en aguas someras (de poca profundidad y cercanos a la costa) presentan los índices más altos de rentabilidad y de menor incertidumbre de la muestra, pero gran parte de éstos no cuenta con recursos para su fondeo.
"El 30% de los proyectos con mayor rentabilidad y volumetría son proyectos exploratorios; sin embargo, apenas el 22% de los proyectos exploratorios se encuentra fondeado. El presupuesto ejercido en 2011 para exploración fue de 31,133 millones de pesos, que representó apenas el 13.5% del total de recursos de Pemex Exploración y Producción", destaca el documento.
La CNH contrasta esta situación con los proyectos en Chicontepec, de los cuales el 100% se encuentra en el grupo de los de menor rentabilidad y mayor incertidumbre, pero a los cuales se les destinó 26,744 millones de pesos en 2011, es decir 86% del presupuesto destinado por Pemex para exploración.
La producción del proyecto Aceite Terciario del Golfo, mejor conocido como Chicontepec, registró un promedio diario de 65,000 barriles de crudo al día, mientras que la paraestatal dijo el año pasado que espera alcanzar una extracción promedio de 100,000 millones de barriles diarios a fines de 2012.
La Región Norte, donde se ubica Chicontepec, cuenta con cerca de 19,000 millones de barriles en reservas, pero sólo cuenta con unos 1,400 millones de reservas probadas (1P), las de mayor certidumbre sobre su rentabilidad económica de extracción.
Dudas profundas
La mayor parte de los proyectos exploratorios obtuvo índices de rentabilidad comparables con los de la explotación, expresa el documento presentado por la CNH.
La comisión encontró en su análisis que 15 proyectos en aguas profundas cuentan con una rentabilidad económica negativa.
"De estos, 11 son de gas y 4 de aceite. Cabe mencionar que en cinco de estos proyectos el VPN (valor presente neto) es positivo; sin embargo, la rentabilidad se vuelve menor a cero cuando se calcula el VME (valor monetario estimado), es decir, cuando se ajusta por la probabilidad de éxito comercial", se lee en el reporte.
Algunos proyectos con rentabilidades negativas se encuentran fondeados, como es el caso de Nen-1 o de Naajal-1.
Los proyectos de aguas profundas Maximino-1 y PEP 1, donde Pemex ya cuenta con los recursos fondeados, representan una de las mayores fuentes de reservas entre los proyectos analizados, pero con una rentabilidad menor a la promedio.
"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", expresó el regulador.
La inversión se encuentra asignada principalmente por la renta de las plataformas que la petrolera puso en función a inicios del año, destacó Luis Miguel Labardini, socio del despacho Marcos y Asociados, especializado en consultoría sobre el sector energético.
"Pemex intenta diversificar su riesgo al explorar en aguas profundas o en proyectos de gas no convencional, porque en el pasado le apostó a un solo lugar y eso les resultó mal", expresó el analista.
Sin embargo el experto concuerda con el análisis realizado por la CNH sobre la incertidumbre que representa producir en aguas profundas, donde se requiere de la perforación de 100 pozos para encontrar 15 que resulten viables económicamente, pero donde Pemex apenas perfora unos cuantos al año.
"Además Pemex ha reconocido que la producción de aguas profundas va a ser dentro de 10 años", añadió Labardini
En cuanto a los proyectos de gas no convencional, o gas shale, la comisión encontró que cuentan con índices de rentabilidad positivos, pero estos son menores en promedio en comparación a los de aguas someras, debido a los bajos precios de ese energético.
"Los proyectos de gas no asociado son atractivos económicamente; sin embargo, no pueden competir en términos de rentabilidad con los proyectos de aceite. Los proyectos de aceite presentan un indicador de rentabilidad cinco veces superior a los proyectos de gas no asociado", destaca el documento.
En marzo, Pemex registró una producción promedio de 2.55 millones de barriles de crudo diario, y espera alcanzar un volumen de 3 millones hacia 2018.
