Gobierno ‘carga la mano’ a IP en crudo
El Gobierno mexicano privilegió a Petróleos Mexicanos (Pemex) al otorgarle la mayor parte de las reservas de petróleo con mejores costos de desarrollo y de producción, dejando a la iniciativa privada la labor de explorar las áreas que requieren de mayor inversión de capital y tiempo para otorgar resultados energéticos, coincidieron especialistas.
La Secretaría de Energía (Sener), con el apoyo técnico de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), otorgó a la petrolera el 83% de las reservas posibles (2P) del país , estimadas en cerca de 20,589 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce).
“Los campos asignados permiten a la empresa garantizar la estabilización de la producción a costos competitivos”, dijo la petrolera en un comunicado el viernes.
Pemex reportó un costo promedio por barril de 7.91 dólares al cierre de 2013, un incremento de 15.6% respecto a 2012, según datos de su reporte anual del año pasado a la Comisión de Valores de Estados Unidos (SEC, por sus siglas en inglés).
Los costos en el activo de Ku-Maloob-Zaap, la mayor zona de explotación que aporta el 34% de la producción nacional, llegan apenas a 4.88 dólares por barril. En Akal, que forma parte del segundo activo de mayor importancia, Cantarell, tiene un costo de 11 dólares, aunque sólo aporta 7.5% de la producción nacional, por lo que ha ido perdiendo relevancia desde su pico en 2004 cuando aportaba el 60% de los barriles de Pemex.
“Es importante que la empresa del Estado se quedara con estas reservas, donde ya había trabajado y puesto capital para su extracción”, opinó el asociado de la consultora especializada Marcos y Asociados Luis Miguel Labardini.
La primera ronda de licitaciones, o la Ronda Uno, que se pretende lanzar en el primer trimestre del siguiente año, contendrá 3,787 millones de bpce en reservas probables (2P) del país , es decir cerca del 15% del total, pero no serán en las zonas de menores costos de extracción
Al menos 1,104 millones de bpce se ubican en zonas relativamente sencillas en tierra, aguas poco profundas (someras) y aceites extra pesados, donde el rango de costos ronda 10 dólares por barril. El resto de los 2,671 millones de bcpe en reservas probables (2P) se ubican en Chicontepec, cuyo costo supera los 20 dólares por barril.
“No me sorprendió que le dieran esas reservas de 2P a Pemex, aunque tal vez pudo verse un poco más agresivo”, al otorgar más de este tipo de reservas en la Ronda Uno, opinó el analista de la consultora especializada IHS-Cera, Pedro Martínez.
El interés del Gobierno es que las compañías privadas añadan nuevas reservas de crudo de las zonas con muy poco o nulo desarrollo, como en aguas profundas o no convencionales, por lo que en muchas de estas zonas apenas se verá un resultado en un lapso no menor a cinco años, dijo el analista.
La siguiente tabla muestra la distribución de los recursos que se licitarán en la Ronda Uno a partir del siguiente año, tanto para explotación como exploración:
Fuente: Imagen tomada de la presentación de la sener de la Ronda Uno.
La Ronda Uno ofrecerá 169 bloques -109 para exploración y 60 para explotación- que en conjunto suponen una superficie de 28,500 kilómetros cuadrados. La Sener espera que las inversiones anuales por la licitación de estos proyectos asciendan a 8,525 mdd entre 2015 y 2018.
Pedro Martínez estima que la primera ronda de licitaciones mexicana resultará más agresiva que la que emprendió Brasil cuando abrió su mercado, debido a que Gobierno y el regulador mexicano tienen una mejor idea sobre los recursos prospectivos en zonas de aguas profundas, shale oil y shale gas, y extra pesados.
Las mayores opciones se concentrarán en las reservas prospectivas en los proyectos de aguas profundas, con un contenido estimado de 4,813 millones de bpce, donde los propios directivos de Pemex prevén aliarse con un puñado de empresas con experiencia en este mercado, como Chevron, BP, Exxon, Total, Conoco Phillip’s o Shell.
“BP y Total tienen en particular la mayor exposición al desarrollo de aguas profundas, con proyectos de aguas profundas y ultraprofundas que en conjunto representan 78% y 73% del potencial de alza en sus costos de inversión respectivamente”, detalló la consultora internacional Carbon Tracker, en un estudio divulgado el viernes.
La siguiente tabla muestra el grado de exposición que tienen las mayores firmas privadas de la industria a nivel internacional por tipo de proyectos, cuyos costos por barril requieren de que los precios del petróleo se mantengan arriba de 95 dólares para ser viables:
Fuente: Imagen tomada del estudio “Oil & Gas Majors: Fact Sheets”.
