Ronda 2.1 la más jugosa

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La mayor parte de los campos tienen aceite ligero y gas húmedo, todos con gran potencial para la petroquímica, el área más rentable de la producción de los derivados de hidrocarburos

Se recuerda a campos como Francita, cerrados pero con alta calidad de aceites

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Después del homicidio masivo en Mexichem, la la segunda ronda de licitaciones petroleras

Javier Pulido Biosca

Revista Raíces

Desde el pasado 19 de julio se abrió la licitación a la segunda ronda de subastas petroleras en México, en este caso son las zonas de mayor potencial energético y se ve claro que esto sucede siguiendo la sugerencia de las empresas interesadas en participar en el concurso.

Las zonas se hicieron con base en las nominaciones propuestas por las empresas interesadas, entre más nominaciones mayor es el potencial energético de cada zona.

El mapa adjunto se muestra la ubicación, características y el número de nominaciones que la industria petrolera hizo sobre estas áreas. Algunas recibieron hasta 8 nominaciones, mientras que la zona 15 se incluyó sin tener ninguna nominación.

El fallo de la licitación se conocerá a finales del marzo del siguiente año, y la mayoría de los bloques contienen crudo ligero y recursos prospectivos por 8 mil 375 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce).

 

La trampa de la licitación

El verdadero potencial de estos campos se encuentra en la parte que supuestamente no había sido explorada por Pemex, que es la llamada Cuenca Sureste en donde hay formaciones ubicadas debajo de la capa salina del Istmo Mexicano.

La mayoría de estos campos parece ser de poca productividad, pero la calidad del aceite que tienen es la mejor que tiene México.

Además tienen futuro si se exploran las capas inferiores al manto salino.

Pero aún cuando no se hiciera en el modo inmediato la exploración más profunda se trata de campos ya trabajados hacia los años 40 y 50 y taponados en los 70, como es el caso del campo Francita, donde se aprecian varias chapopoteras naturales y muy pocos pozos produciendo aceites ligeros que se concentran en Cuichapa para ser refinados en Minatitlán a fin de fabricar aditivos para gasolina.

Cabe decir que la mayoría son campos cuyas pruebas sísmicas datan de 2010 a 2012 y que cuentan con información sísmica en tercera dimensión, el último paso antes de iniciar las actividades de perforación, que permite calcular el potencial de cada área. De ello se determinó que estos 15 bloques presentan reservas prospectivas de 1 mil 587 millones de bpce, con 90% de probabilidad de extracción (90P).

Algunos analistas, como Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC, destacan la incapacidad técnica de Pemex para explotar este tipo de pozos subsalinos, pero no enfatizan que la tecnología se compra y pueden ser capacitados ingenieros de la paraestatal para desarrollar con posterioridad la tecnología propia.

Este analista destaca que las empresas nominaron las regiones a partir de los datos existentes, que fueron adquiridos por los privados para encontrar “oportunidades que Pemex no pudo visualizar dadas sus limitaciones”.

 

El asunto del gas

En la llamada Ronda 2.1 también se licitan campos de gas seco, en la zona de Tuxpan, donde resultan también en oportunidades para la venta, ya que el uso del metano, componente principal del llamado “gas seco”, es usado en los procesos donde la industria requiere de combustibles baratos y de menor impacto ambiental.

Si este gas seco se buscara aprovechar para la producción de amoníaco y en las cadenas de los fertilizantes ser requeriría de transportarlo con rumbo a Cosoleacaque, complejo petroquímico donde se ubican las principales plantas productoras de amoníaco.

Algunos analistas, como el arriba citado consideran que genera dudas en cuanto a los campos que ofrecen oportunidades para extraer gas natural, debido a que los bajos precios de este hidrocarburo reducen el atractivo de estos bloques.

Un tercer tipo de campos se están licitando, particularmente en la zona de Campeche y que ofrecen como recurso principal el gas natural y aceites pesados, que serán poco atractivos para las firmas por la baja rentabilidad que hoy se obtiene del crudo pesado.

 

La carga fiscal

Lo que puede hacer atractivos a estos campos es que la Secretaría de Hacienda redujera la carga impositiva en los campos con mayores complicaciones, como ya lo hiciera en la Ronda 1.2, pero que fue fuertemente criticado porque la principal meta de la reforma energética es que el Estado se allegue recursos a partir de la explotación de estos bienes de la nación.

La primera producción de estos campos, que se adjudicará el 24 de marzo de 2017, se espera para 2020.

 

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