Ronda 2 elevará producción de gas y atraerá 5 mil mdd

De las 12 áreas contractuales, nueve están en la Cuenca de Burgos; seis de éstas tienen 35 campos probados para producir gas húmedo y seco: Sener.
Presentación de la segunda licitación de Ronda 2.
Presentación de la segunda licitación de Ronda 2. (Ariana Pérez)

Ciudad de México

Cada una de las licitaciones petroleras tiene un fin específico, y en el caso de la Ronda 2.2 es acrecentar la producción de gas, apuntó el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell.

Se espera una inversión de 5 mil millones de dólares; 480 millones de dólares por cada uno a lo largo de la vida de 12 contratos.

Las áreas contractuales que oferta el gobierno en la 2.2 para la exploración y extracción de hidrocarburos en tierra, engloban 39 campos de gas y aceite que cuentan con 643.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos y un volumen original de 93.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

De las 12 áreas, nueve se localizan en la Cuenca de Burgos, de las cuales seis tienen 35 campos que han probado su capacidad para producir gas húmedo y seco.

Esas nueve áreas suman un recurso prospectivo de 356.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Burgos es el segundo campo de gas en importancia para Pemex, pero en la última década ha mostrado una importante declinación; en la primera semana de agosto reportó una producción de 842 millones de pies cúbicos diarios, una caída de 23 por ciento respecto al cierre de 2015.

Las otras tres áreas restantes se encuentran en cuencas del sureste, donde una posee cuatro campos, en los cuales se puede extraer aceite y gas asociado.

El encargado de la política energética del país aseguró que los gases húmedo y seco son valiosos insumos para la industria petroquímica del país, que tanto los requiere; con la reactivación de proyectos “se verá beneficiada con el incremento de la producción de etano, propano y butano provenientes de esas áreas”.

La primera extracción se estima que inicie en 2018, y para 2025 se espera que los bloques adjudicados lleguen a su máxima producción de hidrocarburos, hasta de 100 mil barriles diarios de petróleo crudo equivalente, mismos que se compondrían de 36 mil barriles de aceite y 330 millones de pies cúbicos de gas.

Las 12 áreas se ubican en zonas cercanas a instalaciones de Pemex y 10 de éstas ya poseen su propia infraestructura, por lo que las empresas que obtengan los contratos podrán iniciar operaciones a la brevedad.

Joaquín Coldwell detalló que los campos tienen un tamaño de entre 340 y 480 kilómetros cuadrados, lo que significa que son 14 veces mayores a los ofertados en la tercera subasta de la Ronda 1, que también fueron terrestres.

Asimismo, añadió que cuentan con amplias áreas de exploración, lo cual ofrece una buena oportunidad para descubrir otros yacimientos e incorporar más reservas.

Se detalló que las áreas se darán bajo un contrato de licencia con una duración que va de 30 a 40 años.

“La Sener nuevamente seleccionó el contrato de licencia garantizando, así mayor flexibilidad administrativa, lo cual implica mayor compromiso del contratista, en virtud de que se responsabiliza por la totalidad de la producción y el Estado se beneficia con una menor carga burocrática, al recibir su pago en efectivo.

Por otra parte, en dos de las regiones ubicadas en las cuencas del sureste, debido a su composición étnica, mayoritariamente indígena, el gobierno tiene la obligación de consultar a las comunidades antes de la adjudicación de contratos.

En tanto, el presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, apuntó que los requisitos para los interesados en la capacidad técnica es contar con experiencia como operador entre 2012 y 2016 en por lo menos tres proyectos de exploración y extracción. O bien tener inversiones de capital en proyectos que al menos sumen 250 millones de dólares.

En las capacidades financieras se solicita un capital contable de 500 millones de dólares; si el operador no reúne dicha cantidad puede asociarse, aunque sí debe cubrir por lo menos 300 millones de dólares.

Al igual que en los procesos pasados, los participantes deben presentar su garantía de seriedad; en esta licitación es por 250 mil dólares. La apertura de propuestas económicas y el fallo serán en abril del próximo año.

Invitan a aguas profundas

Las administradoras de fondos para el retiro (Afore) tienen recursos para realizar inversiones importantes, justo las necesarias para los proyectos en aguas profundas, como el de Trión, que requiere 11 mil millones de dólares en los siguientes 15 años, dijo José Antonio González Anaya, director general de Pemex.

El directivo comentó que ese tipo de proyectos requieren importantes inversiones, por lo que las sociedades de inversión especializadas en fondos para el retiro tienen una buena oportunidad  y potencial. “Las inversiones en el sector energético tienen una perspectiva a largo plazo, que por supuesto tienen las Afore.”

González Anaya dijo que Pemex busca asociarse con otros operadores del sector energético, a fin de mejorar su infraestructura, tecnología y eficiencia en costos; sin embargo, generalmente es necesario un tercer participante financiero,  que es donde pueden entrar las Afore.

“Nuestro trabajo será buscar el mejor socio para realizar los proyectos, pero en muchísimos casos es casi inevitable traer un socio financiero en el paquete”, indicó.

En cuanto a las reformas pensionarias para los trabajadores de Pemex y CFE realizadas con el fin de dar sustentabilidad financiera a estas empresas, González dijo que laboran para hacer el esquema de cuentas individuales lo más beneficioso que se pueda, para que el personal tenga movilidad y pueda integrarse al resto de la economía de la manera más eficaz, por lo que estamos en el proceso de implementación.

“Me da mucho gusto haber participado en la convención de la Amafore; en cargos pasados trabajé mucho de la mano con el tema de las pensiones y me da gusto que el sistema esté madurando, porque es en beneficio de todos”, concluyó.

Descenso en indicadores

Los ingresos que registró Petróleos Mexicanos (Pemex) por la exportación de crudo en los primeros siete meses del año ascendieron a 7 mil 802 millones de dólares, 35 por ciento menos en comparación con igual periodo de 2015, derivado de la caída en los precios del petróleo.

De enero a julio de este año, la mezcla mexicana de exportación promedió 32.25 dólares por barril, un 33.8 por ciento más bajo que los 48.78 dólares por barril del mismo lapso de 2015.

El volumen que envió Pemex al exterior de enero a julio de este año, fue de un millón 136 mil barriles diarios de crudo, un 2.7 por ciento menor al millón 168 mil barriles diarios que mandó en el periodo que se compara.

Del millón 136 mil barriles diarios, casi un 55 por ciento lo envió América, donde se encuentra su principal cliente es Estados Unidos.

En dicho lapso, la producción de crudo se situó en los 2 millones 197 mil barriles de crudo diarios, una baja de 2.9 por ciento respecto al periodo que se compara.



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