Sener aumentó áreas de campos a licitar

A partir de la Ronda Dos se ofertarán primero las más cercanas a las costas y después donde se requiere tecnología especializada, anuncian.
Pedro Joaquín Coldwell presentó la versión final del Plan Quinquenal de Gasoductos.
Pedro Joaquín Coldwell presentó la versión final del Plan Quinquenal de Gasoductos. (Especial)

México

En la versión definitiva del Plan Quinquenal para Exploración y Extracción 2015-2019, el gobierno federal modificó el tamaño de los bloques e incluyó nuevas áreas que suponen 32 por ciento más de lo propuesto originalmente.

El secretario de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell, indicó que son 96 áreas para exploración y 237 para extracción que representan 235 mil kilómetros cuadrados, un aumento de 56 mil 515 kilómetros cuadrados respecto a lo presentado a principios de julio

En conjunto, el volumen remanente de hidrocarburos y los recursos prospectivos ofertados por el Estado en este plan es de 104 mil 788 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa 2.1 por ciento más de lo contemplado inicialmente —no se están considerando los 2 mil 262 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de la primera y segunda licitaciones de la Ronda Uno—.

Además, se decidió no considerar los 4 mil 823 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recurso prospectivo convencional no documentado, debido a su alto nivel de incertidumbre.

Esta modificación surge después de que el plan fue puesto a consulta por tres meses por parte de la iniciativa privada y los gobiernos locales, donde las empresas solicitaron que para las subsecuentes rondas se liciten áreas contractuales contiguas para que se aproveche la infraestructura y que sean de mayor tamaño.

La subsecretaria de Hidrocarburos de la Sener, Lourdes Melgar, explicó que las áreas que se cambiaron fueron las de exploración, mientras que las de extracción se mantienen sin modificación en esta última versión, pero aclaró que podrá actualizarse dependiendo de los resultados de la Ronda Uno.

En las nominaciones de las empresas privadas se pidió que se incluyeran áreas que partieran de la costa hacia las aguas más profundas.

Fueron en las costas de Veracruz, Tamaulipas y Tabasco donde se agregaron nuevas áreas, detalló Melgar, y de acuerdo con la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) coinciden con los permisos que han otorgado a privadas para estudios de exploración.

En la consulta que concluyó el pasado 30 de septiembre, se tuvo la retroalimentación de nuevos estados que fueron: Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Hidalgo, Puebla, Tabasco y Chiapas, así como de 12 empresas.

En encuestas se reflejó que el interés de las compañías se centra en las aguas profundas en el Cinturón Plegado Perdido, lo cual no sorprendió, dijo la subsecretaria Melgar.

Pero lo que llamó la atención, continuó, es que también mostraron apetito por la provincia petrolera Tampico-Misantla, que posee recursos no convencionales (shale oil & gas), donde no se esperaba mayor interés por tener altos costos de producción, ya que se está en un contexto de bajos precios de crudo.

En esta retroalimentación, las empresas señalaron el tiempo que pueden tardarse en sacar la primera producción de cada uno de los recursos; en aguas profundas y aceites extrapesados les tomará 12 años, en aguas someras 10, en campos terrestres tres y en no convencionales dos años.

También opinaron que aquellos bloques que consideren tirantes de aguas de profundidad de 3 mil metros o más se difieran hacia la ronda final del plan quinquenal, toda vez que se requiere de 4 a 5 años para tener la tecnología necesaria.

El encargado de la política energética del país refirió que “a partir de la Ronda Dos se licitarán primero las áreas más cercanas a las costas y posteriormente las que estén en zonas más alejadas, donde el tirante de agua es mayor y se requiere tecnología más especializada para aprovechar los recursos”.

Este documento se revisará durante el tercer trimestre de cada año, y la Sener puede proponer cambios y adiciones de acuerdo con la información que se vaya generando, derivado de las experiencias que se obtengan tras cada una de las rondas de licitaciones (el plan incluye cuatro rondas), y  las condiciones coyunturales que se presenten en el mercado internacional.

DAN PERMISO

Por otra parte, la CNH en su 41 Sesión Extraordinaria del año aprobó a Pemex la perforación del pozo exploratorio marino Tiaras-1 en el Cinturón Plegado Perdido (aguas profundas), frente a las costas de Tamaulipas.

El costo de perforación y terminación de este pozo es de 2 mil 240 millones de pesos y se espera obtener aceite ligero. El programa de perforación inicia el próximo 18 de noviembre y culmina en mayo de 2016.

MOODY’S: PEMEX NO AUMENTA RIESGO DE MÉXICO

La agencia de calificación Moody’s aclaró que México cuenta con la fortaleza económica necesaria para mantener su calificación crediticia A3, luego de que emitiera un reporte sobre escenarios de riesgos de compañías petroleras para sus gobiernos.

“La calificación es estable (...) está basada en la muy elevada fortaleza económica del país dada su economía de gran escala, su grado de diversificación y sus perspectivas de crecimiento mejoradas asociadas con reformas estructurales”, dijo Mauro Leos, responsable de la calificación soberana de México. “Si bien Pemex operará en un entorno desafiante para el sector petrolero en los próximos años, prevemos que esto no afectará significativamente el perfil crediticio del país.

Moody’s emitió esta información tras publicar un reporte en el cual refería a Pemex y otras petroleras como uno de los factores que suponen “un alto riesgo para sus soberanos (países)”, por su alta deuda y el riesgo de requerir asistencia gubernamental. “Esto no implica que pueda conllevar a contingencias necesariamente que se cristalicen para el soberano”, dijo a MILENIO, Jaime Reusche, analista senior de Moody’s.

Sostuvo que Pemex debe alcanzar una mayor autonomía del gobierno para aumentar su rentabilidad y disminuir costos.

Con información de: César Barboza/México