Expertos señalan que el programa da mayor certidumbre a las inversiones en el sector; Pemex solicita la migración de 14 asignaciones a ocho contratos de exploración y extracción.
El plan quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015–2019, publicado este miércoles por la Secretaría de Energía (Sener), considera elementos legales y de política pública para la viabilidad de las licitaciones del sector energético.
De acuerdo con especialistas, el programa certidumbre a los participantes del mercado mundial sobre las áreas de exploración y extracción en el país durante los siguientes años.
Estos son cinco puntos clave de este plan:
1. Aumentan áreas de exploración. El plan quinquenal contiene áreas de exploración y campos de extracción que suman una superficie de 235,070 km2, lo cual implica un aumento de 56,515 km2 con respecto al programa publicado el 30 de junio pasado y deriva de nuevas áreas de exploración y considera los resultados de la primera y segunda licitaciones de la Ronda Uno.
“La ampliación de las áreas de exploración indica que Pemex no tendrá relevancia en descubrir o ampliar campos se expone menos”, comentó el asesor de Caraiva y Asociados, Ramsés Pech.
2. Menor carga para Pemex. De acuerdo con el documento, al 30 de septiembre, Pemex solicitó la migración de 14 asignaciones a ocho contratos de exploración y extracción como parte de los llamados farm-outs o las asociaciones de Pemex con empresas privadas para explotar campos.
“De esta manera, el Estado promoverá la actividad petrolera en áreas que no habían sido atendidas por la falta de financiamiento, capacidad de ejecución o tecnología, ya sea a través de rondas licitatorias o por medio de asociaciones de Pemex con empresas privadas a fin de atraer capital, diversificar riesgos y fortalecer los ingresos petroleros del Estado”, dice el documento.
Agrega que la Sener ya notificó a Pemex la procedencia de las solicitudes de migración de los campos Ek, Balam, Sinán, Bolontikú, Ogarrio, Rodador, Cárdenas, Mora, Ayatsil, Tekel y Utsil.
3. Áreas terrestres poco atractivas. A diferencia de las áreas de recursos no convencionales y de aguas someras, las zonas terrestres no presentaron ninguna muestra de interés por parte de las empresas energéticas.
Ramsés Pech señaló que las compañías no están interesadas en la licitaciones donde hay gas seco, como en la Cuenca de Burgos.
4. Recursos no convencionales, la esperanza. Para la exploración de recursos no convencionales, el plan quinquenal considera 24 grandes áreas que abarcan una superficie de aproximadamente 34,830 km2, con recursos prospectivos estimados de 25,276 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce). Estas áreas se encuentran distribuidas en Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Veracruz, Hidalgo y Puebla.
El 83% las muestras de interés de las áreas de exploración de recursos no convencionales son de interés general.
Los recursos no convencionales como shale gas o lutitas gasíferas se encuentran en formaciones geológicas que hacen más difícil y costosa su extracción y requieren tecnologías específicas para su desarrollo.
5. Concentración de campos. Por número de campos, Veracruz es la entidad con el mayor número (195), seguido por Tamaulipas (176) y Tabasco (104). En ellos se concentra la mayor cantidad de recursos de reserva remanente 2P (7,242 MMbpce) y de volumen original 3P remanente (116,900 MMbpce). Estas tres entidades contienen 62% de los campos, 31% de la reserva remanente 2P y 45% del volumen original 3P remanente.
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