12 abr. 2017

 



Con las nuevas adjudicaciones en pozos marinos y terrestres, sumadas a las del año pasado, se pinta un nuevo mapa petrolero nacional donde las empresas privadas son protagonistas, incluso PEMEX que les disputa a los particulares quiere resurgir. 


POR JULIO FENTANES


Con Marzo y abril viene empujando fuerte la Ronda 2 de  las tres licitaciones, que convoca la Comisión Nacional de Hidrocarburos, y  cuando menos dos decenas de grandes empresas ya están apuntadas para arrancar, primero con el  paquete de 15 contratos de producción compartida en aguas someras del Golfo de México y seguirle en la 2 y 3 con nuevos pozos terrestres.

La Comisión Nacional de Hidrocarburo (CNH) espera una inversión total de 11 mil 250 millones de dólares en esta licitación, 750 millones de dólares por área contractual, y se pondrá a disposición de los empresas un recurso de mil 585 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que es 2.7% de este tipo de recursos a nivel nacional.

Las áreas a licitar tienen en conjunto 8 mil 900 kilómetros cuadrados frente a Veracruz, Tabasco y Campeche. Los contratos tendrán una duración de entre 30 y 40 años, con un periodo inicial de seis años para la exploración de las áreas.

Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, adelanta que habrá tres licitaciones en la Ronda Dos.

"Entramos a la Ronda Dos y las cosas se están viendo bien. En esta primera licitación, 2.1 aguas someras en el límite de lo profundo, tenemos 21 empresas registradas y siguen apuntándose otras más, otra vez regresan los grandes, las empresas europeas. Esta información es pública en el portal donde administramos las subastas", dijo a Radio Fórmula.

OTRA VEZ VIENEN LAS GRANDES
Los grandes corporativos como BP, Statoil, Chevron ó Shell están interesados, además de la propia PEMEX que volverá a licitar como una compañía más, interesada en ganar contratos.

En la disputa de los nuevos pozos  también se han registrado para preclasificar: Citla Enegy, ConocoPhillips, Dea Deutsche Erdogel, ENI, Hunt Overseas, Noble Energy, Ophir, Premier Oil, y Sierra Oil and Gas.

El requisito indispensable es tener un capital contable de mínimo 5 mil  millones de dólares y las nuevas compañías mexicanas tienen respaldo para dar pelea y adjudicarse algo.

Las convocatorias para las dos licitaciones en orden respectivo se presentaron por parte de  La Secretaría de Energía (Sener), en julio y agosto del año pasado respectivamente.

¿POR QUÉ VAN LAS PETROLERAS?

 Licitación 1. Ronda 2
Se encuentra integrada 15 áreas contractuales localizadas en aguas someras del Golfo de México, dentro de las provincias petroleras Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste.

Licitación 2. Ronda 2
Se encuentra integrada por 12 áreas contractuales bajo la modalidad de Contrato de Licencia. 9 de estas áreas se encuentran ubicadas en la Cuenca de Burgos, 2 en el Cinturón Plegado de Chiapas y 1 en las Cuencas del Sureste.

Licitación 3. Ronda 2
Se encuentra integrada por 14 áreas contractuales bajo la modalidad de Contrato de Licencia.
Estas áreas contractuales se encuentran localizadas en las provincias petroleras de Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz y Cuencas del Sureste

LOS TIEMPOS 

Licitación 1 el 4 de abril fue el último día para inscribirse a cuarto de datos y pagar acceso y el 7 de abril último día para inscribirse a la licitación, marzo, abril y mayo para aclaraciones y 19 de junio apertura de propuesta y el fallo.

Licitación 2 hasta el 28 de abril para inscribirse y abril, mayo y junio para aclaraciones, el 14 de julio apertura de propuestas y el fallo.

Licitación 3 tiene hasta el 28 de abril para inscribirse y abril, mayo y junio para aclaraciones, el 14 de julio apertura de propuesta y el fallo.

En la 2 y 3 por ser ambas terrestres, se empataron los tiempos a la  de la tres, por ser ambas similares.

La primera son 15 zonas en aguas someras, tanto en la segunda como en la tercera licitación se trata de campos terrestres, por lo que el interés de las compañías irá muy de la mano en estos dos concursos, la misma razón por la que se empató la licitación.

Los contratos previstos en ambas licitaciones terrestres son 26 en total, de los cuales la primera licitación es para 12  y la segunda un nuevo bloque de 14 campos terrestres.

Las inversiones que se pueden esperar si todos los contratos fueran adjudicados  son 16 mil 250 millones de dólares.


BAJAN COSTOS DE PRODUCCIÓN

Con la baja universal que tuvo el barril del crudo también bajaron los costos de producción el año pasado hasta en un 28 por ciento,  lo que es una de las razones que las últimas licitaciones de la CNH tuviera éxito y logrará rebasar sus propias expectativas de inversionistas interesados.

Si el precio baja, el interés de inversión también baja, habiendo mayor oferta lo que provoca que la maquinaria y equipo que se utiliza no se rente y su costo se desplome.

De acuerdo a los especialistas hay una relación íntima entre el precio del crudo, las inversiones y la demanda de maquinaria, porque todos quieren perforar y los equipos especializados escasean.

Cuando no hay perforaciones nuevas, la maquinaria queda ociosa y su costo baja.


RESERVAS A LA BAJA EN COMPARACIÓN A LA DÉCADA PASADA

Petróleos Mexicanos entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos los valores de reservas  de los campos que le fueron asignados en la Ronda Cero. De este modo, se dio cumplimiento a la regulación establecida por la Reforma Energética así como a las normas de entidades externas como la Securities and Exchange Commission de Estados Unidos (SEC).

En un comunicado de prensa, de acuerdo con este reporte, en 2016 PEMEX incorporó reservas 3P (probadas, probables y posibles) por 684 millones  de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). Este monto significa un incremento de 5% con respecto a 2015. (Fig 1). El nivel de reservas totales se mantuvo estable en 22 mil mmbpce (Fig 2).

La restitución de reservas totales 3P pasó de 55% en 2015 a 62% en 2016. Aunque este monto representa un incremento en la tasa de restitución, sigue estando por debajo de la de otros años y Pemex seguirá trabajando para aumentarla a niveles mayores. En 2016 la incorporación de reservas se debió al descubrimiento por PEMEX de nuevos campos, tanto en aguas profundas como en aguas someras del Golfo de México. Los principales descubrimientos fueron:

-Nobilis y Doctus, de crudo ligero, ubicados en aguas profundas del área Cinturón Plegado Perdido en el norte del Golfo de México, que en conjunto contienen más de 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

-Teca, Pokche y Uchbal, de crudo ligero, en aguas someras frente a las costas de Tabasco, los cuales poseen más de 380 mmbpce de reservas totales.

La tasa de restitución de las reservas 1P pasó de un negativo de -132% en 2015 a un positivo de 4% en 2016 (Fig 3). Esto demuestra un cambio que, aunque pequeño, revierte la tendencia a la baja que se venía observando. El volumen total de reservas 1P disminuyó como se había anticipado a principios del año pasado en la presentación del ajuste presupuestario que se realizó para enfrentar los bajos precios del petróleo.

Así, en general, 2016 marca un punto de inflexión, revirtiendo la tendencia a la baja que se había presentado desde 2013. Los descubrimientos obtenidos por PEMEX el año pasado fortalecen su inventario de reservas y representan oportunidades de explotación futura, ya sea bajo esquemas de inversión propio o en asociación.


DATOS 

Precios estimados del crudo
2017: 55 dólares por barril
2018:  60 dólares por barril

Los integrantes de la OPEP acordaron reducir el bombeo del hidrocarburo y anunciaron un máximo de 32.5 millones de barriles diarios.


Aguas someras son con un tirante hasta 500 metros de profundidades

Ultraprofundas van de 1, 500 metros en adelante


En el Golfo de México se licitaron bloques con tirantes de hasta 3 mil metros de profundidad

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