Durante los próximos 21 meses ya se espera una reducción de la actividad de exploración petrolera en México, debido a la devolución de siete proyectos y la terminación de 20 planes por parte de las empresas privadas.
- A pesar de esto, la titular de la Secretaría de Energía, Rocío Nahle, dijo ante representantes del sector que el gobierno no cambiará su decisión de no seguir otorgando concesiones o contratos petroleros.
- Dijo que la actual administración ha respetado los contratos que ya fueron otorgados, lo cual ha permitido que algunas de estas empresas que ganaron bloques en las rondas de licitación, ya están produciendo crudo y gas natural que está siendo incorporado a la plataforma nacional de extracción y se ha permitido un aumento en las reservas.
- Ahorita en el 2023, sólo extraen 80 mil barriles producto del esfuerzo del trabajo y es reconocido, y seguirán esos contratos respetándose y apoyados por parte del gobierno, lo hemos comentado en varias ocasiones en el gobierno no se darán más concesiones, pero estamos apoyando las concesiones y los contratos que ustedes tienen”.
- Sin embargo, el vicepresidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), Andrés Brügmann, dijo que en “los siguientes 21 meses veremos una reducción de la actividad exploratoria, esto debido a que 20 planes de exploración llegan a su fin y al menos siete serán retornados anticipadamente al Estado”.
Sin embargo, este panorama se vislumbra en un contexto donde se espera un aumento de 23% de la demanda de energía para 2045, no sólo para el sector residencial, sino también para el industrial, y que para poder satisfacerla es necesario desarrollar todas las fuentes energéticas del país.
- Insistió en que uno de los principales retos es que se siga llevando a cabo trabajo de exploración petrolera en México, pues esto permitirá dar nuevos descubrimientos y dar continuidad a la producción en el futuro, pues debe tomarse en cuenta que llegar a la etapa de extracción requiere de varios años.
Privados reducirán exploración petrolera en los próximos dos años
Andrés Brügmann, vicepresidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) alertó sobre la caída que se observará en los próximos dos años en la actividad exploratoria de las petroleras privadas que han llegado a México, misma que no ha tenido continuidad debido a que desde 2019 se cancelaron las rondas para adjudicación de contratos por parte del gobierno.
“En los siguientes 21 meses, veremos una reducción en la actividad exploratoria, esto debido a que 20 planes de exploración llegan a su fin y al menos 7 áreas serán retornadas al Estado anticipadamente”, dijo Brügmann en la Séptima Convenció Nacional Petrolera frente a la titular de Energía, Rocío Nahle.
- Según él, se requiere de la implementación de una fórmula de trabajo que permita dar continuidad y crecimiento a la producción de hidrocarburos en México, ya que en gas natural, en yacimientos no convencionales, aguas profundas y otras nuevas áreas poco exploradas existen enormes potenciales que se sumarían al ya demostrado liderazgo del país en campos tradicionales.
Aunque la reducción de actividades no significa que terminarán las operaciones privadas en el país, cada vez se vuelve más necesario que se generen condiciones adecuadas de inversión, con políticas a largo plazo, estabilidad regulatoria y sostenibilidad.
“La simplificación regulatoria y la coordinación de los diferentes entes de gobierno es fundamental para tomar también decisiones ágiles y efectivas para la operación del sector”, detalló el empresario.
- Cabe recordar que apenas este martes, la petrolera alemana Wintershall Dea, junto a sus socios Harbour Energy y Sapura OMV, anunciaron un descubrimiento de petróleo en el prospecto de exploración Kan del Bloque 30, ubicado en aguas someras de la Cuenca Salina (parte de las Cuencas del Sureste), en la costa de México. Conforme a las estimaciones preliminares, el descubrimiento podría contener entre 200 y 300 millones de barriles de petróleo equivalente.
Esta área contractual fue uno de los bloques más disputados de la ronda de licitación 3.1 de México en 2018. El descubrimiento de Kan confirma el atractivo del Bloque 30, el cual complementa el portafolio de licencias de Wintershall Dea en México, según la empresa.
Sin embargo, el mismo día el órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) concluyó la terminación anticipada por renuncia a 30% del área contractual del contrato CNH-M3-MISIÓN/2018 por parte de Servicios Múltiples de Burgos (SMB), liderada por la argentina Tecpetrol y producto de una migración de régimen contractual en que se encuentra asociada con Petróleos Mexicanos (Pemex) desde 2019, contrato que continuará realizando sus actividades de producción, pero que cesará una parte de la exploración por no considerar factible el hallazgo de nuevos recursos en la región devuelta al Estado.
La CNH aprobó una pena convencional al consorcio liderado por el operador inglés BP por incumplimiento al Programa Mínimo de Trabajo y su incremento, respecto del contrato CNH-R03-L01-G-CS-03/2018.
- El regulador de los hidrocarburos en México decidió aplicar una pena convencional de 32.8 millones de dólares por el incumplimiento de la porción no realizada del Programa Mínimo de Trabajo, debido a la renuncia total del área el año pasado.
- En agosto del 2022, el órgano de gobierno de la CNH autorizó el inicio y la tramitación del procedimiento de terminación anticipada por renuncia a la totalidad del área contractual, notificada por BP Exploration Mexico.
- En el registro de la CNH, el operador inglés lidera el consorcio donde también participan la francesa Total, como socio financiero con 27.5% del proyecto; la argentina Hokchi con 15%, y la originaria de Qatar, QPI, con otro 15% del proyecto.
En agosto del año pasado, el regulador aprobó el inicio del proceso de terminación por renuncia anticipada por parte de la empresa BP Exploration Mexico.
México arrastra más de 10 años sin producir petróleo en aguas profundas
México anunció el primer descubrimiento de petróleo en sus aguas profundas hace 10 años.Desde entonces, llegaron los gigantes más importantes de la industria petrolera con el fin de explorar y explotar esta zona frontera, pero las empresas, incluida Pemex, la gigante estatal, siguen sin aportar un solo barril a la producción nacional.
Algunas incluso han abandonado la búsqueda de petróleo en la región del Golfo de México.
El expresidente Felipe Calderón anunció el 29 de agosto de 2012 que Pemex perforó el pozo Trión-1 y descubrió un yacimiento marino con un potencial de hasta 400 millones de barriles de petróleo crudo ligero.
- Las aguas profundas corresponden a las zonas alejadas de la costa, donde la profundidad del agua es igual o mayor a 500 metros.Cuando la profundidad supera los 1.500 metros, se les llama aguas ultraprofundas, como en el caso de Trión.
- De 2000 a 2019, Pemex invirtió MXN$213.000 millones en la exploración de aguas profundas, 32% de la inversión que tuvo disponible en ese periodo, según su plan de negocios 2019-2023.
- “Si bien este tipo de proyectos son de mediano y largo plazo, debe reconocerse que luego de 17 años de invertir en aguas profundas, Pemex no cuenta todavía con algún campo en producción de este tipo”, precisó la compañía en el documento.
Durante el Gobierno del expresidente Enrique Peña Nieto, se usó parte de la información obtenida para atraer al sector privado y darle más certidumbre sobre los 27 bloques que subastó en aguas profundas a empresas petroleras, tras acabar con el monopolio petrolero de Pemex en 2013 mediante una reforma a la Constitución Mexicana.
Compañías como Shell, BP y Exxon Mobil llegaron al país en medio de promesas del Gobierno de inversiones multimillonarias y una producción de al menos tres millones de barriles diarios en 2018. Pero la producción nunca llegó a esos niveles, sino que cayó a la mitad, mientras las inversiones prometidas comenzaron a reducirse, al grado de incumplir con los montos aprobados año con año.
- El campo Trión: Durante el frenesí institucional de la reforma energética, Pemex estrenó en 2016 el mecanismo de asociación para compartir riesgos exploratorios y financieros, un esquema conocido como farmouts. Lo hizo con la australiana BHP Billiton para el campo Trión, con una participación de 40% para la empresa estatal y el 60% para BHP Billiton, aunque Pemex fue la que realizó el descubrimiento.
Trión se encuentra en la última etapa de evaluación en el diseño de ingeniería antes de presentar un plan de desarrollo. En mayo de 2022, la CNH aprobó un estudio geotécnico a BHP para Trión, que concluirá hasta febrero de 2023.
Fuentes con conocimiento del tema dijeron a Bloomberg Línea que la participación de BHP en Trión pasará a manos de la petrolera australiana Woodside, como parte de la venta de su división petrolera.
Más descubrimientos, pero sin producción
Para Gonzalo Monroy, director de la consultora energética GMEC, la realidad es que no se ve el tesoro de las aguas profundas como se había pensado. “Las empresas siguen, casi todas, en fase exploratoria. Por otro lado, los estudios geológicos y lo que se ha perforado no ha estado a la altura de las expectativas”, agregó.
- La industria privada en México ha perforado más de 16 pozos en aguas profundas de los que derivan cinco descubrimientos: Cholula con Murphy y sus socios Wintershall Dea y Petronas;Chinwol y Polok descubiertos por el gigante español Repsol en sociedad con Petronas y Wintershall Dea. Shell descubrió el yacimiento Xochicalco y la china China National Oil Offshore Oil Corporation (CNOOC) Ameyali.
“Es importante destacar que estos proyectos pueden tardar hasta 15 años en obtener producción”, declaró la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) en un documento sobre el balance de los contratos petroleros 2021.
Pero existen casos donde el tiempo es mucho menor: El más notable es Exxon Mobil, en Guyana, donde descubrió múltiples yacimientos. El primero fue Liza durante 2015, el cual comenzó a producir en 2019, menos de la mitad del tiempo promedio de la industria para este tipo de proyectos, dicho por la propia compañía.
Esta frontera petrolera enfrenta altos costos de infraestructura. La perforación de un pozo en esta región oscila los US$100 millones sin considerar la infraestructura de ductos, recuerda Ramsés Pech, de la consultora Caraiva y asociados.
Las aguas profundas no solo implican riesgos económicos por la baja probabilidad de éxito, sino ambientales. Uno de los peores derrames en la historia ocurrió en el Golfo de México estadounidense tras el hundimiento de la plataforma Deep Water Horizon en el prospecto de BP, Macondo.
- Multas y salidas: Un ejemplo fueron las petroleras Total y Exxon Mobil, multadas en marzo de 2020 con US$21 millones por incumplir con un contrato en aguas profundas durante marzo de 2020.
Ambas prefirieron la sanción que continuar con el programa mínimo de trabajo en el área, señaló el presidente de laComisiónNacional deHidrocarburos (CNH), Rogelio Hernández Cázares, durante la sesión extraordinaria número 15 de ese año.
Con la devolución del bloque marino, Exxon Mobil abandonó el negocio de exploración petrolera en México durante febrero de 2022.
Rechazo y regreso a las aguas profundas
La llegada de Andrés Manuel López Obrador a la presidencia de México significó el cese de las subastas petroleras. El mandatario estableció una meta de 280.000 barriles diarios a las empresas privadas antes de analizar más rondas.
Su administración desdeñó las aguas profundas por la falta de producción y se concentró en aguas superficiales donde Pemex ha sido uno de los campeones a nivel internacional, pero esta estrategia solo ha estabilizado la producción de crudo y aumentado la de condensados de gas de alto valor que hoy suma una plataforma de 1,79 millones de barriles por día con una meta de dos millones al final de 2024
- La falta de resultados y “especulación” con bloques, según AMLO, le permitiría a su Gobierno cancelar algunos de los 111 contratos licitados, pero no lo hará para evitar un “alboroto”.
Durante el fin de la construcción de la refinería Olmeca de Pemex, ubicada en Dos Bocas, Tabasco, el CEO de Pemex reveló que la compañía volvería a las aguas profundas del Golfo de México para retomar el megayacimiento de gas Lakach, descubierto en 2006 con reservas de 900.0000 millones de pies cúbicos, luego de seis años de haber sido frenado porque no era rentable, en sociedad con la empresa New Fortress Energy.
A pesar de que Lakach empezaría a producir en 2023, según el CEO de Pemex, tampoco aportará petróleo desde las aguas profundas de México. /PUNTOporPUNTO
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