De 2015 a 2018 se firmaron 110 contratos en la Reforma Energética, pero sólo nueve –otorgados durante la Ronda Uno en 2015 y 2016– están en la fase de producción por parte de ENI, Hokchi y E&P, Diavaz, Strata y Lifting. El resto, 91 por ciento, continúa en la etapa de exploración o evaluación, muestran datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Además, en Veracruz, uno está abandonado y otro suspendido. Sierra Oil & Gas –del yerno de Carlos Salinas de Gortari– ya se vendió a una empresa alemana.
Ciudad de México, 15 de diciembre (SinEmbargo).– Andrés Manuel López Obrador , Presidente de México , dio tres años a las 74 empresas que han participado en la apertura provocada por la Reforma Energética para empezar a producir petróleo . No obstante, especialistas del sector energético explicaron a SinEmbargo que más allá de un decreto político, la demora ha sido de carácter técnico por obstáculos geológicos y tecnológicos , así como por el poco interés de invertir a raíz de los bajos precios del petróleo .
Esta semana, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) informó que canceló la Ronda 3.2 y 3.3 donde se licitarían áreas en Tamaulipas y Veracruz, que ya implicaban fracking. También aplazó seis meses las asociaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex ) hasta revisar los avances de las compañías que ya fueron adjudicadas.
“En las áreas en donde han encontrado petróleo fácil, somero, con campos descubiertos, desde luego que lo van a sacar en el plazo que las técnicas tradicionales indican. En aquellas zonas en donde la geología es complicada, los plazos se alargan”, dijo Fabio Barbosa Cano, investigador en Economía del Sector Energético de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), quien ha visitado algunas de las áreas licitadas.
De septiembre de 2015 a agosto de 2018, el Gobierno del entonces Presidente Enrique Peña Nieto firmó 110 contratos petroleros durante tres rondas de licitación, tres asociaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) y cuatro migraciones, de acuerdo con datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Sin embargo, con base en una revisión al proceso de los contratos, sólo nueve –otorgados durante la Ronda Uno en 2015 y 2016– están en fase de desarrollo (producción ) y son propiedad de ENI, Hokchi y E&P, Diavaz, Strata y Lifting.
El resto, el 91 por ciento , continúa en la etapa de inicio de exploración o evaluación para determinar descubrimiento de crudo. Además, en Veracruz un contrato está abandonado (por Canamex Energy) y otro suspendido (Renaissance Oil Corp).
A julio de 2018 se acumularon 760.2 millones de dólares de inversión, de los 200 mil millones de pesos que se esperan, contrastó Nicolás Domínguez Vergara, investigador en el sector energético de la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM) Azcapotzalco.
“El ex Secretario de Energía Pedro Joaquín Coldwell solo se fijaba en que hubiera más inversionistas y no en que estuvieran sacando petróleo”, aseguró Domínguez Vergara, quien explicó que el bajo monto de inversión es porque el precio del barril del petróleo en 50-55 dólares no genera ganancias.
“Cuando se dio la Reforma Energética en el año 2013 y luego en el 2014 que se aprobaron las leyes secundarias, el precio del barril de petróleo superaba los 100 dólares. Pero en el 2015 bajaron los precios a 20 dólares y eso hizo que no hubiera incentivos para sacar mucho petróleo; estaba demasiado barato y esas inversiones no saldrían con ganancias”, expuso. “Sería muy difícil [producir en tres años] si los precios del petróleo continúan bajando”.
El Presidente López Obrador ha criticado los resultados de la Reforma Energética más de una vez durante sus conferencias mañaneras.
“No podemos nosotros continuar entregando territorios para la extracción de hidrocarburos si no hay inversión, y lo más importante, si no hay producción. Al mismo tiempo, debe de quedar claro que no se van a cancelar los contratos, para que no haya desconfianza. Lo que queremos es que demuestren, los que recibieron estos contratos, que van a invertir y que van a producir petróleo”, planteó. “El compromiso nuestro es dar una tregua de tres años para que haya resultados”, advirtió.
SIERRA OIL&GAS SE VENDE A ALEMANES
En la Ronda 1.1 de aguas poco profundas celebrada en 2015, el consorcio conformado por Sierra Oil & Gas, Talos Energy y Premier Oil Exploration (México, Estados Unidos y Reino Unido) obtuvo dos contratos para explorar y explotar frente a la costa de Veracruz y Tabasco. Tres años después, apenas van en la fase de exploración que tiene como límite septiembre de 2019.
El investigador Fabio Barbosa destacó que el litoral de Tabasco es la mejor zona petrolera por ser crudo ligero, y es la que primero puede dar resultados. No obstante, este diciembre la empresa Sierra Oil & Gas –con capital de Infraestructura Institucional de Jerónimo Gerard, cuñado de Carlos Salinas de Gortari– fue comprada por la empresa alemana DEA Deutsche Erdoel. El acuerdo se cerrará en el primer semestre de 2019.
“Sierra se va de México, transfiere sus propiedades a la empresa alemana, porque se complicaron sus inversiones y planes de desarrollo en México: encontraron un yacimiento más extenso de lo que se esperaba y desborda los límites del bloque 7”, afirmó Barbosa.
“En estos casos no es porque un político decreta los límites, es un problema técnico de geología de ver hasta dónde se extienden las formaciones. No es tanto de sujetarse a un esquema rígido establecido por la legislación. La geología nos obliga a seguir un curso inesperado determinado por la propia realidad de que el yacimiento se extendía más allá de los límites del bloque”, agregó Barbosa.
La empresa italiana ENI México ha sido de las que más pozos ha perforado y ha estado desarrollando tres campos en el litoral de Tabasco que ya habían sido descubiertos, planteó el académico Fabio Barbosa.
“La empresa ha adoptado una política, desde antes del anuncio del gobierno, de acelerar producción por lo que está pensando traer a las costas de Tabasco por primera vez un sistema de explotación que implica colocar una unidad de carga, proceso y exportación”, aseguró.
En la Ronda 1.2, ENI México firmó un contrato el 30 de noviembre de 2015 para un área frente a la costa de Tabasco. Actualmente se encuentra desarrollando cuatro pozos en aguas poco profundas.
“También tenemos otra gran empresa que se llama Hokchi, que es de Argentina. Desde antes que [López] Obrador estuviera fijando estas condiciones, decidió perforar muchos más pozos de los que tenía en su compromiso. Es posible que tengamos una producción temprana de estos pozos”, previó Barbosa.
Hokchi Energy, en alianza con la argentina E&P Hidrocarburos, firmó el contrato el 7 de enero de 2016 en la Ronda 1.2 y ya está desarrollando cinco pozos en aguas poco profundas, más que ninguna otra.
Fieldwood Energy E&P México y Petrobal Upstream Delta (Estados Unidos y México) se encuentran por iniciar a desarrollar dos pozos en frente de la costa de Campeche.
Strata CPB, Diavaz, Lifting, las otras tres compañías petroleras que también están produciendo, todas mexicanas, lo hacen en cinco áreas terrestres de Nuevo León, Chiapas y Veracruz tras firmar contratos en la Ronda 1.3 en mayo y agosto de 2016.
LOS POZOS DE PEMEX
El Presidente Andrés Manuel López Obrador anunció que se iniciará en Campeche la perforación de “una buena batería de pozos petroleros” para parar la caída en la producción y empezar a producir más petróleo crudo.
“Decían que para estos días íbamos a estar produciendo tres millones de barriles diarios y se están extrayendo un millón 760 mil barriles diarios, como 42 por ciento menos de lo estimado”, documentó sobre la caída de producción.
Los analistas de energía consultados coincidieron en que es posible que Pemex perfore pozos en Campeche, Tabasco y Veracruz, una vez que se invierta como se planea hacer con 75 mil millones de pesos.
“Frente a las costas de Campeche tenemos un paquete de casi 20 pozos vírgenes, no se han explotado a pesar de que han sido descubiertos algunos desde la administración del ingeniero Jorge Díaz Serrano [1976-1981]. En 1978 se descubrió un campo y en 1982 se descubrió otro yacimiento. Luego en la década de 2000 a 2010, se han ido descubriendo otro conjunto de campos muy importantes”, documentó el académico de la UNAM, Fabio Barbosa Cano.
“No se han desarrollado porque son pozos petroleros con aceite muy pesado y se encuentra en tirantes de agua de profundidades mayores. Aquí lo que tenemos que hacer es impulsar la tecnología que nos permita facilitar la explotación de esos aceites; elevar la eficiencia de recuperación”, añadió.
El investigador de la UAM, Nicolás Domínguez, dijo que los yacimientos donde hay petróleo están en Campeche, Veracruz y todo el litoral de Tabasco. La propuesta de este Gobierno federal es, en vez de exportarlo, usarlo en las refinerías. La meta para 2024 es producir 2.4 millones de barriles diarios.
Tres días antes del término del sexenio pasado, Pemex anunció el hallazgo de un yacimiento en Ixachi 1, en Veracruz. Se trata de reservas 3P (probadas, probables y posibles) de más de mil millones de barriles de petróleo crudo.
Barbosa explicó que el yacimiento ya se había descubierto, lo que se reportó fue que se ampliaron las estimaciones de potencial petrolero a partir del descubrimiento de un tercer pozo. Pero no se descubrió aceite (petróleo crudo), sino condensados que es gas húmedo.
“Este descubrimiento es importante. Nos permitirá mejorar el abasto a nuestras plantas petroquímicas y contar con el gas doméstico llamado LP, cuyo precio se viene elevando de manera alarmante que lo coloca fuera del alcance de la capacidad de compra de alguna parte de la población y la obliga a estar quemando leña; un retroceso. El hallazgo contribuirá a disminuir importaciones de gas”, planteó el especialista.
Por Dulce Olvera