Aguas profundas: la mayor fuente de crecimiento petrolero

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Dentro de las Rondas, no todas las licitaciones son iguales. Las de aguas profundas tienen un peso mucho mayor. En la Ronda 1, por ejemplo, del total de inversiones estimadas por el gobierno, más del 80 por ciento proviene de aguas profundas y depende del éxito exploratorio en esta región frontera.

Gráfica 1: Potencial total de inversión (millones de dólares)

Ronda

Potencial de inversión*

Inversión**

1.1

3,250.00

2,600.00

1.2

5,000.00

3,000.00

1.3

1,100.00

1,100.00

1.4

51,250.00

41,000.00

2.1

12,288.00

8,192.00

2.2

1,571.43

1,100.00

2.3

949.00

949.00

*El potencial de inversión está estimado sobre el total de las áreas concursadas, mientras que la inversión sólo considera el monto por los bloques adjudicados.
**Este monto de inversión no considera pozos secos o comercialmente no viables.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

La Ronda 1 no es un caso atípico. Los 70,828 kilómetros cuadrados que se van a ofrecer en la licitación de la Ronda 2.4 representan el 81 por ciento del área total de todos los bloques de la Ronda 2 anunciadas hasta el momento (de la 1 a la 4).

Gráfica 2: Superficie total de los bloques de cada licitación

Ronda

Km2

2.1

8,908.6

2.2

5,064.0

2.3

2,594.7

2.4

70,828.0

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

El potencial total de la licitación (asumiendo tasas de éxito en adjudicación de 100 por ciento, el máximo compromiso de pozos en la licitación y un éxito exploratorio de 100 por ciento) es de 135 mil millones de dólares. La Ronda 2.4 es, por mucho, la licitación con mayor potencial total.

Estas cifras de gran calado responden al mayor costo de la exploración y la producción en aguas profundas. Si un pozo exploratorio en aguas someras cuesta decenas de millones de dólares, uno en aguas profundas —que implica trabajar con tirantes de agua de más de mil metros de profundidad— cuesta centenas de millones.  

Pero también son las cifras que están más impactadas por el riesgo exploratorio. Contrario a aguas someras, donde la intensa actividad de Pemex (miles de pozos perforados con buen porcentaje de éxito) ha disminuido el riesgo exploratorio, aguas profundas se trata de una región frontera. Hay apenas un par de docenas de pozos exploratorios y ninguno de desarrollo. No hay ni un solo barril de reservas probadas (1P), que tienen 90 por ciento de probabilidad de producirse, en aguas profundas mexicanas.

Como resultado, si a un proyecto exploratorio de aguas someras en México normalmente se le atribuye una probabilidad de éxito de entre 30 y 50 por ciento, a uno en aguas profundas el porcentaje se reduce a entre 20 y 30 por ciento.

La gestión de este riesgo fue prácticamente imposible de sortear para Pemex bajo el modelo en el que no podía compartir riesgos y capacidad de inversión con otras empresas. Aún proyectos con descubrimientos resultaron ser prohibitivamente caros para desarrollarse sin socios. Los 11 mil millones de dólares estimados para desarrollar Trión representan casi el doble del presupuesto actual de inversión en capital de Pemex Exploración y Producción por año.

Justo por esto, de acuerdo con el Mexico Energy Outlook de la Agencia Internacional de Energía indica que “la producción en aguas profundas es la más golpeada, hacia 2040, en un escenario de no-reforma”. Aunque Pemex por sí sola podría destinar algunos recursos a este tipo de exploración y producción, es previsible que re-enfilaría sus baterías a aguas someras, donde ha desarrollado mayor experiencia.

Es una fuerte advertencia, de uno de los organismos multilaterales de mayor prestigio en el análisis energético, tanto del potencial del nuevo modelo energético mexicano como de los límites del modelo anterior. Renunciar al desarrollo de aguas profundas implicaría renunciar a poco más de 8 mil millones de dólares de inversión por año en promedio de aquí a 2040. Esto equivale a entre 20 y 30 por ciento de la inversión extranjera directa actual. También sería renunciar a que buena parte de la energía primaria que consumimos tenga la estampa de ‘hecho en México’. 900 mil barriles diarios, atribuibles a aguas profundas para 2040, representa la mayor fuente de crecimiento en la producción.

El potencial es enorme como para desaprovecharlo. De acuerdo con la AIE, hay 16 mil millones de barriles recuperables de crudo en las aguas profundas mexicanas. La Secretaría de Energía habla de más de 50 mil millones de barriles en recursos prospectivos.

Esto se puede prestar a confusión —como explicamos la semana pasada— pero no son barriles descubiertos. México aún tiene que hacer el trabajo fuerte: explorar para eventualmente convertirlos en reservas y poder desarrollarlos. Y la historia demuestra que ninguna empresa por sí sola es lo suficientemente fuerte para hacerlo.

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