El 27 de agosto, la Secretaría de Energía tomó una decisión importante para el país. Al definir el número de asignaciones de exploración que le otorgó a Petróleos Mexicanos y su extensión, también definió el volumen de reservas y recursos prospectivos que el Estado mexicano está conservando directamente bajo su resguardo. Si partimos de que la Ley mexicana establece que la regla general para que el gobierno genere actividad de exploración y producción es la licitación de contratos (rondas), lo que hizo el gobierno mexicano fue definir con claridad cuál es el espacio de oportunidad para llevar a cabo estos procesos en el futuro ─y conseguirles un operador a las oportunidades que hasta ahora estaban ociosos.

Datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) indican que de los 25 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P que tiene México, 19 mil millones las está desarrollando Pemex en sus asignaciones y mil millones están en los contratos petroleros. Los restantes 4 mil 700 millones de barriles no tienen un operador.

En recursos prospectivos ─que representan el potencial exploratorio de México─ 25 mil 500 millones están en asignaciones de Pemex, 12 mil millones en los contratos y más de 75 mil millones sin un operador.

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Asegurar la inversión adecuada para desarrollar su potencial petrolero es un reto al que se enfrentan constantemente los distintos países del mundo y México no ha sido la excepción. Por décadas hemos buscado cómo aprovechar los recursos con los que cuenta el país y, para ello, el modelo energético actual ofrece un abanico de herramientas para atraer tanto el capital como la tecnología y el talento necesarios para cada área.

Como lo podemos observar en la gráfica anterior, una parte del potencial petrolero mexicano está siendo aprovechado por Pemex o por las empresas que ganaron los contratos en las rondas de licitación, no obstante, la mayor parte está sin desarrollarse por la falta de un operador.

¿Dónde sí hay actividad?

En Pemex:

A partir de los datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, queda claro que Pemex seguirá siendo el principal operador de México. Las asignaciones que se le asignaron en la Ronda Cero y que hace unos días amplió la Secretaría de Energía con las últimas asignaciones otorgadas, le dan a la empresa los derechos a operar en áreas que suman 19 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P y 25 mil 568 millones de barriles en recursos prospectivos. Este potencial está distribuido en 77 mil kilómetros cuadrados.

Estas asignaciones, además, le dan un portafolio de proyectos variado que incluye aguas profundas, aguas someras y terrestres convencionales y no convencionales.

Pemex también cuenta con las asignaciones exploratorias de mejor calidad geológica. Dado que muchas de sus asignaciones fueron otorgadas como parte de la Ronda Cero ─donde Pemex eligió las áreas que quiso conservar─ son aquellas con el mayor número de reservas 1P y 2P, además de que están ubicadas en zonas petroleras de amplio potencial, como el sureste mexicano que tiene uno de los costos de producción más bajos del país.

En los contratos petroleros

Además de las asignaciones de Pemex, México ha licitado competitivamente (o migrado, en el caso de Pemex) 107 contratos petroleros que tienen mil 87 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P y 12 mil millones de barriles en recursos prospectivos, repartidos en 87 mil kilómetros cuadrados.

Una característica interesante de los contratos: al tratarse de plays exploratorios en zonas fronteras, los contratos tienen una extensión casi igual a la de Pemex, pero menor en cuanto a potencial petrolero, lo cual representa un reto para las empresas ya que la probabilidad de encontrar hidrocarburos por kilómetro cuadrado, es menor.

Cabe destacar que de los contratos que fueron adjudicados en las rondas pasadas, 60 por ciento son netamente exploratorios y el 40 por ciento restante tienen segmentos en producción, pero potencial para seguir explorando nuevas oportunidades.

¿Dónde falta actividad?

Sin embargo, el portafolio más grande tanto en extensión como en potencial petrolero no tiene operador. En manos del Estado están 615 mil kilómetros cuadrados que representan el 89 por ciento de las áreas con un potencial petrolero identificado. En reservas 3P, están 4 mil 714 millones de barriles de petróleo y, en recursos prospectivos, 75 mil millones de barriles.

Como explicó la semana pasada la CNH en su sesión 53 Extraordinaria, 28 mil millones de barriles están en áreas donde hay conflictos jurídicos, sociales o tecnológicos que impiden desarrollarlos. Los 47 mil millones restantes sí podrían desarrollarse y están contemplados en la propuesta de áreas a considerar en la última revisión que se hará este año al Plan Quinquenal de Licitaciones 2015-2019 que publicará Sener en los siguientes días.

Para generar actividad existen varias opciones que contempla la Ley de Hidrocarburos:

• Las rondas petroleras, donde las empresas (a su costo y riesgo) invierten en las áreas. Estos contratos se asignan a través de las rondas de licitación que se contemplan en el Plan Quinquenal de Licitaciones que cada año publica la Secretaría de Energía. En la última opinión que envió la CNH a Sener sobre el Plan, explica que si se reanudaran las licitaciones en 2020, para 2033 los proyectos nuevos podrían representar hasta 25 por ciento de la producción petrolera nacional y complementarían hasta en 40 por ciento las inversiones requeridas en exploración y extracción de hidrocarburos. Sin embargo, el Plan Quinquenal aún no considera un calendario de nuevas rondas que sea estandarizado y que proponga concursos recurrentes año por año.

• A través de Pemex a partir de las asignaciones que administra la empresa. En las áreas donde requiere capital y tecnología, podría migrar sus asignaciones a contratos para mejorar las condiciones fiscales de las mismas o podría asociarse con otras compañías ─ya sea como operador o como socio financiero, en aquellas donde no haya desarrollado un conocimiento a profundidad como aguas profundas, crudos extrapesados y shale.

En ambos casos, la obligación de inversión de Pemex para desarrollar todo el potencial petrolero de México sería menor y las necesidades de inyección de capital del Estado se reducirían sin sacrificar actividad en las áreas. Con estas posibilidades para fomentar la exploración de estos campos sin operador, se debe de introducir políticas que permiten colaboración en su desarrollo para el beneficio de todos.