Negocios

México arrastra más de 10 años sin producir petróleo en aguas profundas

Esta área sigue sin aportar barriles a la producción nacional a pesar de que la exploración comenzó hace más de 20 años

Operaciones en la plataforma petroleras en aguas profundas La Muralla IV y Centennial de Pemex
29 de agosto, 2022 | 04:00 AM

Ciudad de México — 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.

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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.

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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 ExxonMobil 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.

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“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.

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Pero existen casos donde el tiempo es mucho menor. El más notable es ExxonMobil, 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.

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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 ExxonMobil, 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 la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Rogelio Hernández Cázares, durante la sesión extraordinaria número 15 de ese año.

Con la devolución del bloque marino, ExxonMobil abandonó el negocio de exploración petrolera en México durante febrero de 2022.

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Bloomberg Línea reportó la salida de los gigantes petroleros BP y Equinor, ante la poca probabilidad de éxito y ajustes en sus estrategias globales.

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.

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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.

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