Exprime Pemex en 10 años la cuenca más grande de crudo (El Financiero 14/05/14)

Sergio Meana

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Miércoles, 14 de mayo de 2014

•La región Marina Noroeste aporta más de la mitad de la producción actual de petróleo y gas, aunque poco se hace para sostenerla.

•Expertos coinciden en que será casi imposible revertir la tendencia negativa.

Los campos que producen más hoy en día se enfrentan a la declinación

 Las reservas probadas de la región Marina Noroeste, que llegó a ser la segunda más prolífera en el mundo, y donde se produce la mitad del petróleo de México, han caído 36 por ciento en los últimos diez años y los expertos consideran que difícilmente se recuperará.

En esta región donde se ubican los activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell, se tenían un total de ocho mil 594 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce) al 1 de enero de 2004, y para el primer día de este año el registro bajó a cinco mil 476 millones de bpce.

Para analistas consultados por El Financiero, la baja en el número de reservas probadas que se tiene en los campos de la Región Noroeste preocupa, pues es una zona que quedaría en manos de Petróleos Mexicanos (Pemex) de ser atendidas las peticiones de la petrolera a la Secretaría de Energía (Sener) como parte de la Ronda Cero de la reforma energética.

tendrá que invertir

Los campos de la Región Marina Noroeste son de poca profundidad, una zona de la cual Pemex solicitó quedarse con 36 mil kilómetros cuadrados, que contienen 9.5 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, o el 59 por ciento de todos los recursos prospectivos pedidos a la Sener mediante la Ronda Cero.

Es en este tipo de campos donde, para Rafael Ch, miembro del Centro de Investigación para el Desarrollo (CIDAC), el gobierno federal deberá canalizar gran parte de la Inversión Extranjera Directa (IED) que llegue a nuestro país como parte de la reforma energética, con el fin de mantener el monto de las reservas, pues incrementarlas se ve complicado.

"Esos 10 mil millones de dólares anuales de IED extra, se esperaría que en los siguientes años se colocara para mantener el nivel de reservas probadas en aguas someras, y se esperaría no porque sea algo deseable, sino porque simplemente es donde lo esperamos como el lugar práctico donde vamos a asegurar ese porcentaje de tasas de restitución", señaló el analista.

Agregó que las metas del gobierno federal de incrementar la producción de crudo a tres millones de barriles diarios en 2018, y la producción de gas a ocho mil millones de pies cúbicos diarios, así como una tasa de restitución de reservas probadas en un porcentaje igual o mayor al 100 por ciento no son factibles.

"No estoy tan seguro de que se pueda lograr ninguno de los tres puntos en 2018. El 90 por ciento de los proyectos que actualmente trae Pemex en la panza son en yacimientos, en proyectos que ya están en fase de declinación, para lograr simplemente tanto la tasa de restitución de reservas probadas como el número de barriles, no sólo necesitas hacerlo en proyectos donde estén en fase de expansión, sino en nuevos proyectos", dijo.

Tecnología necesaria

A la transferencia de tecnología de las empresas privadas no se le ha dado la suficiente importancia entre los factores que detonan en una economía una mayor tasa de reservas, observó Ch.

Precisó que de un punto porcentual que incremente el Producto Interno Bruto (PIB), sólo el 10 por ciento es directamente atribuible a la IED, mientras que el otro 90 por ciento es por transferencia de tecnología, afirmó.

Gigante seco

Monserrat Ramiro, directora de proyectos de energía del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco), negó que sea posible detonar un mayor número de reservas en Cantarell, pues ya no es económicamente viable.

"Lo que conocemos técnicamente es que Cantarell es muy difícil, a menos que haya un cambio tecnológico que permita recuperar lo que hoy ya no es técnicamente recuperable. Seguir aumentando las reservas de ese campo no es factible ahorita. El objetivo debería ser invertir en aquellas en donde se conoce que hay un potencial de aceite y de gas, eso quiere decir sísmicas, un montón de ingenierías, y cuestiones técnicas", describió.

Existe una relación directamente proporcional entre la inversión y el crecimiento en el número de reservas, afirmó Ramiro.

"La clave para detonar reservas es invertir en exploración. Que Brasil haya desarrollado más reservas que nosotros es consecuencia del proceso de apertura que le permitió a Brasil tener un mayor flujo de inversiones para desarrollar reservas, no es que Petrobras se hizo mejor, sino que tuvo más recursos", enfatizó.

El tiempo para que dichos montos logren su cometido no es corto, por lo que una inversión que se haya realizado en 2007 para detonar el número de reservas en México aún no ha dado sus frutos, observó la analista.