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Resumen de la Ronda 3.1

Por: Ramsés Pech

Las áreas de la Cuenca de Burgos de 14 solo se adjudicaron 4.

  • 21% Gas Húmedo (Ninguno)
  • 71% Aceite Ligero/Gas Húmedo ( Adjudicados cuatro y sin presencia de ductos)
  • 8% Aceite Ligero (Ninguno)
  • Participación del estado de los cuatro asignados un promedio del 42 a 45% la participación del estado.

Esto pudiera ser debido a que no existe infraestructura y requiere de inversión de mediano plazo para volver rentable el área, además que actualmente se está construyendo el ducto de EUA a Tuxpan, eso causa una competencia para el Gas que tienen estas áreas. El cual es húmedo y tiene que invertir en el proceso de adecuación ante un precio del gas de 2.50 a 2.70 en EUA.

En Tampico‐Misantla‐ Veracruz de 13 solo se adjudicaron 4.

  • 54% era Aceite Ligero/Gas Seco/Gas Húmedo. (Dos Adjudicados y presencia de ductos)
  • 31% Gas Seco (Ninguno)
  • 15% Aceite Ligero (Todos Adjudicados y presencia de ductos)
  • Participación del estado de los cuatro asignados un promedio del 32 a 35% la participación del estado.

Las áreas asignadas cuentan con infraestructura, siendo de las tres PEMEX siendo consorcio, lo cual da una ventaja a las empresas para la explotación de las áreas. Las áreas asignadas son Aceite Ligero/Gas Seco a lo cual requiere de una baja inversión para la adecuación de mediano plazo. Las demás áreas no son de interés debido al incremento del volumen de importación del gas natural proveniente de EUA los próximos años, esto actualmente campo con gas natural no son atractivos ante un precio estable del gas en el mercado internacional. Gas húmedo requiere de proceso de adecuación es inversión.

En Cuencas del Sureste de 8 se adjudicaron 8

  • 37% Aceite Ligero. (Tres Adjudicados y sin presencia de ductos)
  • 12.5 % Gas Húmedo (1 adjudicado y con presencia de ductos)
  • 12.5 % Aceite ligero Aceite pesado Gas húmedo (1 adjudicado y con presencia de ductos)
  • 12.5 % Aceite pesado Gas seco(1 adjudicado y sin presencia de ductos)
  • 12.5 % Aceite superligero(1 adjudicado y con presencia de ductos)
  • 12.5 % Gas húmedo(1 adjudicado y con presencia de ductos)
  • 12.5 Aceite Extrapesado (1 adjudicado y con presencia de ductos)
  • Participación del estado de los cuatro asignados un promedio del 50 a 55% la participación del estado.

Estos campos son atractivo por el tipo de crudo que se tiene en estos campos por ser la mayoría crudos ligeros, es importante mencionar que las cuencas del sureste son las que mayores atracciones han tenido en las últimas licitaciones. Se consolida como la cuenca que aportaría a partir del 2022 entre el 60 a 70%.

PEMEX la estrategia que puedo observar en las ultimas licitaciones que ha intervenido está recuperando áreas que no le fueron otorgadas en su momento en la ronda cero, pudiendo tener una estrategia de ceder áreas de la ronda cero que económicamente no son rentables y sustituyendo aquellas que sí; en base la informacion y experiencia. Basado en la reducción de su presupuesto y la necesidad de incrementar producción en un corto periodo de tiempo; dando a pie la reducción y exposición de los dineros del presupuesto. Es decir PEMEX reduce los riesgos financieros al no tener el 100% del compromiso operativo y de inversión; al tener socios.

Confirma el GAS EN aguas someras actualmente no es de interés ante los precios bajos y la mayor conectividad de México con ductos de EUA para importar ante un precio estabilizado en el precio del Gas. La pregunta que tan atractivo seria invertir en cuencas de Gas Shale ante la necesidad de invertir en exploración ante la falta de desarrollo en Mexico en estas áreas y siendo que en EUA, tienen desde el 2008 la explotación de estos tipos de campos.

Notas:

  • La inversión que se realizaría en las 16 ares en caso de tener éxito comercial serian una inversión de 8.6 MM de dólares.
  • Comprometieron 9 pozos exploratorios con un costo promedio de 45 millones de dólares.
  • Espera una producción de 280 Mil barriles y su producción comercial podría empezar en 2022 las 16 áreas.
  • 138 pozos en total comprometidos hasta el día de hoy en 107 Contratos. Espera que más del 50% de exploración serán por parte de los nuevos contratos.
  • Los contratos no se pueden cancelar, el único facultado a según la ley de hidrocarburos es la CNH y una cancelación del contrato está contemplado en el artículo 20. El Ejecutivo Federal, a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

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Staff Oil & Gas Magazine

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