Petróleos Mexicanos (Pemex) solicitó en la Ronda Cero una asignación de recursos prospectivos por 8,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en aguas profundas del Golfo de México, que representan 30% de la riqueza del área y para lo cual tiene programada una inversión de 87,556 millones de pesos para los próximos cinco años.
La estatal, que hasta la fecha ha perforado 32
pozos exploratorios en el área, con una inversión de 72,000 millones de pesos,
ha incorporado reservas 3P (probadas, más probables, más posibles, con
expectativa de éxito de 10%) por 2,432 millones de barriles equivalentes en los
últimos cuatro años y tiene la expectativa de incorporar otros 3,568 millones de
barriles, que representan 46% adicional, al 2019, para lo cual pide a la
Secretaría de Energía (Sener) le permita quedarse con lo solicitado.
“Lo que esperamos es que la Sener, con el apoyo técnico de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, nos conceda todo lo que pedimos, es nuestra carta a
Santa Claus, para eso comprobamos que tenemos capacidad técnica y financiera,
porque Pemex y el país necesitan apostarle fuerte a la exploración y desarrollo
en aguas profundas”, dijo José Antonio Escalera, subdirector de Exploración de
la estatal, en la ExpoForo Pemex 2014.
Y es que, como explicó quien ha dirigido la actividad exploratoria de Pemex
desde hace ocho años, de los 52,600 millones de barriles de crudo equivalente de
recursos prospectivos que hay en el país, 52%, o sea 27,800 millones de barriles
equivalentes, corresponden a las aguas profundas del Golfo, área en la cual la
estatal tiene un plan diseñado para los próximos años.
Del 2015 al 2019, Pemex pretende invertir 87,556 millones de pesos en la
exploración de la zona perforando 46 pozos adicionales, para con ello reducir el
costo de descubrimiento por barril de 2.3 a 1.9 millones de dólares,
aseguró.
Además, explicó, iniciará la producción del campo Lakach en el 2016, del cual
se han certificado reservas 2P (probadas, más probables, con expectativa de 50%
de éxito) por 400 millones de barriles de gas, ubicados en la provincia de Holok
y que posee otros siete campos con recursos probados: Kunah, Piklis, Noxal,
Leek, Nen, Lalail y Leek, y recursos por 16,500 billones de pies cúbicos de gas
(2,900 millones de barriles equivalentes).
En lo referente al crudo, Pemex acelera el desarrollo de plays en Perdido,
donde ha encontrado cuatro campos exitosos: Trión, con reservas 2P por 400
millones de barriles; Maximino, con 250 millones de barriles; Exploratus, en el
que se trabaja para reclasificar de 3P a 2P un volumen superior a los 417
millones de barriles, y Vasto, del cual se ha comprobado la presencia de
hidrocarburos.
Pedro Joaquín Coldwell
FRUTOS DE REFORMA ENERGÉTICA EN EL SEXENIO, SI SE APRUEBA ESTE
SEMESTRE
La legislación secundaria de la reforma energética será turnada al Congreso
antes de que concluya este mes y deberá ser aprobada en la primera mitad del año
para lograr su adecuada implementación, explicó Pedro Joaquín Coldwell,
secretario de Energía.
“Para la buena implementación y que podamos ver los frutos de la reforma en
este sexenio, sí necesitaríamos contar con una legislación antes de que llegue
el verano, para que en el segundo semestre del año podamos entrar a la etapa de
operación”, aunque se negó a especular sobre las consecuencias de que no ocurra.
En entrevista, al concluir su participación en la segunda edición de ExpoForo
Petróleos Mexicanos (Pemex) en la ciudad de México, el funcionario detalló que
el dictamen final contendrá 27 leyes, entre los nuevos ordenamientos y los que
serán enmendados, aunque según la técnica legislativa podrán ser hasta 28
cambios.
A pesar de que no habrá tiempo para que se realice la discusión en el periodo
ordinario de sesiones, Joaquín Coldwell aseveró que “hay temas que son difíciles
de legislar, pero hay voluntad de avanzar y coincidencia entre el gobierno y las
principales fuerzas políticas”, y aseguró que “no hay marcha atrás”.
De los temas que han generado polémica, el secretario aseguró que las
negociaciones llevan un camino adecuado, aunque reconoció que aún no existen
acuerdos entre las partes para determinar las obligaciones de contenido nacional
que se impondrán a los nuevos inversionistas o a las empresas productivas de
energía del Estado, en un contexto de mercado.