En la versión definitiva del Plan Quinquenal para Exploración y Extracción 2015-2019, el gobierno federal modificó el tamaño de los bloques e incluyó nuevas áreas que suponen 32 por ciento más de lo propuesto originalmente.
El secretario de Energía (Sener), Pedro Joaquín Coldwell, indicó que son 96 áreas para exploración y 237 para extracción que representan 235 mil kilómetros cuadrados, un aumento de 56 mil 515 kilómetros cuadrados respecto a lo presentado a principios de julio
En conjunto, el volumen remanente de hidrocarburos y los recursos prospectivos ofertados por el Estado en este plan es de 104 mil 788 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa 2.1 por ciento más de lo contemplado inicialmente —no se están considerando los dos mil 262 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de la primera y segunda licitaciones de la Ronda Uno—.
Además, se decidió no considerar los cuatro mil 823 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recurso prospectivo convencional no documentado, debido a su alto nivel de incertidumbre.
Esta modificación surge después de que el plan fue puesto a consulta por tres meses por parte de la iniciativa privada y los gobiernos locales, donde las empresas solicitaron que para las subsecuentes rondas se liciten áreas contractuales contiguas para que se aproveche la infraestructura y que sean de mayor tamaño.
La subsecretaria de Hidrocarburos de la Sener, Lourdes Melgar, explicó que las áreas que se cambiaron fueron las de exploración, mientras que las de extracción se mantienen sin modificación en esta última versión, pero aclaró que podrá actualizarse dependiendo de los resultados de la Ronda Uno.
La Sener indicó que son 96 áreas para exploración y 237 para extracción que representan 235 mil kilómetros cuadrados
En las nominaciones de las empresas privadas se pidió que se incluyeran áreas que partieran de la costa hacia las aguas más profundas.
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En la consulta que concluyó el pasado 30 de septiembre, se tuvo la retroalimentación de nuevos estados que fueron: Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas, San Luis Potosí, Hidalgo, Puebla, Tabasco y Chiapas, así como de 12 empresas.
En encuestas se reflejó que el interés de las compañías se centra en las aguas profundas en el Cinturón Plegado Perdido, lo cual no sorprendió, dijo la subsecretaria Melgar.
Pero lo que llamó la atención, continuó, es que también mostraron apetito por la provincia petrolera Tampico-Misantla, que posee recursos no convencionales (shale oil & gas), donde no se esperaba mayor interés por tener altos costos de producción, ya que se está en un contexto de bajos precios de crudo.
En esta retroalimentación, las empresas señalaron el tiempo que pueden tardarse en sacar la primera producción de cada uno de los recursos; en aguas profundas y aceites extrapesados les tomará 12 años, en aguas someras 10, en campos terrestres tres y en no convencionales dos años.
También opinaron que aquellos bloques que consideren tirantes de aguas de profundidad de tres mil metros o más se difieran hacia la ronda final del plan quinquenal, toda vez que se requiere de 4 a cinco años para tener la tecnología necesaria.
El encargado de la política energética del país refirió que “a partir de la Ronda Dos se licitarán primero las áreas más cercanas a las costas y posteriormente las que estén en zonas más alejadas, donde el tirante de agua es mayor y se requiere tecnología más especializada para aprovechar los recursos”.
Este documento se revisará durante el tercer trimestre de cada año, y la Sener puede proponer cambios y adiciones de acuerdo con la información que se vaya generando, derivado de las experiencias que se obtengan tras cada una de las rondas de licitaciones (el plan incluye cuatro rondas), y las condiciones coyunturales que se presenten en el mercado internacional.
