Para la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la cancelación de las subastas petroleras 3.2 y 3.3 es una mala señal, pues Petróleos Mexicanos es incapaz de realizar todas las actividades de exploración y producción.
“Me parece una mala señal que se cancelen las licitaciones que estaban en puerta”, señaló el comisionado Sergio Pimentel, durante la sesión extraordinaria número 70 del órgano de gobierno.
El pasado 11 de diciembre, el regulador de hidrocarburos aprobó la cancelación de ambos procesos licitatorios por instrucción de la Secretaría de Energía (Sener), que encabeza Rocío Nahle.
Pimentel comentó que esta medida significaba cerrarle una puerta a Pemex, quien tiene la mayor cantidad de contratos derivados de la reforma energética: 14 con las subastas, tres asociaciones con privados y cinco migraciones, es decir, asignaciones de la petrolera mexicana que se transformaron en un contrato con empresas, un total de 22 contratos.
Esta apertura del sector energético fue resultado de la caída productiva de la compañía mexicana, de 3.4 millones de barriles diarios en 2003 a 2.5 millones durante 2013. El comisionado reconoció que la petrolera estatal es “campeón del mundo” en la exploración y producción en aguas someras y terrestres, pero carece del expertise en aguas profundas.
“No es posible que Pemex lo haga todo solo. Insisto, venimos de allá. La inversión que esta Comisión ha calculado que requeriría Pemex es de 20,000 millones de dólares (mdd) en los primeros tres años. Si consideramos la deuda, la inversión requerida sería de 30,000 mdd”, expresó Pimentel.
Durante la presentación del plan nacional de refinación, el presidente Andrés Manuel López Obrador prometió que Pemex recibirá una inversión adicional de 75,000 millones de pesos (3,670 millones de dólares, según el tipo de cambio actual).
¿Qué fue lo que canceló el gobierno?
La ronda 3.2 contemplaba 37 áreas terrestres
en la cuencas de Burgos, Tampico-Misantla-Veracruz y del Sureste, equivalentes a 9,513 kilómetros cuadrados, con recursos prospectos de 260 millones de barriles de crudo equivalente: gas húmedo, seco y aceite ligero.
En caso de éxito geológico, las autoridades estimaban una inversión promedio por bloque de 89 millones de dólares en Nuevo León Tamaulipas, Veracruz y Trabajo.
Hasta el 30 de noviembre, la ronda 3.2 tuvo 25 empresas interesadas, 20 estaban autorizadas para pagar la inscripción a la ronda y 15 más, como Jaguar, Petrobal, Pemex y Deutsche Erdoel, habían iniciado el proceso de precalificación.
Los nueve campos terrestres que comprendían la ronda 3.3 eran de recursos no convencionales (shale) en la cuenca de Burgos. La extracción de este hidrocarburo implicaba la tecnología de fractura horizontal del subsuelo, mejor conocida como fracking, polémica por los riesgos ambientales asociados.
La inversión proyectada por la adjudicación de campos shale se estimó en 2,300 millones de dólares, y que detonarían 23,000 empleos directos e indirectos.
En el caso de la subasta petrolera 3.3, había nueve empresas interesadas, seis estaban autorizadas para realizar el pago de inscripción y dos iniciaron el proceso de precalificación: Pemex y Southerngeo México, de acuerdo con información de la CNH.
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