Rentable, exploración en aguas profundas

Los precios actuales de la mezcla mexicana de exportación y del petróleo ligero hacen rentable para Petróleos Mexicanos la exploración de crudo en aguas profundas, dijo el Centro de Estudios de las Finanzas Públicas (CEFP) de la Cámara de Diputados.

En el documento “petróleo ligero en el Golfo de México”, expuso que con precios de 103.7 dólares por barril para la mezcla mexicana de exportación y 108.8 dólares por unidad para el crudo ligero, se justifican los costos de exploración en esa zona. “No obstante, es un reto decidir sobre la mejor opción para explotar el descubrimiento” que se anunció en aguas profundas.

Según el CEFP de la Cámara de Diputados, el descubrimiento podría aportar crudo por un potencial que elevaría las reservas de petróleo ligero entre 40% y 130%.

Al primero de enero de 2012, México contaba con reservas de petróleo ligero por 10 mil 798 millones de barriles diarios, informó el CEFP.

El documento destacó que, en los últimos años, la producción de petróleo ha decrecido derivado de la declinación del pozo Cantarell.

“Entre 2007 y 2011 la producción de crudo paso de 3 millones 76 mil a 2 millones 550 mil barriles de petróleo por día. Esto significa una reducción en los niveles de producción de 17.1%”, planteó.

En los primeros siete meses de 2012 el volumen de producción promedio diario es inferior en 14 mil barriles diarios al registrado en 2011, agregó. En 2004 se registró la mayor producción total con niveles de 62.8%, la cual cayó a 17% a 2011.

En ese periodo, la producción de Cantarell bajó de 50% del total a 10%.

El análisis que viene de la Cámara de Diputados sostiene que el yacimiento encontrado en la provincia de Cinturón Plegado Perdido que anunció el presidente Felipe Calderón el 29 de agosto y confirmó el 5 de octubre podría elevar las reservas del país e incrementar la tasa de restitución de reservas.

“Es prudente considerar que las cifras dadas a conocer por las autoridades muestran una brecha amplia entre el valor mínimo y máximo de posibles reservas, lo que habla de una gran incertidumbre respecto de la cantidad de petróleo contenida en ese yacimiento”, puntualizó el CEFP.

Añadió que para la perforación de Trion-1, Pemex utilizó la plataforma Bicentenario, mientras que para el pozo Supremus-1 utilizó la plataforma West Pegasus, y aunque ambas plataformas son rentadas, las autoridades prevén poco viable adquirir plataformas para la explotación de los hidrocarburos mientras no se confirme el potencial petrolero de la zona.

Añadió que actualmente, Pemex podría contratar proveedores de servicios con experiencia en aguas profundas, o utilizar los contratos integrales (reconocidos como incentivados) con la finalidad de atraer socios con experiencia en aguas profundas que pudieran coinvertir conjuntamente con la paraestatal.

José Manuel Arteaga, EL Universal, 22 de octubre.