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Petroleras deberán realizar exploración adicional: analistas
Inversión fuerte en infraestructura en Ronda 2.1 será después del 2023.
Luego de que en la Ronda 2.1 el gobierno logró adjudicar 10 de los 15 contratos de producción compartida en campos exploratorios de aguas someras, la mayor preocupación de los analistas es que la inversión estimada por estos contratos, de 8,100 millones de dólares en 35 años, se materialice sin importar que sea a mediano y largo plazos, para lo cual será necesario que las ganadoras incrementen significativamente sus esfuerzos exploratorios y el número de pozos a perforar.
Para el centro de análisis de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), Pulso Energético, la ruta más directa para alcanzar la inversión estimada de 8,100 millones de dólares en 35 años, producto de esta licitación, se deberá ir más allá de los compromisos mínimos de trabajo y aunque las empresas comprometieron nueve pozos exploratorios, deberán perforar mínimo 20.
Sin embargo, no hay ningún mecanismo contractual que hoy obligue a las empresas a generar este nivel de actividad. La realidad sería diferente si 67% de los pozos considerados en la licitación (30 en total) hubiera encontrado un operador dispuesto a comprometerse a desarrollarlos. Pero, bajo esta medida de éxito porcentual, se alcanzaron niveles más bajos: de 30% , explicaron.
Aun así, consideraron en su análisis, hay razones para creer que la inversión estimada es viable, ya que en el nuevo régimen nacional la industria está demostrando estar dispuesta a ir más lejos y más rápido de lo previsto, como en el caso de la italiana Eni, que presentó planes de trabajo que van más allá del mínimo comprometido en su contrato de la Ronda 1.2, o el consorcio integrado por Talos, Sierra y Premier, que están perforando su histórico pozo exploratorio más rápido de lo previsto. En la medida en que se consigan éxitos exploratorios iniciales, no nos sorprendería que estas victorias tempranas generen, a su vez, mayor actividad e inversión .
Inversión en infraestructura
Ramsés Pech, analista del sector, explicó a su vez que los resultados obtenidos en esta licitación confirman que la industria espera que el precio internacional del crudo se mantenga en rangos de ente 45 y 55 dólares, por lo menos al 2025. Dado que las primeras producciones en los campos adjudicados se podrán esperar por lo menos después de los seis años exploratorios, las fuertes inversiones en infraestructura comenzarán a fluir después del 2023 y antes tendrán que generar los cimientos para que todo esto se materialice. Fue una buena asignación. Confirma el interés en el crudo ligero del país. Sin embargo, es importante recordar que las empresas planearon sus inversiones a plazos largos y con esto, Campeche y Tabasco comenzarán a recibirlas por lo menos entre los tres y seis años próximos , dijo a El Economista.