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Ronda 3.3 será de recursos shale
El volumen de los hidrocarburos prospectivos de los bloques representa tres veces más que los recursos asignados en las licitaciones terrestres hasta la fecha; Sener estima una inversión de 2,343 millones de dólares.
FOTO: ZULLEYKA HOYO
La Secretaría de Energía estima una inversión de 2,343 millones de dólares en caso de que se adjudiquen los nueve contratos de licencia con una duración de hasta 40 años en la Cuenca de Burgos, dentro de la Ronda 3.3 que será la primera en licitar recursos lutíferos o shale con la técnica de fractura hidráulica o fracking mediante pozos horizontales en el país.
Estos nueve bloques abarcan una superficie de 2,704 kilómetros cuadrados en el estado de Tamaulipas, y cuentan con recursos prospectivos no convencionales por 1,161 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representa tres veces más que todos los recursos asignados en 46 áreas terrestres de las rondas petroleras previas. Además, tienen 53,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en recursos convencionales.
El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, recordó en la presentación de esta convocatoria que 53% de la riqueza petrolera del país se ubica en yacimientos no convencionales y que México ocupa el sexto lugar global en este tipo de recursos cuyos campos tienen el equivalente a cuatro veces la extracción histórica de Cantarell.
“México está en una coyuntura histórica en el dilema de seguir importando 84% del consumo de gas natural como ocurrió el año pasado, cuando del 2015 a la fecha cayó en 1,900 millones de pies cúbicos diarios la producción en yacimientos convencionales, o iniciar con toda la responsabilidad y cuidado la explotación de estos yacimientos para revertir esta caída y convertir en riqueza nuestros recursos hidrocarburos”, dijo.
POLÉMICA AMBIENTAL
La licitación para este tipo de recursos estaba programada desde la Ronda 1, en el 2015, pero se retrasó hasta que los reguladores involucrados: la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la Comisión Nacional del Agua (Conagua) y la Agencia de Seguridad Energética y Ambiental (ASEA), concluyeron la regulación económica y de protección al medio ambiente que se requiere y que no sólo aplicará a los operadores de los campos, sino a todos sus proveedores, explicó Carlos de Regules, titular de la ASEA. “Para llegar a este momento se modificaron tres leyes y diseñaron seis lineamientos y 11 normas con base en las mejores prácticas que se realizan en Estados Unidos, Canadá y Argentina”, dijo.
El titular de la Conagua, Roberto Ramírez de la Parra, detalló que no se utilizará agua potable, sino de tratamiento industrial reutilizable hasta cuatro veces, para las perforaciones, por lo que se buscará que los municipios participen con la proveeduría de agua residual. Los pozos tendrán distancias de por lo menos 600 metros verticales en relación con cualquier manto acuífero cercano y de al menos 1 kilómetro con cualquier masa hídrica y se obligará a que los operadores construyan dos barreras impermeables en cada pozo, o tres si se trata de rocas calizas, junto con un monitoreo permanente de 99 compuestos químicos como línea base por parte de la Conagua en los líquidos que se utilicen para estas actividades. “La ASEA será el responsable del desecho de las aguas residuales y no los operadores, lo que constituye la regulación más avanzada en el mundo”, dijo. Sin embargo, se prevén sanciones económicas por incumplimientos y en el peor de los casos la suspensión parcial o permanente de las actividades, pero esto será una vez que se hayan realizado los daños, lo cual constituye una de los mayores riesgos y la razón por la que países y regiones como Francia, Alemania y Nueva York prohíben totalmente la extracción de shale mediante fracking en sus territorios.
licitación con INCENTIVOS para PYMES
Empresas de mediana escala, como la filial petrolera Newpek, de Alfa, realizan estas actividades en Estados Unidos, Canadá y Argentina, por lo que de nueva cuenta se reducen los requisitos de capital contable demostrable a 100 millones de dólares para los participantes, que podrán probar experiencia de un año como empresa y de 10 años para su personal gerencial, dijo Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH.
De acuerdo con el subsecretario de Hidrocarburos, Aldo Flores, la explotación de estos nueve campos generará alrededor de 23,000 nuevos empleos tan sólo en el sector de hidrocarburos en la región, más los que se generen en la derrama de alimentos, proveeduría de equipos, hospedaje, etcétera, en la región.
La adjudicación de contratos realizará la CNH el 5 de septiembre y podrán participar empresas en lo individual o en consorcios donde el operador tendrá mínimo 30% de participación.
