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    Petróleo

    Primera licitación de no convencionales prevé inversiones por 2,343 mdd

    Pedro MentadoPor 7 minutos de lectura

    Ciudad de México (Iliana Chávez / Energía Hoy).- La primera licitación de campos no convencionales, la cual contempla  nueve campos en la Cuenca de Burgos, en el estado de Tamaulipas, los cuales concentran tres veces más el potencial de las 46 áreas ya adjudicadas, podría alcanzar un inversión por dos mil 343 millones de dólares . Los contratos podrían ser hasta por 40 años y las petroleras no podrán utilizar potable y se dará prioridad a la preservación de mantos acuíferos.
    La Presentación de la Tercera Convocatoria de la Ronda 3, de Áreas Terrestres No Convencionales (lultitas), fue encabezada por el titular de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, quien indicó que para fortalecer la seguridad energética de México, es preciso aprovechar de manera responsable los recursos que tiene el país en las lutitas.
    Al menos 53 por ciento de la riqueza petrolera que aún se mantiene en el subsuelo, está en los yacimientos no convencionales, por lo que el 84 por ciento del consumo de gas natural en el país se cubre con la importación de la molécula, es decir, “estamos dependiendo del gas importado para impulsar la actividad económica nacional, mientras que varios de nuestros yacimientos convencionales se han ido agotando”.
    Dijo que aprovechar los recursos no convencionales incrementará en el país la disponibilidad de gas, un combustible de bajas emisiones de carbono, que acelerará nuestra transición hacia la generación eléctrica más limpia.
    enfatizó que la sociedad puede tener absoluta certeza de que esta licitación se llevará a cabo con responsabilidad y con el firme objetivo de sentar bases sólidas que permitan a las próximas generaciones beneficiarse de la riqueza petrolera que yace en nuestro subsuelo.
    A su vez, el subsecretario de Hidrocarburos de la Sener, Aldo Flores Quiroga, expuso que los bloques de exploración y extracción suman una superficie de dos mil 704 kilómetros cuadrados y tienen 53 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en recursos convencionales; así como mil 161 millones de no convencionales.
    Estas nueve áreas concentran tres veces más el potencial de las 46 áreas ya adjudicadas en las rondas terrestres anteriores, es aproximadamente también cuatro y media veces más las áreas que se presentaron a la licitación que viene en la 3.2 de campos terrestres convencionales.
    La zona de Burgos, ya cuenta con infraestructura industrial y petrolera: Refinería de Cadereyta y hay 45 parques industriales, seis centrales generadoras, sólo una consume 11 mil millones de pies cúbicos al año de gas natural; ya hay 18 pozos exploratorios horizontales, que se podrían aprovechar para el trabajo no convencional; están los puertos de Matamoros y Tampico y están los gasoductos de Tamaulipas y Los Ramones.
    Flores Quiroga, destacó que si todas estas áreas se adjudicaran implicarían una inversión esperada de 2 mil 300 millones de dólares, cerca de 23 mil empleos directos e indirectos y además empleos asociados en el sector alimenticio, minero, manufacturero, construcción, bienes raíces y transporte.
    Esto implica para Tamaulipas más oportunidades, son ya 21 contratos adjudicados, 40 por ciento de la inversión total atraída, 260 mil empleos asociados y viene 42 áreas a licitar, todavía más en esta Ronda Tres, 28 terrestres y 14 marinas, esto es más de la mitad del total de los recursos prospectivos en licitación de esta Ronda Tres, que implicarían 12 mil millones de dólares de inversión y un potencial de generación de empleos de 120 mil puestos de trabajo.
    Por su parte, el gobernador de Tamaulipas, Francisco Javier García Cabeza de Vaca, dijo que el estado avanza como el productor de energía por excelencia en México, ya que ahí se ubican 23 por ciento de los 91 contratos de las licitaciones petroleras y de las asociaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex).

    En caso de haber éxito geológico, las inversiones en la entidad ascenderán a 61 mil millones de dólares, incluyendo las que están en aguas profundas y someras, lo que significa que 40 por ciento del total de las inversiones de exploración y extracción de hidrocarburos se llevarían en territorio tamaulipeco.

    Por su parte, Roberto Ramírez de la Parra, director general de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) afirmó que la dependencia será estricta en cada aspecto del manejo y cuidado del líquido dando prioridad al uso doméstico y otras actividades esenciales.
    Indicó que para la explotación de yacimientos y pozos no convencionales “no se requiere de la utilización de agua potable”, por lo cual las empresas deberán utilizar “agua de actividad de carácter industrial, es decir, agua salobre, agua residual tratada e inclusive agua residual”. Para ello, la Conagua trabajará con los municipios para tener las plantas de tratamiento necesarias que permitan dotar de agua tratada requerida.
    Destacó el establecimiento obligatorio de dos y hasta tres barreras impermeables de los pozos para proteger los acuíferos; además, el monitoreo de la calidad del agua no se deja a los contratistas, lo realizará directamente la autoridad, considerando para ello el muestreo de 99 elementos.
    En tanto, el director ejecutivo de la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA), Carlos de Régules, afirmó que la regulación mexicana para el sector de hidrocarburos en materia de seguridad industrial, operativa y protección al medio ambiente es de vanguardia. Dichos ordenamientos tienen un enfoque de análisis de riesgo proyecto por proyecto, por lo que los operadores que quieran trabajar en México tendrán la obligación de evaluar y analizar sus riesgos durante todo el ciclo de vida del proyecto.
    “Nuestros lineamientos no sólo toman en cuenta las mejores prácticas internacionales en la exploración y extracción de hidrocarburos en yacimientos no convencionales, también incorporaron las recomendaciones del centro Mario Molina para dar certeza en este proceso,” indicó.
    Para el Subsecretario de Ingresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), Alberto Torres García, los contratos  serán por 30 años con dos prórrogas de 5 años, y se prevé que ante la posibilidad de que pudiera haber recursos convencionales, el contrato será flexible para funcionar en ambos tipos de situaciones.
    Añadió que lo que se propone es que la contraprestación adicional se calcule con un porcentaje de la utilidad operativa; al estar definida con base en flujo permite descontar de manera acelerada la inversión, lo cual es un incentivo para destinar recursos a la reinversión en los mismos campos y acelerar la velocidad en la que se pueden desarrollar.
    En tanto, el comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH),  Juan Carlos Zepeda Molina, señaló que las Bases de Licitación de la Tercera Convocatoria de Contratos de Licencia para la Exploración y Extracción de esta Ronda, se publicarán este viernes 2 de marzo en el Diario Oficial de la Federación (DOF), y el fallo de adjudicación será el 5 de septiembre próximo.

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