La primera asociación que suscribe Pemex para exploración y extracción en aguas profundas del Golfo de México, con dos grandes empresas petroleras internacionales, la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex traerá derramas económicas directas e indirectas que generarán desarrollo de infraestructura en la costa tamaulipeca.

Si bien esta alianza incorporará contenido nacional progresivo, el impacto se verá cuando menos en 4 años para que se pueda iniciar el desarrollo del campo, perforando entre 3 y 4 pozos de manera exploratoria y así iniciar la extracción.

Se trata de la zona en el Cinturón Plegado Perdido, frente a las costas de Tamaulipas y conformado por 6 bloques, entre ellos Trión que fue el primer farmout de Pemex.

Esta área fue descubierta en el 2012 y está ubicada a 200 kilómetros al este de Matamoros y a 40 kilómetros al sur de la frontera con Estados Unidos, tiene un tirante de agua de entre 500 y 1,800 metros y se encuentra situada junto al campo Great White, el cual ha sido exitoso en su exploración por los Estados Unidos.

De acuerdo con estimaciones de la firma de consultoría Aregional la derrama económica será hasta por 2,000 millones de dólares.

Entre otros impactos, los analistas comentaron que si resulta exitosa su explotación comercial, podría dejar utilidades al Estado mexicano por encima del 50 por ciento, con inversiones que le representan a Pemex un tercio de los costos de exploración y extracción de los proyectos, que si los hiciera de manera individual.

Los beneficios que están basados que por cada 10 millones de dólares de inversión en la industria petrolera se generan 300 empleos aproximadamente. Entonces, esta área contractual generará un estimado de 60 mil empleos directos e indirectos distribuidos en los próximos años por los 2,000 millones de dólares invertidos.

Esto significa que desde el inicio de la instrumentación de los proyectos de exploración hasta la extracción, si resulta exitosa la exploración, beneficiará a comunidades de la región noreste del país, dado los efectos multiplicadores de las inversiones.

Analistas consultados por LPO, señalaron que uno de los aspectos que resulta interesante, es que en el contrato de licencia prevé una participación de contenido nacional creciente de 3, 6 y 8% en la etapa de exploración del área contractual; llegando hasta al 10% en la fase de producción comercial.

Al respecto, Aregional mencionó que la progresividad del contrato de licencia permite un mecanismo de ajuste, que garantiza beneficios adicionales para el país, o bien, en caso de que se susciten los siguientes factores: se incrementen los precios del petróleo, se obtengan mayores hallazgos a los estimados y aumentos en producción o rentabilidad de los proyectos que se instrumenten.

También mencionaron que debe tenerse en consideración que la extracción del primer barril de petróleo de estos yacimientos será a mediano y largo plazo.

Estimaron un incremento en la producción de 1,045 MMbpce, ya en su etapa de desarrollo. Dijeron que dicha estimación fue calculada con base en el componente de recursos prospectivos que tienen las 4 áreas del Cinturón Plegado Perdido, que es de 3,910 MMbpce.

Asimismo, comentaron que se tiene proyectado que los costos de producir un barril de petróleo en aguas profundas mexicanas, incluyendo los costos de exploración son de aproximadamente 37.16 dólares.

También expresaron que si resulta exitosa su explotación comercial, podría dejar utilidades al Estado mexicano por encima del 50 por ciento, con inversiones que le representan a Pemex un tercio de los costos de exploración y extracción de los proyectos, que si los hiciera de manera individual.

Para Pemex esta asociación le permitirá compartir los riesgos con sus socios en el desarrollo de los proyectos, además de obtener transferencia de tecnología de vanguardia y compartir los requerimientos de financiamiento, lo cual resultará beneficioso para que esta empresa pueda continuar con sus proyectos productivos de exploración y extracción en aguas profundas, dadas sus actuales limitantes financieras, consideraron los analistas.

Se tiene considerado que en México la mitad de los 56,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos convencionales se encuentran en aguas profundas. Del total de estos recursos, le fueron asignados a Pemex 6,390 (23 por ciento) en la Ronda Cero; 4,170 millones (15 por ciento) fueron subastados en la Ronda 1.4. Igualmente, 10,840 millones equivalentes al 39 por ciento, van a ser licitados por la CNH en los próximos dos años, dejando 6,390 millones (23 por ciento) para ser licitados en la próxima década.

El pasado 28 de febrero de este año la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) suscribió este primer contrato logrado por Petróleos Mexicanos (Pemex), a través de su subsidiaria Pemex Exploración y Producción, bajo participación conjunta con las empresas petroleras Inpex Corporation y Chevron Energía de México S. de R.L. de C.V.