En el proceso de llegar a una nueva capacidad productiva y con las oportunidades que se han abierto en el sector energético con la reforma estructural, en la segunda ronda de licitaciones de “farmout”, Pemex consigue asociarse con una empresa alemana y otra egipcia para los campos Cárdenas-Mora y Ogarrio.
Ciudad de México.- Petróleos Mexicanos (Pemex) está entrando en una nueva etapa en donde las asociaciones o “farmouts” con empresas privadas son trascendentales para aumentar su capacidad productiva y aprovechar toda la riqueza en hidrocarburos con las que cuenta el país, por lo que en la segunda ronda de licitaciones logró asociarse con una empresa alemana y otra egipcia para consolidar inversiones en campos explotables.
Así, de acuerdo a información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), la alemana DEA Deutsche Erdoel fue la empresa que ofreció la mejor propuesta para el campo Ogarrio, que se encuentra en Tabasco y que ofrece “crudo ligero y gas húmedo y reservas probadas, probables y posibles (3P) de cerca de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente”.
Luego de conocer este resultado, Juan Manuel Delgado, country manager de DEA en México, aseguró que están “muy contentos de haber ganado, haber participado y ser socios de Pemex; es nuestra segunda asociación con ellos”.
Por su parte Cheiron Holdings Limited, de origen egipcio, fue la ganadora del bloque Cárdenas-Mora, ubicado también en el estado de Tabasco y de acuerdo a información de la CNH, contiene crudo ligero y súper ligero, así como reservas probadas de 93 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En este sentido, se espera que estos campos atraigan inversiones por mil 600 millones de dólares y con esto la producción de Ogarrio y Cárdenas-Mora se elevará a unos 14 mil barriles por día (bpd) en 2020.
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Asociaciones estratégicas de Pemex
En este sentido, Pemex consigue asociarse con una empresa alemana y otra egipcia y con esto consolida su tercer “farmout”, luego que en la primera ronda logró concretar la licitación bloque Trión en aguas profundas del Golfo de México, con la australiana BHP Billiton.
En declaraciones que retoma Reuters de José Antonio González Anaya, director de Pemex, señaló que los campos recién asignados “son de recuperación secundaria, requieren inversiones en tecnología, requieren inversiones en capital”, por lo que se espera que los resultados comiencen a ser visibles incluso en el 2018.
Pero a pesar de que se concretaron estos dos campos, quedó desierta la licitación del bloque en aguas someras Ayin-Batsil, ubicado en la Cuenca del Sureste, en el Golfo de México y litoral de Tabasco, por lo que para algunos especialistas, Pemex debe de aprender de estos procesos fallidos.
Pablo Medina, analista de la consultora Wood Mackenzie, declaró para Expansión que “esto será una lección para Pemex, en términos de ajustar sus expectativas a lo que el mercado está dispuesto a pagar”.
Así, Pemex también espera resultados positivos para las próximas rondas de licitaciones, en donde uno de sus apuestas mayores es el bloque Nobilis-Maximino, ubicado en aguas ultra profundas del Golfo, en el Cinturón Plegado Perdido (CPP).