"En acuerdo de los comisionados de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH, regulador) modificamos el nombre de esta asociación, para que sea Ayín-Batsil, que autoriza la exploración, extracción y producción compartida de hidrocarburos en los campos en esas áreas contractuales", dijo en un comunicado el titular del organismo estatal, Juna Carlos Zepeda.
La licitación de ese campo se realizará el 15 de junio a la par del evento de adjudicación y notificación del fallo de otros 15 contratos de producción compartida, también en aguas someras de las aguas territoriales de México.
Esos recursos energéticos fósiles están localizados en la llamada Sonda de Campeche, bajo el lecho marino a una profundidad somera de 160 metros de tirante de agua, con un potencial de reservas probadas, probables y posibles de 281 millones de barriles, dijo el alto cargo de Pemex.
Pemex, cuya producción perdió un 40% desde su pico histórico de 2004 y caerá este año a 1,9 millones de barriles diarios —a niveles de los años 1980— tendrá una participación del 50% en el proyecto durante 30 años, dice el informe oficial de la sesión del órgano directivo de la CNH culminada el lunes.
Oxígeno para Pemex
La asociación permitirá aumentar casi tres veces las inversiones en el campo Ayín-Batsil, al pasar del escenario de 831 millones de dólares, previstos por Pemex sin socio —donde la estatal ya invirtió 10 millones de dólares— a 2.335 millones de dólares con otra petrolera privada o extranjera asociada.
Tras la Reforma Energética de apertura a la inversión en el sector, la petrolera que controló el monopolio estatal de energéticos durante casi 80 años, fue autorizada a elegir, en solitario, los campos petroleros más prometedores de México, en la llamada Ronda Cero, pero ante su falta de recursos tecnológicos y financieros, ahora puede migrar esos contratos y compartir sus derechos para explotarlos ("farmout").
Antes del lanzamiento de los concursos de la Ronda Uno —en el verano de 2015—, Pemex acaparó sin competencia alrededor del 80 por ciento de las reservas petroleras probadas (que tienen 90 por ciento de factibilidad tecnológica y comercial) y poco más de 20 por ciento de los estudios prospectivos para exploración, de manera que el resto fue abierto a concurso en las llamadas Ronda Uno y Ronda Dos de licitaciones de contratos.
La CNH aprobó además que se lleven a cabo las firmas de otros contratos del llamado Cinturón Plegado Perdido —en la frontera marítima con EEUU—, dos de ellas adjudicadas a China Offshore Oil Corporation y otro al consorcio formado por la francesa Total y la estadounidense Exxon Mobil.
El regulador también aprobó las firmas en tres áreas ubicadas en la Cuenca Salina del Golfo.
Uno de los consorcios está integrado por la noruega Statoil, la británica BP y la francesa Total; otro lo integran la malaya PC Carigali y la mexicana Sierra Offshore, el tercero por PC Carigali y la mexicana Sierra Oil junto con la estadounidense Murphy Energy y la británica Ophir.