Seguirá activo el upstream en 2023, no sin obstáculos: S&P Global

El sector de upstream de petróleo y gas de México permanecerá activo durante 2023, aun que enfrentará algunos desafíos, entre ellos, la falta de disponibilidad de suficientes plataformas de producción.

“La perforación de los operadores privados y la petrolera estatal Pemex aumentará, al menos en el primer semestre del año, a medida que las empresas se apresuren a cumplir con sus compromisos, dado que muchos de los planes de desarrollo de las empresas finalizan en 2023”, estimó S&P Global Commodity Insight a partir de información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

En un análisis publicado la semana pasada, la firma que estudia los mercados energéticos y de materias primas citó como ejemplo que la empresa de origen italiano Eni México continuará su perforación en el Área 1 en aguas poco profundas del Golfo de México, donde actualmente produce 25 mil 200 barriles diarios (b/d) de aceite, la mayor producción de una empresa privada en México.

“Eni perforará ocho nuevos pozos en 2023 en el Área 1, que se compone de tres campos: Amoca, Mizton y Tecoalli. La compañía incorporó recientemente una unidad flotante de almacenamiento y descarga de producción, o FPSO, en el Área 1 para optimizar sus operaciones”, señaló S&P Global.

También aseguró que Eni comenzará pronto a inyectar agua para aumentar la presión, lo que incrementará la producción a casi 90 mil b/d para 2024, según datos de la CNH.

La compañía gastará 630 millones de euros en actividades de exploración en 2023, dijo la gerencia citada por S&P Global. “Eni espera recuperar 300 millones de barriles de crudo y 185 Bcf de gas en el Área 1”, agregó.

Exploración clave

En su análisis, la firma consideró que los resultados de los pozos perforados en los próximos meses determinarán si los operadores deciden continuar con sus actividades de exploración. En este sentido, añadió que empresas como TotalEnergies y Winthershall DEA perforarán para determinar si conservan sus bloques, por ejemplo.

Destacó que los han comenzado a elegir cuidadosamente las mejores oportunidades de sus carteras. En 2022, más de 20 empresas cedieron bloques completos o parte de ellos al gobierno mexicano a medida que recalibraban sus estrategias.

“Según la CNH, las renuncias no significaron que no había recursos, sino que las empresas habían decidido enfocarse en otras opciones más prometedoras”, subrayó.

Repsol cedió cinco de los bloques que obtuvo para concentrarse en aguas profundas, donde ya ha descubierto abundantes recursos. En 2020 anunció dos importantes descubrimientos denominados Polok y Chinwol, con su socio Petronas, en uno de sus seis bloques, denominado Área 29.

La compañía esperaba encontrar aproximadamente 190 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en Polok y 120 mmbpce en Chinwol.

Lukoil, por su parte, aumentará su actividad en el Área 12, donde encontró petróleo recientemente. Según estimaciones preliminares, podría haber 250 mmbpce en el sitio.

S&P Global prevé asimismo que Eni permanecerá activa en el Área 10 en la que encontró petróleo con dos pozos de aguas profundas: Saaskem y Sayulita. Saaskem ya está siendo evaluado, mientras que  se prepara para perforar un par de pozos más para Sayulita.

Para el 15 de diciembre pasado, la CNH había autorizado la perforación de seis pozos de exploración en aguas profundas en 2023 para Eni, Shell, Petronas y Murphy, recordó la firma.

Respecto a Pemex, dijo que también estará activa en 2023, ya que el fisco mexicano le asignó 404 mil millones de pesos (20 mil 200 millones de dólares) para gastar en exploración y producción, cifra superior a los 360 mil millones de pesos que obtuvo en 2022.

Para el 15 de diciembre, la CNH había autorizado a Pemex a perforar más de 20 pozos exploratorios para 2023.

Enfrentando desafíos

Respecto a los desafíos, S&P Global expuso sobre todo la disponibilidad de plataformas que es escasa.

“En los últimos 12 meses, nueve plataformas salieron de México y solo una ha llegado hasta el momento”, aseguró S&P Global según sus propios datos.

“Los clientes de Medio Oriente están aumentando la actividad de perforación y, según los participantes del mercado, están dispuestos a pagar tarifas atractivas a los propietarios de plataformas, superando a otros”, dijo Aparicio Romero, analista de S&P Global Commodity Insights.

La mayoría de las plataformas de México fueron contratadas por Pemex, de acuerdo con la firma.

“La escasez de plataformas también afecta a las empresas privadas. Como hay menos plataformas disponibles, las empresas se ven obligadas a utilizar el mismo equipo para pozos completamente diferentes o incluso a compartir plataformas con otros, lo que dificulta la logística”, agregó.

En este sentido, dijo que Eni y Murphy tuvieron que modificar recientemente sus planes de perforación debido a que la plataforma marina que comparten, Valaris DPS 5, se retrasó. El Valaris se usaría para perforar Tulum, un pozo de aguas profundas de Murphy en la cuenca Cuenca Salina. Luego se trasladaría a la Cuenca Sureste para perforar Yatzil, un pozo de aguas poco profundas de Eni. Finalmente, viajaría a la Cuenca Salina del Istmo para perforar otro pozo de aguas profundas, también de Eni, denominado Nabte.

Como la plataforma se retrasó, todos esos planes tuvieron que modificarse.

Shell es otro operador que ha enfrentado desafíos logísticos al mover plataformas de una cuenca a otra para perforar pozos con diferentes características. El mayor planea usar el Maersk Voyager para perforar dos pozos a casi 400 millas de distancia. En enero y febrero, Shell busca perforar Jokol, un pozo de aguas profundas en la cuenca Salina del Istmo, frente a la costa de Veracruz. Luego, prevé perforar Luwa, frente a las costas de Tamaulipas, en la región de Salina del Bravo, junto al Cinturón Plegado Perdido de abril a junio.

“Las empresas están evidenciando que hay problemas para encontrar equipos”, dijo el comisionado de la CNH, Néstor Martínez Romero, durante la reunión en que se aprobaron las modificaciones de Eni y Murphy.

Pemex bajo presión

Pemex, la compañía de exploración y producción más endeudada del mundo, enfrenta sus propios desafíos, comenzando con $8 mil millones en pagos de intereses en 2023 y la misma cantidad para 2024.

La empresa estará bajo presión para cumplir su objetivo de producción para 2023, que es de 1,9 millones de b/d. Aunque el objetivo no cambió desde 2022, todavía está por debajo de los 1,75 millones de b/d que informó la compañía en octubre.

Pemex se apoyará en nuevos campos que la empresa ha identificado como “prioritarios” para cumplir sus objetivos. Según la compañía, los 36 nuevos campos que ha puesto en operación en los últimos años ahora están aportando aproximadamente 400.000 b/d.

Será difícil alcanzar sus objetivos de producción, dijo Adrian Duhalt, investigador del Centro de Política Energética Global de la Universidad de Columbia en Nueva York.

“Es probable que Pemex y el presidente no cumplan con esa promesa, aunque es importante reconocer que la compañía logró detener el declive que ocurrió en las administraciones anteriores”, dijo Duhalt a S&P Global, y agregó que si Pemex sigue enfocándose en costa adentro y aguas poco profundas. campos de agua, en lugar de diversificar su cartera, será difícil lograr aumentar su producción.