Estrategia
Pemex apuesta por revivir el campo Lakach para garantizar el abasto de gas natural 
El proyecto fue abandonado en 2016 ante falta de rentabilidad. El mercado duda que las condiciones actuales sean mejores y se cuestiona su éxito. 

El incremento de la producción de gas natural sigue siendo un gran desafío para la 4T que Pemex busca encarar con la reactivación del campo de aguas profundas Lakach, mismo que fue abandonado en 2016 y cuya probabilidad de éxito ya es cuestionada por los especialistas del sector. 

El pasado martes Octavio Romero, director de Petróleos Mexicanos, dio a conocer este proyecto dentro del decálogo de transformación energética. Implica una inversión calculada en 1,459 millones de dólares en el campo ubicado a 131 km al Noroeste de Coatzacoalcos, Veracruz y 98 km al Sureste de Veracruz.

Tras comprar Deer Park, Pemex apuesta a una reducción más fuerte de exportaciones en 435 mil barriles

Explicó que ha sido el único proyecto en aguas profundas donde se han perforado 8 pozos con la intención de recuperar 938 mil millones de pies cúbicos de gas para una producción estimada de 400 millones de pies cúbicos diarios de gas diarios. 

Cabe recordar que esta administración priorizó solo la exploración y explotación de campos en aguas someras, considerando la experiencia de la petrolera. 

Lo cierto es que el reto de garantizar el abasto del gas natural sigue en incremento: de enero a noviembre, su producción fue a la baja, pues el promedio fue de 4,675 millones de pies cúbicos diarios, que, en contraste con los 4,761 millones de barriles registrados en noviembre de 2020, implican una reducción de 1.8%. En contraparte, el país sigue teniendo una fuerte dependencia de la producción estadounidense, que significa el 93% del consumo mexicano. 

En ese contexto, Arturo Carranza, director de proyectos de energía de Akza, consideró un acierto pensar en estrategias para garantizar el abasto de este hidrocarburo y agrega: "Creo que la tormenta invernal de este año prendió los focos rojos en el Gobierno de López Obrador en el sentido de la alta dependencia de gas natural desde Estados Unidos y la necesidad de reducirla", explicó.

No obstante, el proyecto en sí mismo despierta poco optimismo en el mercado en cuanto a superar los retos presentados casi cinco años atrás. A recordar: se trata del primer proyecto de Pemex en aguas profundas, impulsado desde la administración de Vicente Fox, sin embargo, los retos aparecieron rápidamente y se agravaron durante el sexenio de Calderón, con la caída de precios del crudo y la falta de un proyecto viable por parte de la petrolera, además de que los resultados de la exploración no fueron tan prometedores, por lo que terminó siendo un proyecto caro y poco rentable y se suspendió en 2016. 

¿Mejores condiciones que en 2016?

Expertos en diálogo con LPO advierten que los retos para la 4T no han disminuido, aunque establecen un debate hasta qué punto podría ser exitosa esta misión.  Por ejemplo, hay coincidencia en advertir que será un desafío poder producir a profundidades considerables y desarrollar infraestructura para llevarlo a los centros procesadores. 

Para Carranza, en la actualidad un punto a favor es que actualmente las inversiones serían menores a lo que fueron inicialmente planteadas en la administración de Felipe Calderón, pues explica que "la tecnología y el conocimiento sobre el subsuelo ha mejorado y está más disponible, lo que ayudará a reducir costos".

Por su parte, para Gonzalo Monroy, director de  director de la consultora energética GMEC considera que estos desafíos implicarán costos altos en contraste con la prospectiva que se tuvo en años pasados sobre estos campos, la cual afirmó que no fue "significativa". 

Otro de los planteamientos que hizo Romero Oropeza es que el plan se hará junto a inversión privada, lo cual sería positivo, si fuera a través de las asociaciones que permite la reforma energética, consideró Carranza. Pero los pronósticos apuntan a que se volvería a recurrir al Contrato de Extracción de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE), que implica que los privados absorban todo el riesgo financiero y Pemex administre y opere los proyectos. 

Ambos expertos coinciden en que estos contratos no han resultado favorables para ninguna parte y, por lo tanto, Monroy ve difícil que puedan atraer empresas con mayor experiencia en la exploración y explotación de aguas profundas. El temor que se instala en el mercado es que resulte un proyecto solo para beneficiar a cierts contratistas en materia de infraestructura. 

La OPEP resiste la presión de EU y sigue sin elevar con mayor fuerza la producción petrolera

De frente a estos retos, Monroy reflexiona: "Lakach sería de los últimos sitios para buscar. Hay muchísimo gas encontrado en las formaciones cercanas de Ixachi de alta temperatura con fuerte potencial, además de la cuenca Burgos y parte de Veracruz, y son campos terrestres que Pemex conoce muy bien, pero en cambio se va a lo que no conocen y es demasiado caro y no tiene sentido en el propio portafolio de Pemex".

En contraparte, para la administración de Pemex se trata de una nueva tarea prioritaria, en donde los retos  enfrentados en el pasado se relacionaron con la política energética anterior.  "No vamos a alcanzar a recuperar el total de lo que se invirtió, pero si la gran mayoría. Este es uno de los pendientes que heredamos de las administraciones pasadas y es un reflejo de lo que fue la reforma energética y el famoso tesoro en aguas profundas. Un verdadero fracaso", dijo. 

Publicar un comentario
Para enviar su comentario debe confirmar que ha leido y aceptado el reglamento de terminos y condiciones de LPO
Comentarios
Los comentarios publicados son de exclusiva responsabilidad de sus autores y las consecuencias derivadas de ellas pueden ser pasibles de las sanciones legales que correspondan. Aquel usuario que incluya en sus mensajes algun comentario violatorio del reglamento de terminos y condiciones será eliminado e inhabilitado para volver a comentar.