CNH calcula que se llegará al 2024 con una extracción de 324,300 barriles diarios

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) calcula que se llegará al 2024 con una extracción de 324,300 barriles diarios de crudo de los contratos firmados en la pasada administración, volumen que es 16% superior a la expectativa de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi). Con ello, la extracción de privados bajo contratos petroleros se expandirá alrededor de 10 veces desde los 32,000 barriles diarios que se observaron al cierre de abril.

Este volumen previsto por el regulador durante su exposición en el Congreso Mexicano del Petróleo implica un incremento de 4.2 veces la extracción que actualmente tienen los contratos firmados en el país, que según el tablero de producción del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos ascendió a 75,726 barriles por día al finalizar abril, incluyendo la producción de Pemex bajo estos contratos. Hasta este reporte, los contratos representaron el 4.5% de la extracción nacional, de 1.674 millones de barriles diarios durante el cuarto mes del año.

Según la CNH, el pico productivo de aceite para estos contratos llegará a 341,000 barriles diarios en el 2025, conforme los planes de desarrollo presentados hasta en momento por los operadores. Para entonces, el gobierno federal planea que Petróleos Mexicanos (Pemex) alcanzará una producción superior a 2.6 millones de barriles diarios, por lo que con estas perspectivas el país debiera superar la producción de 2.9 millones de barriles. Entonces, la producción de los contratos representará casi 12% de la producción nacional.

Sin embargo, las proyecciones tanto de la petrolera como del regulador contienen lo que aportará la empresa estatal en los 21 contratos que tiene, de los cuales 11 son contratos de las rondas petroleras (donde funge como operador en seis contratos); tres son las asociaciones adjudicadas por procesos de farmout en Trión (aguas profundas), Cárdenas-Mora y Ogarrio (terrestres); seis son las migraciones de contratos integrales y de obra pública financiada que logró realizar a las modalidades previstas en la reforma, y uno más (Ek-Balam) fue la migración desde una asignación que realizó a contrato de producción compartida en aguas someras.

Así el país tiene en total no sólo de 107, sino 114 contratos de exploración y producción de hidrocarburos vigentes, tanto de licencia como de producción compartida. En éstos, se han aprobado inversiones firmes durante las distintas etapas en que se encuentran los proyectos por 35,739 millones de dólares, de los cuales, 32%, es decir 11,530 millones de dólares, a las migraciones y farmouts de Pemex.

En tanto, se han ejecutado sólo 1,738 millones de dólares hasta el momento, es decir, 4.8% de la inversión programada, aunque ello no es falta de voluntad de los operadores sino el proceso necesario relacionado con la geología de los campos por el que pasan los contratistas antes de su desarrollo.

El Estado mexicano ha recibido como aportaciones de siete contratos de producción compartida ingresos por unos 450 millones de dólares  (8,697 millones de pesos) hasta el 20 de abril, pero tiene 35 contratos vigentes en este régimen en que el contratista comparte sobre utilidades, y al 2024 obtendrá 7,900 millones de dólares (150,080 millones de pesos) por la comercialización de hidrocarburos de este tipo de contratos.

Adiós a aguas profundas

Un día después de que Alberto Velázquez, director de Finanzas de Pemex, aseguró que Pemex no realizaría actividades de exploración y producción de hidrocarburos en aguas profundas y campos no convencionales durante la presente administración, Francisco Javier Flamenco López, subdirector de Especialidad Técnica de Explotación de Pemex Exploración y Producción, dijo que existirá mayor flexibilidad y será posible que en el 2023 y 2024 se considere volver a invertir en estos recursos.

Al participar en el Congreso Mexicano del Petróleo 2019, detalló que Pemex cuenta con 88,000 kilómetros cuadrados de recursos en 113 asignaciones convencionales los cuales desarrollará en los próximos cuatro años, y a partir de entonces incursionará en los plays no convencionales y aguas profundas.

La estatal concentrará sus esfuerzos en las áreas donde cuenta con experiencia, sin aguas someras y tierra adentro, en las Cuencas del Sureste, la plataforma de Córdoba donde se ubica el campo Ixachi, la Cuenca de Tampico Misantla y la exploración adyacente a estos campos.

Pemex cuenta con asignaciones en un área de 86,400 kilómetros cuadrados, mismas que tienen recursos prospectivos de 25,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, donde 15,700 millones de barriles de petróleo crudo se ubican en plays convencionales.

“Tenemos ya identificado cerca de 2,400 millones de recursos en un área de 33,505 kilómetros cuadrados (adicionales). Estamos en pláticas con la Sener para solicitar estas áreas que nos permitirán elevar nuestro portafolio de exploración”, aseguró Flamenco.

Contratos de licencia y producción compartida vigentes en México:

• 104 producto de las rondas de la administración pasada (en 11 participa Pemex y en seis de ellos es operador).
• 3 otorgados a privados en sociedad con Pemex vía licitación de farmouts.
• 6 migraciones de Pemex con socios contratistas de los regímenes integrales y de obra pública financiada.
• 1 migración sin socio de Pemex en el contrato El Balam.

Fecha: 24/Junio/2019