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Producción de gas natural, en nivel más bajo desde el 2005
La entrada de privados a la producción no ha compensado la caída productiva de Pemex; inyección de gas seco al Sistrangas tuvo una caída más pronunciada, de 11% en el primer semestre.
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La producción de gas natural en el país cerró el primer semestre con un volumen de 4,770 millones de pies cúbicos diarios, con lo que cayó 0.74% en comparación con el peor año de demanda de la industria en décadas, que fue el 2020.
Además, a pesar de que incluye a 31 contratos operados por privados, es la producción más baja desde el primer semestre del 2005.
Lo anterior explica el aumento de 10.6% que en las importaciones de gas natural que en el primer semestre llegaron a un récord de 5,905 millones de pies cúbicos diarios, alcanzando una participación de 73% en la demanda que apenas creció 3.6% en un año. Pero junto con la caída en la producción de los campos en desarrollo, el gas disponible que se inyecta al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (Sistrangas) que es el que se obtiene de complejos procesadores y el gas seco del desarrollo, sin contar la producción que se reinyecta para la producción petrolera, cayó 11% en un año, para llegar a 2,235 millones de pies cúbicos diarios, menos de la mitad de lo que se inyectaba hace 10 años, según Petróleos Mexicanos (Pemex).
La participación de las asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la extracción de gas natural sigue siendo de 95% del gas natural, mientras que mediante contratos la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reporta un volumen de únicamente 224.232 millones de pies cúbicos al día, que resultó 9.4% inferior al de la primera mitad del año pasado, aunque 10 veces superior a la extracción de este hidrocarburo en el mismo lapso del 2016 en que arrancó la operación de privados.
En tanto, el volumen de extracción de Pemex en sus asignaciones cayó incluso en 0.27% para ubicarse en 4,546 millones de pies cúbicos diarios en un año, pero en la última década se ha reducido en 32 por ciento.
Producción de privados
A partir de mayo del 2016, un total de 40 contratos otorgados a particulares en la Ronda 1.2 por parte de los operadores ENI y Hokchi Energy en aguas someras; además de 20 contratos de la Ronda terrestre de campos maduros 1.3; cinco en tierra de la Ronda 2.2; otros cinco también terrestres adjudicados en la Ronda 2.3, y uno más en aguas someras como parte de la Ronda 3.1.
Al mes de julio, sólo 32 contratos aportaron en un volumen de producción de gas natural de 210.46 millones de pies cúbicos.
En tanto, aportaron 21.283 millones de pies cúbicos diarios los campos de gas asociado a la producción petrolera en tierra otorgados mediante procesos de farmouts para la asociación con Pemex en Cárdenas-Mora y Ogarrio, por parte de la alemana Wintershall Dea y la egipcia Cheiron.
A la vez, el contrato de producción compartida que Pemex migró sin socios de una asignación en aguas someras, Ek Balam, aporta 17.184 millones de pies cúbicos del hidrocarburo, mientras que los cuatro contratos de servicios del régimen anterior a la reforma del 2014 y que migraron al modelo de producción compartida y licencia en asociación con Pemex, en los campos Santuario El Golpe, Misión, Ébano y Miquetla, aportan un monto de 109.849 millones de pies cúbicos al día.
Cabe señalar que por sí solo, el contrato en el campo Misión otorgado a la filial mexicana de la argentina Tecpetrol, Servicios Múltiples de Burgos aportó 87.066 millones de pies cúbicos diarios, es decir, 41% de la producción de contratos.
De los campos otorgados en Rondas, únicamente 24 de los 32 que ya han tenido producción de gas aportaron en el mes de julio, en que llegaron a un volumen total de 62.043 millones de pies cúbicos diarios, de los cuales los campos en aguas someras produjeron 24.325 millones de pies cúbicos, y los terrestres los restantes 37.718 millones de pies cúbicos por día.