Contratos petroleros podrían representar 25% de la producción nacional

La producción de contratos petroleros en el país se ubicó en 85,224 barriles diarios en julio, con lo que pasó de 0.43% a 0.5% de la extracción nacional en un mes, pero, conforme a las últimas estimaciones de los operadores petroleros establecidos en México y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), si se continuara con la ejecución del Plan Quinquenal 2020-2025, estos podrían complementar hasta 25% de la producción diaria del país.

Según las estadísticas de la CNH, la extracción total del país aumentó 0.59% en ese lapso, mientras que la producción en contratos aumentó 18% en el mismo mes, en que la extracción a través de asignaciones operadas por Pemex cayó 0.2 por ciento.

En volumen, se observa que la extracción nacional aumentó 9,900 barriles por día, ya que la producción de los contratos aumentó en 13,169 barriles por día, de los cuales 5,962 barriles extra vinieron de Ek-Balam, 5,415 de Amoca-Miztón-Tecoali, y el resto de otros contratos, porque por parte de las asignaciones hubo incluso una caída de 3,269 barriles diarios.

Gracias a lo anterior, el presidente Andrés Manuel López Obrador aseguró en su informe de gobierno que se detuvo la caída productiva nacional. Pero esto fue debido a la actividad en dos contratos: en los campos Ek-Balam, donde Pemex trabaja sin socio, así como en Amoca-Miztón-Tecoalli, operado por la italiana ENI.

En el contrato en aguas someras que Pemex tiene sin socio en los campos Ek y Balam, la extracción aumentó 14% de junio a julio, ubicándose en 46,207 barriles por día en el séptimo mes del año, 6,000 barriles adicionales al mes anterior. La producción de los campos Ek y Balam representa 54% de la extracción mediante contratos en el país, y Pemex migró la producción de este campo a un contrato de producción compartida en el 2017, con el objetivo de reducir los impuestos que pagaba, principalmente por derecho a la utilidad compartida, al explotarlo mediante una asignación.

Pero además el contrato R01-L02-A1 operado por la italiana ENI para la producción en los campos Amoca-Miztón-Teocalli arrancó su producción también en aguas someras en julio, y en un mes añadió 5,415 barriles por día a la producción petrolera mexicana. Así, de un mes a otro, ENI representó 6.3% de la producción mediante contratos en el país, en este contrato de producción compartida que otorga al Estado 83.7% de la utilidad operativa y que tiene proyectado llegar a 10,000 barriles por día al cierre del 2019, y a 90,000 barriles por día en el 2021.

CNH pide reanudar licitaciones

La actividad petrolera en México se lleva a cabo sólo en 24% de la superficie total considerada con potencial, detalló la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al revisar el Plan Quinquenal de Licitaciones para Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2020-2025, mismo que podría incentivar a que la Secretaría de Energía reanude las licitaciones para que empresas privadas obtengan contratos en el país.

Por ley, la Secretaría de Energía debe revisar y actualizar cada año este plan con un horizonte a cinco años, mismo que permaneció similar al del 2018, luego de la cancelación de las últimas dos licitaciones de la Ronda Tres el año pasado. La CNH tiene a su vez la obligación de revisar el plan y dar sus recomendaciones a la Secretaría de Energía, mismas que consistieron en la ampliación de cinco áreas y la incorporación de ocho bloques nuevos, cuatro en aguas someras y cuatro de recursos no convencionales en tierra, para componerse de un total de 471 áreas que podrían licitarse en cinco años si el gobierno reanuda los procesos licitatorios.

La ampliación propuesta por la CNH implica añadir 53 kilómetros cuadrados adicionales en dos áreas para abarcar campos en posesión del Estado, así como volver a incluir al bloque Misión, que no fue adjudicado en la Ronda 1.2. De esta forma, el volumen remanente para posibles licitaciones será de 1,972 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Christian Uriel Moya, director general de la Unidad de Exploración y Extracción del regulador, detalló que la tasa de éxito que se ha obtenido en la exploración por medio de contratos en el país ha sido muy superior a la media global, ubicándose en 89% en 19 pozos perforados. Sin embargo, los avances que requiere la Secretaría de Energía para continuar con estos procesos todavía no se observan, ya que faltan por aprobarse 11 planes de exploración y 17 planes de desarrollo, derivados principalmente de la Ronda 3.

Con ello, sólo se ha avanzado 20% en la perforación de pozos y 8% en las inversiones comprometidas en el país. Sin embargo, conforme a la maduración de actividades de los contratos, las mayores inversiones llegarán a partir del próximo año y hasta el 2022.

kgarcia@eleconomista.com.mx