Entre 2015 y septiembre de 2022, las inversiones realizadas por las empresas petroleras en México sumaron 11 mil 954 millones de dólares, sin embargo, desde 2021 el monto se ha reducido.
En 2020 tocaron su punto más alto con 3 mil 370 millones de dólares, pero el año pasado se redujeron a 997 millones hasta septiembre, de acuerdo con los datos del reporte de Flujos Monetarios del Sector Petrolero, realizado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Según la información, 44 por ciento del total de las inversiones realizadas en este periodo, equivalente a 5 mil 260 millones de dólares, se destinaron actividades de desarrollo.
Para exploración petrolera invirtieron 2 mil 630 millones de dólares, un 22 por ciento del total; a la producción dirigieron 20 por ciento, es decir, 2 mil 390 millones de dólares.
Para las actividades de evaluación inyectaron 13 por ciento o mil 554 millones de dólares y para abandono 120 millones, equivalente a uno por ciento del monto total.
«A partir de 2018 y hasta la fecha, la mayor proporción de inversiones reportadas está asociada a la Actividad Petrolera de Desarrollo, principalmente por el inicio en la producción de los Contratos de la Ronda 1.2», expone la CNH.
En esa ronda se licitaron nueve campos de cinco áreas localizadas en aguas someras del Golfo de México.
Los campos contemplados en esas áreas son:
- Amoca
- Miztón
- Teocalli
- Hokchi
- Xulum
- Ichakil
- Pokoch
- Misón
- Nak
Además de las inversiones, las actividades petroleras han generado para el Estado mexicano 7 mil 34 millones de dólares por contraprestaciones de los contratos de exploración y extracción de hidrocarburos.
- Paul Sánchez, experto en temas de energía, explicó que las grandes inversiones petroleras descienden por la falta de un mecanismo que permita el desarrollo de nuevas áreas y contratos.
«Se acabaron las grandes inversiones de la industria petrolera, vamos a seguir viendo pero ya no de la misma magnitud si no hay otro mecanismo para el desarrollo de áreas como lo fueron las Rondas, resultados de la reforma energética.
«El Estado sigue ganando de las regalías de los contratos, pero ya no vamos a inversiones en nuevos proyectos, al menos en contratos privados; quizá de Pemex sí o en asociación con privados pero más como contratos de servicio», explicó.
Otro factor que influye es que las petroleras renuncien a campos por no obtener los resultados esperados y que dichos trabajos no sean reemplazados por nuevos campos.
En noviembre 2022, Repsol, Caligari y Chevron regresaron áreas a la CNH.
Petroleras renuncian a los bloques entregados
En lo que va del año, al menos diez petroleras privadas iniciaron o culminaron el proceso de renuncia parcial o total de algunos de los bloques que les fueron otorgados en rondas de licitación.
- En entrevista, Sergio Pimentel, excomisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), aseguró que este tipo de acciones es normal en el mercado petrolero a nivel mundial, pues las empresas dejan de lado los proyectos que no les resultan comercialmente rentables a fin de enfocarse en los que sí lo son.
- Sin embargo, con la decisión del gobierno de cancelar las rondas petroleras no hay ningún mecanismo para que se asignen nuevos bloques (terrestres o marinos) a las empresas para que los exploren y exploten si fuese el caso.
Según datos del organismo, son 16 los proyectos que entraron a este proceso.
Una de las empresas que ha destacado por estas acciones es la petrolera de origen español Repsol Exploración México, quien decidió renunciar a seis proyectos, de los cuales cinco son de manera total y uno parcialmente.
El exfuncionario dijo que este procedimiento está contemplado en la Ley y es un derecho al que pueden acceder las petroleras, pues al ya no considerarlos en sus planes de negocio en México, buscan dejar de pagar los impuestos y derechos, establecidos en los contratos, por las áreas que ya no requieren.
Quien destaca por esta decisión también es la australiana Woodside Petróleo Operaciones de México (antes BHP Billiton), quien renunció de manera parcial al contrato CNH-A1-TRION/2016, es decir, el proyecto que en farmout tiene con Petróleos Mexicanos (Pemex) en la provincia Cinturón Plegado Perdido en las aguas profundas del Golfo de México, frente a las costas de Tamaulipas.
- Según la CNH, la renuncia es por una extensión de mil 285 kilómetros cuadrados, y que son ajenos a la zona que ya fue declarada como descubrimiento comercial, en diciembre de 2021, y en el que la empresa mantiene sus trabajos e interés.
- Es así que la empresa tiene hasta diciembre de 2023 para presentar ante la CNH un plan de desarrollo para ser aprobado, y en el cual se compromete a sólo conservar el área donde declaró que encontró recursos.
En consecuencia, es procedente la devolución del 100% del área contractual que no formará parte del área de desarrollo o extracción”, dijo la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Otra de las empresas es PC Carigali México Operations, quien ganó un proyecto en aguas profundas, frente a las costas de Veracruz, y el cual tenía una extensión total de dos mil 106 kilómetros cuadrados.
Sin embargo, decidió renunciar a 40% del área contractual, es decir, a 841.1 kilómetros, esto debido a que después de estudios de exploración se determinó que “no existía ningún prospecto petrolero”.
- En el caso de Talos Energy la CNH concluyó en noviembre pasado el procedimiento de terminación anticipada a una parte del Área CNH-R01-L01-A7/2015, aunque se aclara que esta no forma parte del Área unificada del yacimiento compartido Zama que tiene con Pemex.
- La primera renuncia parcial se solicitó en septiembre de 2019, y en junio de 2022 dio inicio a la segunda solicitud, las cuales ya quedaron concluidas.
Sergio Pimentel aseguró que estas no son los primeros procesos de renuncia parcial o total, y que no serán los últimos, pues conforme avancen los proyectos de exploración, las empresas podrán decidir sobre si las áreas son comercialmente rentables o no.
El excomisionado de la CNH, Sergio Pimentel, aseguró que aun cuando las renuncias son un proceso normal en las actividades petroleras, las áreas devueltas al Estado quedan ociosas debido a que siguen suspendidas las rondas de licitación.
Aseguró que, de mantenerse esta postura, no se podrá avanzar en nuevos descubrimientos e incorporación de reservas, lo que en el largo plazo tendrá consecuencias negativas para el país.
Pemex reducirá en 8.6% la extracción petrolera
Petróleos Mexicanos (Pemex) reducirá en 8.6% la extracción petrolera del mayor contrato que existe en el país, Ek-Balam, operado por la estatal sin socios. Según sus planes al inicio del año, pretendía llegar a 32.3 millones de barriles de aceite negro, pero según la aprobación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), se llegará sólo a 29.6 millones de barriles, derivado de retrasos en la instalación de infraestructura y de una menor inversión entre los meses de octubre y diciembre, en que disminuyó 9.1% el presupuesto designado a este campo.
- La petrolera del Estado presentó al regulador una modificación a su plan de desarrollo a punto de concluir el año, argumentando que hubo retrasos en la entrega de insumos para infraestructura, por lo que en lugar de concluir diversas actividades en noviembre, las llevará hasta marzo y debe notificarlo al Estado mexicano ya que en un contrato de producción compartida los gastos elegibles y recuperables que deben ser transparentes, puesto que su sociedad es con la CNH.
- Por tanto, la CNH recibió la solicitud y aprobó que se recuperen 8.15 millones de barriles de petróleo y 1,950 millones de pies cúbicos de gas, volúmenes 10% inferiores a los programados originalmente.
De octubre a diciembre se tenían programada una inversión 205.39 millones de dólares pero Pemex lo ajustó a 186.69 millones de dólares de los cuales 41% es para el desarrollo, 55% para la producción y 4% para el abandono de pozos e instalaciones en el área.
Anualmente, se reduce también la extracción programada de gas, con lo que se extraerá un total de 6.89 miles de millones de pies cúbicos de gas en este campo, volumen que es 10% inferior al programado a inicios de año.
Con estas modificaciones, lo que se llevará a cabo cabo son tres perforaciones, mismas que ya estaban programadas de octubre a diciembre de 2022; también tres terminaciones de pozos, una menos de las programadas; una reparación mayor, en lugar de dos programadas originalmente; se harán cuatro reparaciones menores a pozos que ya se tenían programadas, y se instalará un ducto que no se tenía programado.
- Ek Balam es un contrato de 63.373 kilómetros cuadrados ubicado a 95 kilómetros al Noroeste de Ciudad del Carmen, Campeche. En la modalidad de producción compartida, fue otorgado el 2 de mayo de 2017 y a partir de esa fecha tiene una vigencia de 22 años.
- Angélica Montoya Hernández, analista del área de desarrollo de proyectos de la CNH, explicó que las reducciones se deben a que habrá menos desarrollo ya que hubo equipos que se licitaron desde marzo y pasaron por procesos que terminaron hasta noviembre, lo que desfasa los planes hasta marzo, principalmente para la construcción de instalaciones.
“Al ser un contrato de producción compartida es muy importante que se hagan estas modificaciones y las den a conocer al Estado. Ek-Balam es el proyecto de producción compartida más importante y lo trae Pemex, ojalá puedan alcanzar sus objetivos el próximo año, como lo tienen programado”, dijo Néstor Martínez, comisionado de la CNH.
- Cabe recordar que en la pasada modificación del plan de desarrollo de este campo, en marzo, la CNH aprobó a Pemex otra reducción a sus planes originales, con lo que en lugar de los 334 millones de barriles previstos hasta el año pasado, se extraerán 234 millones de barriles de crudo al 2039, derivado de una reducción de 15% al gasto erogado de la empresa en este bloque en aguas someras.
Entonces, el regulador detalló que el objetivo de la modificación al plan de desarrollo se justifica debido a la variación en el volumen de hidrocarburos a producir para el 2022, que suponía el pico del yacimiento pero se postergará hasta el próximo año. Además, se reduce en 15% la inversión estimada para la vida del campo, en el cual se pretende una erogación total de 5,120.10 millones de dólares, de los cuales destinará el 61.13% para la producción, el 36% para el desarrollo y 3% para abandono de los campos.
- En diciembre de 2021, Ek Balam alcanzó su máxima producción hasta la fecha, llegando a 82,585 barriles por día de crudo, volumen que se redujo a 81,986 barriles diarios en enero, pero que representa el 49% de la producción nacional mediante contratos. Con lo anterior, Ek Balam es por mucho el contrato con mayor producción del país.
Para abril del 2022, Pemex contemplaba llegar a 90,000 barriles por día en este campo, pero la reducción del monto de inversión tanto ejecutado a lo largo del 2021 como previsto para este año, postergará hasta el primer semestre del 2023 este pico, aunque Pemex pretende extraer hasta 85,000 barriles diarios de crudo a lo largo de este año.
Repsol abandona áreas petroleras
La empresa española Repsol obtuvo autorización por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para iniciar y tramitar el procedimiento de terminación anticipada por renuncia a la totalidad de 3 áreas petroleras que ganó en el sexenio pasado en las rondas que realizó en México.
De las tres áreas petroleras, dos son en aguas profundas y una en aguas someras; este es el detalle de los bloques que está dejando Repsol:
- – El Área Contractual AP-CM-G01, que tiene una superficie total de 1,999.292 km², se ubica en Aguas Profundas, frente a la costa de Veracruz y Tamaulipas.
- – El Área Contractual AP-CM-G05, en aguas profundas tiene una superficie total de 2,241.831 km², y se ubica en frente a la costa de Veracruz.
- – El Área Contractual A11.CS, en aguas someras, con una superficie total de 532.926 km², frente a la costa de Tabasco.
“De acuerdo a lo que ha comentado en este caso este operador, esto es una decisión no tanto de que exista o no hidrocarburos en estas áreas, si no es una decisión de negocio”, expuso la comisionada de la CNH, Alma América Porres.
- La funcionaria agregó que Repsol decidió enfocarse en otra área en la que ya tiene descubrimientos, por lo que se va a dedicar a desarrollar eso pero no quiere decir que en las que está dejando no haya un potencial importante.
“Creo que todo esto nos debe llevando a ir catalogando las áreas para futuras asignaciones o licitaciones, es decir, aquí sí hay, pero se requiere una empresa que tenga estas características o aquí sí hay, pero no es comercial o no hay, olvídate de esta área, entonces creo que eso es muy importante que lo tengamos nosotros en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, si reanudamos las licitaciones cuáles sacaríamos adelante”, dijo el comisionado Héctor Moreira.
- Entonces el Órgano de Gobierno de la CNH aprobó las solicitudes, notificadas el 8 de septiembre, por parte de Repsol Exploración México, S.A de C.V., para el inicio y tramitación de los Procedimientos de Terminación Anticipada por renuncia a la totalidad de tres Áreas Contractuales.
- De acuerdo con el marco contractual, la renuncia para las Áreas Contractuales AP-CM-G01 y AP-CM-G05 y devolución para el Área Contractual A11.CS no afectará las obligaciones del Contratista, tales como: la terminación del Programa Mínimo de Trabajo y el incremento en el Programa Mínimo o en su caso, el pago de las penas convencionales correspondientes, el abandono y la entrega del área contractual, conforme a la etapa de transición final y la obligación de renuncia y devolución del área.
“La CNH tendrá la facultad de acompañar al Contratista, directamente o por un tercero, con objeto de validar la información que deberá ser presentada por Repsol respecto de la totalidad del Área Contractual. La Resolución se notifica al Contratista, y a las autoridades competentes, y será inscrita en el Registro Público de la Comisión”, informó el Órgano de Gobierno del regulador del sector hidrocarburos./Agencias-PUNTOporPUNTO
Recibe nuestro boletín informativo, suscríbete usando el formulario
