La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó desde septiembre del 2015 la migración de ocho asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) a contratos, para que a su vez se lleven a cabo licitaciones con criterios técnicos para encontrarle socios a la estatal en los llamados farmouts, que cuentan con reservas probadas más probables (2P) de 3,837 millones de barriles y una producción de 174,810 barriles diarios de crudo.
Entre los campos aprobados para farmouts hay uno para aguas profundas en los campos Kunah y Piklis, que cuentan con reservas 2P de 211 millones de barriles de crudo, casi 1% de las reservas de este tipo en el país.
En tanto, hay otros siete campos productores aprobados, que en aguas someras son EK y Balam, en Campeche, con una producción actual de 47,550 barriles diarios; también Sinan y Bolontiku, en Tabasco, que producen 51,640 barriles por día; en tierra, están los campos Ogarrio, Rodador y Samaria y Cárdenas Mora, con una producción conjunta de 66,420 barriles diarios, y el área compuesta por Ayatsil, Tekel y Utsil de aceite extrapesado en Ku Maloob Zaap, con una producción de 9,200 barriles por día.
Sin embargo, no se ha publicado ninguna convocatoria para estos procesos que conducirá la CNH, bajo órdenes de la Secretaría de Energía. Tanto el organismo federal, como el regulador y la empresa, aseguran estar listos para realizar las licitaciones, pasándose la responsabilidad mutuamente.
Gustavo Hernández, director de Asociaciones de Pemex Exploración y Producción, aseguró en enero que estos farmouts están completamente en la cancha de la Secretaría de Energía y la CNH, por lo que en los próximos días debía haber resoluciones al respecto, ya que Pemex solicitó los permisos desde abril del 2015.
Juan Carlos Zepeda, presidente de la CNH, aseguró que el regulador ya tiene listos los cuartos de datos para que los concursantes los consulten una vez que arranque el proceso.
“Consideramos que es completamente viable licitarlos este año, dadas las características de los campos y las condiciones que establecerán Hacienda y Energía, aun en tiempos de precio bajo del petróleo. Los farmouts deben salir este año”, dijo en entrevista el mes pasado.
Petróleos Mexicanos (Pemex) pondrá a disposición de privados, mediante asociaciones, una producción de 296,940 barriles diarios de crudo, equivalente a 13% de su producción actual, en las migraciones de contratos de exploración y producción (CIEP) y de obra pública financiada (COPF), así como en licitaciones para los farmouts con contratos del nuevo régimen.
La estatal ha solicitado ya la aprobación para producir con terceros en 18 contratos un total de reservas probadas más probables (2P, con un potencial de 50% de éxito comercial) de 4,406 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, es decir, 19% de las reservas de este tipo en el país.
La producción de los campos donde Pemex pretende asociarse con contratos del nuevo régimen, ya sea producción, utilidad compartida o licencias, equivale a 34% de lo que extrae hoy en día el mayor activo productor de la estatal: Ku Maloob Zaap, así como a 1.2 veces la producción del gigante Cantarell, según los reportes desagregados por campo de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), al último mes del 2015.
De acuerdo con la Secretaría de Energía, a diciembre del 2015, Pemex ha solicitado la migración de ocho CIEP, dos COPF y el visto bueno para ocho áreas en las cuales la CNH conducirá licitaciones similares a las de la Ronda Uno para encontrarle un socio a Pemex con criterios de experiencia y capacidad técnica en esquemas que se conocen en la industria como farmouts.
A pesar de la complicada situación financiera de Pemex, parece no haber prisa por llevar a cabo estos traslados contractuales y licitaciones de farmouts, ya que desde la aprobación de la reforma energética, en agosto del 2014, el gobierno anunció que en los siguientes seis meses se llevarían a cabo las primeras migraciones y que a lo largo del 2015 se adjudicarían los primeros farmouts, sin que hasta la fecha se haya publicado una sola convocatoria.
“Las empresas sí tienen interés, podemos estar seguros de que todos los días presionan a Pemex para conocer avances en los procesos, pero no ha habido una conducción adecuada de la empresa y el gobierno ha postergado así estas asociaciones, a pesar de su urgencia”, dijo a El Economista Manuel Cervantes, abogado del sector.
El objetivo de estos nuevos contratos será incrementar la inversión de Pemex con apoyo de socios, utilizando los nuevos instrumentos de la reforma energética. Cabe recordar que Pemex sufrió un recorte de 20% de su presupuesto para el 2016, que son 100,000 millones de pesos menos. El año pasado, la estatal redujo en 48% sus ingresos por la caída del precio internacional del petróleo, además de que tuvo un recorte de 62,000 millones de pesos u 11% de su presupuesto, lo que llevó a una caída interanual de 6.9% de su producción petrolera y de 49% de la perforación de pozos.
La nueva dirección de Pemex, encabezada por José Antonio González Anaya, asegura que pretende potenciar los instrumentos de la reforma energética y capitalizar a la estatal, por lo que estos procesos deberán llevarse a cabo a lo largo del 2016.
La producción de petróleo en la parte estadounidense del Golfo de México alcanzará niveles récord en el 2017 con la puesta en marcha de 14 nuevos proyectos, pese a los bajos precios del crudo, de acuerdo con estimaciones oficiales.
La Administración de Información de Energía (EIA) de Estados Unidos estimó que la producción promedio de este año en el Golfo de México será de 1 millón 630,000 barriles diarios y consideró que la producción se elevará a 1 millón 790,000 barriles por día en el 2017.
De acuerdo con la EIA, para diciembre del 2017, la producción en la zona llegará a 1 millón 910,000 barriles por día, equivalentes a 21% del total de crudo producido en Estados Unidos.
Los pronósticos se basan en los 14 proyectos en desarrollo en el Golfo de México, ocho de los cuales iniciaron en el 2014, cuatro más que entrarán en operación a lo largo del 2016 y dos más que comenzarán en el 2017.
Los proyectos están siendo desarrollados por grandes compañías petroleras como Shell y ExxonMobil, pero también por compañías independientes como Noble Energy, Anadarko y LLOG Exploration.
El repunte de la producción contrasta con la posición de otros países productores importantes que exigen un límite a la extracción de crudo para contrarrestar el actual exceso de petróleo en el mercado, que ha conducido a una drástica reducción en sus precios.
