KAROL GARCÍA

Las empresas que cuentan con un contrato de exploración y extracción de hidrocarburos en México han ejercido inversiones por 7,487 millones de dólares del 2015 a mayo de 2021, según la última actualización de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Esto equivale a 15% de las inversiones comprometidas al 2035. 

El regulador en el sector del upstream en hidrocarburos del país publicó ayer su actualización en inversiones ejecutadas por los contratos que se permiten en el país a partir del 2014, con el cambio constitucional que abrió el mercado de exploración y producción a privados.

Así, detalló que en 2015, se invirtieron 0.03 millones de dólares; en el 2016, 78 millones de dólares; en el 2017, 540 millones de dólares; en el 2018, 1,016 millones de dólares; en el 2019, cuando algunas empresas comenzaron el desarrollo de sus campos en aguas someras, se ejercieron 2,606 millones de dólares; en el 2020 –a pesar de la crisis económica por la pandemia– se invirtieron 2,673 millones de dólares, y finalmente, entre enero y mayo las inversiones ascienden a 575 millones de dólares. 

El que no cayeran las inversiones en uno de los peores años para la economía global, 2020, fue gracias a que los contratos con mayor producción en aguas someras: Ek Balam, con más de 60,000 barriles diarios, y Miztón, con casi 20,000 barriles por día, llegaron a sus picos productivos.

Cabe recordar que estas inversiones incluyen los contratos de producción compartida, donde las empresas se asocian con el Estado para compartir sobre las ganancias de la comercialización de los productos, y también de los contratos de licencia, donde el Estado recibe su parte directamente de los ingresos. 

A la vez, los 103 contratos adjudicados mediante distintas modalidades que son: las licitaciones en las nueve rondas petroleras que se realizaron; las tres adjudicaciones para asociación entre privados y Petróleos Mexicanos (Pemex) en concursos tipo farmout o búsqueda del mejor postor; las cuatro migraciones de contratos del régimen anterior en que las empresas se asociaron con Pemex en la nueva modalidad, y la migración de una asignación de Pemex a un contrato de producción compartida en el campo en aguas someras Ek-Balam.    

De esta forma, con su contrato sin socios en aguas someras, Ek Balam, la empresa que más ha invertido es Pemex, con un total de 1,556 millones de dólares. La segunda empresa que más ha invertido es la italiana ENI, con un total de 1,259 millones de dólares de los cuales, la mayor parte corresponden a su desarrollo en el campo Miztón. 

El consorcio entre las argentinas Panamerican Energy junto con E&P Hidrocarburos, Hokchi Energy, ha invertido 921 millones de dólares, mientras que Fieldwood y Petrobal, que arrancan producción el próximo mes, han invertido 650 millones de dólares. 

La socia de Pemex en aguas profundas mediante la adjudicación a través del proceso de farmout, la australiana BHP Billiton, ha invertido 435 millones de dólares.

En sus 10 contratos que prácticamente realizan exploración en aguas profundas y someras del Golfo de México, la angloholandesa Shell ha invertido 311 millones de dólares.

Para el hallazgo del campo Zama frente a las costas de Tabasco, que próximamente unificará con una asignación de Pemex, la estadounidense Talos Energy ha invertido 282 millones de dólares junto con sus socios Wintershall Dea y Premier Oil y en la exploración que realiza en sus seis bloques marinos, la española Repsol ha invertido 188 millones. 

En su migración al mayor campo terrestre productor mediante un contrato, Santuario El Golpe, la inglesa Petrofac registra una inversión de 181 millones de dólares.  

En abril pasado, durante la Convención Nacional Petrolera de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi), la industria y la CNH informaron que las inversiones comprometidas ya en planes vinculantes –exploratorios, de evaluación o desarrollo– ascienden a 49,000 millones de dólares; los privados aportarán 31,200 millones de dólares y Pemex sumará 4,300 millones de dólares.

Las alianzas en función de su porcentaje añadirían 13,335 millones de dólares, donde 6,900 millones de dólares serían de Pemex y 6,435 millones de dólares de operadores privados y del total, 8,415 millones de dólares estarían asociadas a actividades prospectivas, 1,105 millones de dólares por concepto de exploración y evaluación y los restantes 39,308 millones de dólares se concentraría en extracción, como detalló el comisionado Héctor Moreira.