Pemex proyecta menor producción propia pese a contratos mixtos
El Plan Estratégico 2025-2035 de Pemex establece que el 30% de la producción nacional de líquidos será impulsada por el sector privado. Para 2035, se prevé que entre socios y contratos mixtos aporten 532,000 barriles diarios, un incremento considerable frente a los 132,000 barriles diarios estimados para 2026. Esto, bajo el supuesto de alcanzar la meta de 1.8 millones de barriles diarios.
No obstante, aunque la proyección podría parecer positiva, refleja una disminución en la producción propia de Pemex. De esa meta total, la estatal solo produciría 1.1 millones de barriles diarios, cifra que incluye no solo crudo, sino también condensados, de modo que estaría produciendo menos, incluso que ahora.
Para el analista energético Ramsés Pech, “los contratos mixtos para la extracción de petróleo crudo y gas no incrementarían la producción en más de 80,000 barriles diarios”.
El especialista recuerda que la producción de crudo ha caído 153,000 barriles diarios en comparación con el segundo trimestre del año pasado. De los 1.6 millones de barriles diarios actuales, solo 350,000 corresponden a petróleo, mientras que el resto son condensados.
¿Efectos inmediatos?
En el Plan Estratégico se contemplan 21 esquemas para desarrollos mixtos, distribuidos de la siguiente manera:
- Aguas someras: Tlatitok-Sejkan, Macuil-Paki, Arenque, Kayab-Pit-Utsil, Xikin, Tetl Rec Sec, Tlacame Rec Sec, Ayatsil Rec Sec y Casquete de gas Akal.
- Terrestres: Tupilco Terciario, Miquetla, Sini-Caparroso, Marcavil, Cuervito, Madrefil-Bellota, Pánuco, Agua Fría y Tamaulipas Constituciones.
- Aguas profundas: Exploratus, Kratos y Nobilis-Maximino.
Aunque el Plan señala que la implementación de estos contratos mixtos generará “impactos casi inmediatos”, el especialista en sector energético, Gonzalo Monroy, discrepa. Advierte que Pánuco, Agua Fría y Tamaulipas Constituciones corresponden a proyectos de fracking, y que, junto con los tres de aguas profundas, conforman el grupo con mayores dificultades para avanzar. En conjunto, estos seis representan más de la mitad de la producción proyectada tanto de gas como de petróleo.
Según el documento, los 21 esquemas de desarrollo mixto podrían aportar en conjunto hasta 450,000 barriles diarios de aceite en su punto máximo, lo que representaría alrededor del 25 % de la producción nacional proyectada para 2033.
El documento indica que, de estos proyectos, 11 se encuentran documentados y en proceso de aprobación, mientras que los diez restantes están en etapa de validación.
Cabe señalar que la participación de privados en los contratos mixtos de Pemex para los próximos años no se limita al interés de Carlos Slim en el campo gasífero Ixachi. Hasta ahora, las empresas que han manifestado interés son: Carso Energy, Harbour Energy, Sinopec, C5M, Chame, Diavaz, CESIGSA, Cheiron y Jaguar.
Se prevé que solo entre los 11 proyectos generen para Pemex una derrama económica de 8,060 millones de dólares durante este año, de los cuales aproximadamente el 60% provendría del magnate.
Pemex: Esquemas de desarrollo mixto
En los contratos mixtos se integran otros esquemas de participación, como los Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE), Contratos de Inversión en Exploración y Producción (CIEP) y Contratos de Exploración y Extracción (CEE). En todos los casos, Pemex mantiene el derecho exclusivo sobre la asignación, sin posibilidad de transferirlo a terceros.
A este respecto, el especialista en el sector energético, Gonzalo Monroy, señala que “generó mucha confusión que Pemex llamara contratos mixtos a todos por igual, ya que, aunque comparten algunas características, no todos corresponden al mismo supuesto. Cuando hablamos de metas, montos y tiempos, los contratos mixtos, por desgracia, traen un nivel de sobreestimación bastante marcado. Hay cosas que no tienen mucho sentido, como explorar proyectos de gas natural en aguas profundas, que es muy complicado desarrollar bajo este esquema”.
Cabe señalar que, el contrato mixto contempla un Comité Operativo con cinco subcomités consultivos. Las decisiones estratégicas —como la aprobación del Plan de Desarrollo para la Extracción— requieren voto unánime. Para la resolución de controversias, se prevén instancias previas al arbitraje, como la negociación entre ejecutivos y el peritaje independiente, y, de ser necesario, un arbitraje conforme al reglamento de la Cámara de Comercio Internacional, con sede en la Ciudad de México.
Apuesta por los campos actualmente productivos
Uno de los objetivos que señala Pemex es fortalecer los campos actualmente en producción, mediante la ejecución de actividades orientadas a garantizar la operación continua de los pozos, incluyendo reparaciones mayores, menores y estimulaciones. Estas acciones permitirán sostener y mejorar la contribución de dichos campos a la producción nacional de hidrocarburos.
La estrategia señala que se dará atención prioritaria a los campos con la mayor aportación de producción tales como: Maloob, Ayatsil, Zaap, Balam, Xanab, Yaxché, Bakte, Cheek, Mulach, Quesqui, Tupilco Profundo e Ixachi.
También puedes leer:
