Hidrocarburos

Pemex espera recuperar del campo Ixtoc, 11 millones de barriles de petróleo.

El órgano de gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio la autorización para que Petróleos Mexicanos (Pemex) modificará el plan de desarrollo para la extracción respecto de la Asignación A-0161-3M-Campo Ixtoc.

La asignación para la extracción de hidrocarburos, A-0161-3M-Campo Ixtoc, tiene una superficie de 40.13 kilómetros cuadrados, se localiza aguas territoriales del Golfo de México, aproximadamente a 90 kilómetros al Noreste de Ciudad del Carmen, Campeche.

Actualmente, tiene 18 pozos, 7 de ellos productores de aceite negro de 31 grados API. El campo está en una fase avanzada de extracción e inició su operación desde 1984. La producción al mes de septiembre fue de 6.11 mil barriles de aceite y 14.64 millones de pies cúbicos de gas.

La modificación al plan de desarrollo se justifica debido al incremento en la inversión aprobada, al cambio en la meta de aprovechamiento de gas al 100% por transferencia, al incremento en la producción aprobada, y a la modificación del título de asignación por la reducción en el polígono.

Debido a ello, el asignatario presentó dos alternativas de desarrollo (“A1” y “A2”), de las cuales eligió la “A1” para el periodo septiembre 2022-2030, cuya actividad será realizar, una reparación mayor, 44 reparaciones menores, para recuperar un volumen de 11.10 millones barriles de aceite, y 28.52 ml millones de pies cúbicos de gas.

Lo anterior estima un costo total de 842.56 millones de dólares, de los cuales destinará 391.62 millones para inversión, y 450.94 millones, para gasto de operación.

Pemex no tiene mucha experiencia en el desarrollo de campos con las características de Kayab.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó a Pemex Exploración y Producción (PEP) el desarrollo acelerado del campo en aguas someras Kayab, el cual representa un reto para la empresa productiva del estado, ya que no se tiene mucha experiencia en este tipo de aceite.

El campo Kayab se encuentra dentro la asignación AE-0164-Campeche Oriente, ubicada frente a las costas de los estados de Campeche y Tabasco, con una superficie de 41.63 kilómetros cuadrados, con yacimientos en el cretácico y dos pozos perforados.

El tipo de fluido que pose el campo es aceite de 8 grados API, se un aceite muy pesado, de alta viscosidad, lo cual conlleva retos técnicos para la petrolera nacional.

“Una vez más estamos entrando en México con el operador Petróleos Mexicanos, a un ámbito, donde digamos en el país no se tiene tanta experiencia, es un crudo extra pesado, de alta viscosidad y que creo hace falta resolver y estudiar mucho este tipo de yacimientos para su óptima explotación”.

“Poder llevarlo (el crudo) del yacimiento a la superficie no es algo tan evidente, sobre todo porque estamos en offshore (costa afuera), en tierra quizá hay mucha experiencia en otros países, en México se tiene gran experiencia en aguas someras en yacimientos de aceite pesado, pero no extra pesado”, explicó la comisionada de la CNH, Alma América Porres.

Pemex PEP presentó dos alternativas de desarrollo (“A1” y “A2”), de las cuales eligió la “A1”, a desarrollar en lo que resta del 2022 al 2049, cuyas actividades a realizar consisten en 35 perforaciones y sus terminaciones, cuatro reparaciones mayores y 994 reparaciones menores, 352 estimulaciones; la construcción de seis ductos, tres plataformas, así como 35 taponamientos y el abandono de ductos y plataformas.

Con ello, se espera recuperar un volumen de 458.16 millones de aceite, y 49.39 mil millones de pies cúbicos de gas.

El costo total de este proyecto será de 18,373.10 millones de dólares, de los cuales se destinará 4 mil 335 millones son para inversión, y 14 mil 038 millones, para gastos de operación.

Los nuevos campos de Pemex tendrán que producir un promedio de 478 mil barriles diarios de petróleo en el cuarto trimestre de 2022 para que se alcance la nueva meta de producción.

Los nuevos campos tendrán que producir un promedio de 478 mil barriles diarios de petróleo en el cuarto trimestre de 2022 para que Pemex alcance la nueva meta de producción anual de 1.800 millones de barriles diarios, considera el banco BBVA en un análisis.

En el tercer trimestre la producción petrolera total de la petrolera nacional (incluyendo la de socios y condensados) promedió 1.784 millones de barriles diarios, cifra que resulta superior a la registrada en el trimestre previo de 1.776 millones de barriles diarios.

Después de que el país contribuyó al acuerdo de la OPEP+ con un recorte de 100 mil barriles diarios en los meses de mayo, junio y julio de 2020, es importante mencionar que la producción petrolera continúa mostrando una tendencia creciente desde el tercer trimestre de 2020. A pesar de la mayor producción de los 36 (21 marinos y 15 terrestres) nuevos campos petroleros de alrededor de 22 mil barriles diarios con respecto al trimestre previo, la producción total solamente se incrementó en 8 mil barriles diarios debido al declive en los yacimientos maduros (Gráfica 1).

La producción petrolera de los nuevos desarrollos promedió alrededor de 391 mil barriles diarios en el tercer trimestre de 2022 vs. 369 mil barriles diarios en el trimestre previo. Para alcanzar la meta de producción petrolera de 1.800 millones de barriles diarios para 2022 bajo el supuesto de un declive anual en la producción de los yacimientos maduros de 127 mil barriles diarios, los nuevos campos tendrían que producir un promedio de alrededor de 478 mil barriles diarios en el cuarto trimestre de 2022. Cifras de Pemex al 30 de septiembre de 2022 señalan que la producción de estos nuevos desarrollos fue 402 mil barriles diarios.

Para asimilar de mejor manera por qué la producción petrolera de Pemex ha mostrado una tendencia creciente en los últimos ocho trimestres, es importante analizar la contribución que hacen los socios de Pemex y los productos condensados.

En relación al tercer trimestre de 2021, la producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en 23.3 mil barriles diarios al tercer trimestre de 2022. Este aumento se explica por una variación de 6.0 mil, -0.7 mil y 18.0 mil barriles diarios en la producción de Pemex, socios y condensados, respectivamente.

Para llegar a la meta de producción resultará clave que continúe el desarrollo de nuevos campos petroleros para que estos puedan aportar 478 mil barriles adicionales de hidrocarburos líquidos en el cuarto trimestre de 2022.

Las ventas de exportación de Pemex mostraron un incremento anual de 44.5% en el tercer trimestre de 2022 debido principalmente al incremento significativo en el precio de la mezcla mexicana de petróleo. Por su parte, el volumen de petróleo exportado disminuyó en comparación al trimestre previo.

En relación a las ventas en México de Pemex, estas aumentaron a una tasa anual de 69.3% en el mismo lapso. No obstante, el monto total de estas ventas fue menor al observado en el trimestre previo.

Las mayores ventas por exportación y nacionales representaron conjuntamente un incremento de 56.5% en relación al tercer trimestre de 2021. El incremento en el costo de ventas, el mayor deterioro y la pérdida cambiaria por la depreciación del peso frente al dólar durante el tercer trimestre de 2022 incidieron negativamente sobre los resultados financieros reportados. En dicho trimestre se registró una pérdida neta de 52,033 millones de pesos. No obstante, esta cifra se compara favorablemente con la pérdida neta de 77,244 millones de pesos observada en el mismo lapso de 2021.

Si bien se registró un incremento trimestral de alrededor de 22 mil barriles diarios en la producción de los 36 nuevos campos durante julio-septiembre 2022, el marginal avance trimestral en la producción de hidrocarburos líquidos confirma que continúa el fuerte declive natural en la producción de los yacimientos maduros.

Otorgando el beneficio de la duda al asumir que la producción de estos yacimientos no mostrará una caída anual mayor a 127 mil barriles diarios, la nueva meta de producción petrolera de 1.800 millones de barriles diarios para 2022 podría alcanzarse con una aportación promedio de 478 mil barriles diarios de los nuevos campos durante el cuarto trimestre del año. Ello implicaría una producción adicional de alrededor de 87 mil barriles diarios con respecto a la registrada en el tercer trimestre. Cabe mencionar que el mayor incremento trimestral observado en la producción de los nuevos campos es de 64 mil barriles diarios, el cual ocurrió en el tercer trimestre de 2021.

Por lo tanto, alcanzar la nueva meta de producción petrolera para este año parece poco probable.

En los próximos años mayores montos de inversión en exploración y producción serán necesarios para incrementar significativamente la plataforma de producción petrolera. No obstante, ello tendrá que ocurrir en un contexto de menor crecimiento económico global para esta década y un panorama con menor margen de maniobra para las finanzas públicas del país.

La producción de petróleo de Pemex disminuyó en 24 mil barriles en comparación al 2021.

La producción de crudo de Petróleos Mexicanos (Pemex) cayó en 1.40% comparación al mes de septiembre de 2021, el equivalente a 24 mil barriles diarios, de acuerdo con el reporte de producción de la petrolera nacional.

En comparación al mes inmediato anterior, la producción se disminuyó en 0.35%, acumulando dos meses a la baja y por debajo de los 1.7 millones de barriles diarios.

La nacional logró producir más de 1.7 millones de barriles diarios en junio y julio por primera vez desde abril del 2020, cuando al inicio de la pandemia de COVID-19 en México reportó una producción mensual promedio de 1.703 millones de barriles por día.

Si bien la actual administración ha logrado estabilizar la producción de crudo, le ha costado mucho trabajo mantenerse y superar la barrera de los 1.71 millones de barriles por día.

A pesar de los buenos resultados este año, la petrolera nacional se mantiene lejos de cumplir de nuevo objetivo sexenal planteado por el presidente, Andrés Manuel López Obrador, de cerrar el 2024 con 2 millones de barriles y el 2022 con 1.81 millones de barriles diarios.

Pemex mantiene un promedio de producción de 1.69 millones de barriles diarios, frente a una producción esperada a este mes de por lo menos 1.78 millones.

La producción del mes se vio parcialmente compensada por los campos prioritarios desarrollados por la actual administración, sin embargo, estos no han podido del todo compensar el declive de sus campos maduros.

A lo que se debe de sumar una caída en la producción de Xanab, el tercer campo con mayor producción en el país.

La producción de petróleo con socios durante el mes de septiembre fue de un millón 685 mil barriles diarios, un 1.40% menos que el año pasado, cuando se extrajeron un millón 709 mil barriles de crudo diarios.

Mientras que la producción sin socios fue de un millón 664 mil de barriles diarios, un 1.42% menos que en 2021 y 0.42% por abajo de lo obtenido el mes anterior.

Si bien la nueva administración había logrado incrementar la producción ligeramente en los tres primeros meses del 2021, el ritmo de extracción de la petrolera nacional no ha podido recuperar los niveles vistos a inicio del 2020 antes del recorte presupuestal y una disminución en la producción debido al acuerdo en la OPEP+.

Durante la última reunión del cártel y sus socios, la Secretaría de Energía (SENER) se comprometió a no exceder una producción de un millón 753 mil barriles diarios hasta septiembre del 2022, a la cual la petrolera no ha podido acercarse.

El Consejo de Administración de Pemex definió los 38 campos prioritarios que buscaría desarrollar de 2023 a 2037.

El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la sesión ordinaria del pasado 20 de septiembre, discutió el uso del endeudamiento de la empresa y de sus subsidiarios, donde analiza los campos más rentables para desarrollar en los próximos años

En el acuerdo CA-093/2022 se explica los 38 proyectos de exploración más rentables para la empresa productiva del estado.

En estos activos, “por cada peso invertido se podrían generar 4.04 pesos adicionales, de los cuales 1.88 pesos corresponderían al Estado y 2.16 pesos para Pemex” en un escenario que va de 2023 a 2037, de acuerdo con proyecciones de la petrolera estatal y la Secretaría de Hacienda.

Los campos elegidos son: Ixachi, Quesqui, Ayatsil, Maloob, Zama, Tupilco, Valeriana, Pit, Cantarell, Mulach, Cibix, Pokche, Kayab, Madrefil, Balam, Zaap, Ku, Racemosa, Suuk, Wakax, Xanab, Chicjiltik, Tiribish, Teoleco, Tizon, Tekel, Itta, Yaxche, Sini, Nuktah, Crudo Ligero Marino, Tlamatini, Nama, Macuil, Sukuum, Acatil, Amextlan y Teca.

Pemex considera un escenario hasta el 2037 para que se refleje el periodo de maduración de las inversiones incrementales en las actividades, así como para distinguir entre la producción base y la producción incremental.

Para el desarrollo de los 38 activos, la petrolera nacional estima recursos por un billon 113 mil millones de pesos, de los cuales 513 mil millones corresponden al componente base y 600 mil millones al incremental.

Pemex calcula que son su explotación y desarrollo permitiría generar ingresos brutos por la venta de hidrocarburos de 5 billones 672 mil millones de pesos durante estos años.

Del total estimado, 3 billones 869 mil millones de pesos corresponden a beneficios antes de impuestos y, de esta cantidad, un billón 789 mil millones irían al estado por regalías, contraprestaciones, derechos e impuestos a favor del Estado por la exploración y explotación de hidrocarburos.