Los campos olvidados de Pemex reviven de la mano de estas petroleras

“El 5 de julio el operador petrolero estará listo para operar la bomba de transferencia instalada en la Batería San Ramón, junto con los compresores de gas instalados en la planta en tierra de ENI, por lo que, a partir ese momento, la producción podrá incrementarse de 8,000 a 10,000 bpd, que es la capacidad máxima que va de la Batería San Ramón a La Venta”, explicó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) en un comunicado.

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Este volumen de barriles colocará al operador italiano como el tercer contrato con mayor producción entre los 15 bloques que ahora reportan alguna extracción bajo este modelo, sólo superado por dos contratos de Pemex.

La mayor cantidad de crudo de los contratos derivados de la reforma energética provienen de Pemex y suman 73,727 barriles promedio diario. El activo EK-Balam encabeza la lista, con una aportación de 41,305 barriles de ese total. Le sigue Santuario-Golpe con 10,120 barriles.

Pero esta producción del bloque ATM será sólo el punto de arranque del plan que, para finales de 2020 e inicios de 2021, espera llevar la extracción hasta los 90,000 barriles promedio diario, según cifras del proyecto de ENI aprobado por el regulador energético.

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Esta proyección es más del doble de los 40,000 barriles promedio diario que esperaba sacar Pemex en el pico de producción de este proyecto, cuando presentó su estrategia ante la CNH en 2014 como parte de la Ronda Cero, dice Pablo Zárate, director de la consultora Pulso Energético.

“Lo que presenta ENI es de poco más de 90,000 barriles diarios, hablas de más del doble y un pico que dura entre tres y cinco años de manera sostenida. En el agregado de la producción en la vida del contrato, esencialmente se triplicó”, dice el analista.

Esta cifra de extracción puede poner al campo entre los cinco de mayor aportación de petróleo en el país, superando incluso a Akal, el mayor campo productor del activo Cantarell.

“Como siempre se ha dicho, los resultados de las rondas para la producción no pasa de un día para otro, sino en varios años. Esto demuestra que las empresas privadas están cumpliendo con sus compromisos”, dice un directivo de una firma petrolera en México, que pidió no ser identificado.

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Los trabajos de la petrolera italiana permitieron, además, incrementar las reservas probadas y posibles del activo de 107 millones a 412 millones de barriles de petróleo, según cifras de la CNH.

“Es una transformación de un proyecto que iba a ser de media tabla para abajo, a uno que si bien no es el más grande del país, sí va a aportar un monto importante de producción y de inversiones, con 7,000 millones de dólares “, dice Zárate.

Este contrato se suma a otros dos otorgados durante la Ronda 1.2 que han multiplicado sus reservas.

Hokchi multiplicó por 2.9 veces las reservas 2P (probadas y posibles) en su proyecto al pasar de 61 millones a 178 millones de barriles; mientras que el consorcio de Fieldwood y Petrobal las elevó en 6.7 veces de 68 millones a 453 millones de barriles, según cifras de la CNH.

Estos campos tienen un avance similar al de ENI por lo que pronto pudieran empezar a portar barriles de crudo, apunta Zárate. La Comisión estima que los tres contratos pudieran pagar 35,271 millones de dólares por concento de contraprestación e impuestos al Estado mexicano entre 2020 y 2040.

“A abril de 2019, estos tres operadores habían ejercido inversiones por 723 millones de dólares principalmente en actividades de evaluación. La inversión programada total es de 18,346 millones de dólares durante la vigencia de los contratos (que llegan a 2040)”, según un documento de la CNH publicado en mayo.

La Comisión ha otorgado más de 100 contratos a lo largo de las tres rondas petroleras y procesos de asociación con Pemex que la administración de Andrés Manuel López Obrador frenó argumentando que no habían cumplido con las expectativas. El gobierno ha apostado más por impulsar los proyectos para que Pemex incremente su extracción que ahora se ubica en cerca de 1.7 millones de barriles promedio diario.