De 107 contratos derivados de la Reforma Energética, sólo 16 de ellos registran producción de petróleo crudo; sin embargo hay casos de áreas con menos de 10 barriles al día.
Datos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) detallan que la producción de los contratos ascendió a 98 mil 386 barriles diarios en noviembre de 2019, en donde la empresa privada italiana Eni de México, que opera una área en aguas someras frente a las costas de Tabasco, aportó sólo 12 mil 398 barriles diarios; seguida de la alemana Deutsche Erdoel, cuyo campo terrestre ubicado en Huimanguillo, Tabasco, generó 6 mil 511 barriles.
Hay casos de producción ínfima, como Jaguar Exploración y Producción, con un contrato terrestre en Veracruz, de sólo nueve barriles diarios; además, detenta otra área en la entidad que abarca los municipios Gutiérrez Zamora, Papantla y Tecolutlaque, la cual aportó únicamente 26 barriles de crudo. Otro caso es el de Tonalli Energía, en el mismo estado, con tan sólo 76 barriles.
Estos datos contrastan con la producción de Pemex, que detenta dos áreas que producen 63 mil 400 barriles y que representan 64 por ciento de la producción total.
Las áreas fueron elegidas por las empresas privadas al concursar en las rondas petroleras.
Los 98 mil 300 barriles producidos por los 16 contratos representan apenas 35 por ciento de los 280 mil barriles diarios que la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos (Amexhi) se comprometió hacia 2024; pero al descontar la producción de Pemex, el avance de las empresas privadas equivale a 12 por ciento de la meta, es decir 34 mil 900 barriles.
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Gráfico: Paul D. Perdomo[/caption]
Arturo Carranza, consultor independiente en materia energética, explicó que la producción de Pemex es mayor debido a que la empresa ya contaba con infraestructura instalada en la mayoría de las áreas petroleras, mientras que las demás compañías son recientes en el mercado mexicano.
“Hay que tomar en cuenta que los bloques que se asignaron en licitaciones pasadas la mayoría de ellos eran de exploración, eso significa que ponerlos a producir toma tiempo, hay que perforar los pozos, hay que delimitarlos, desarrollarlos y producirlos, estas áreas no pueden tener producción hasta que pasen esos procesos”, dijo.
Gonzalo Monroy, experto de la consultoría GMEC, explicó que un campo en tierra y aguas someras puede tardar hasta 36 meses en comenzar a ver producción luego de su descubrimiento, mientras que las áreas en aguas profundas pueden tardar de 10 a 12 años.
“Los campos observan resultados en el largo plazo, su producción no es inmediata, estamos viendo el inicio de producción por parte de las áreas, pero es preciso darles tiempo. El año que viene el campo de ENI va a empezar a despuntar porque va a entrar a su etapa de mayor actividad, dado a la estrategia que la empresa”, comentó.
A su vez, la Amexhi ha afirmado que ha cumplido al 100 por ciento sus obligaciones en los programas de los contratos petroleros y ha señalado que su avance no se debe de medir sólo en la producción de los mismos, sino en las inversiones realizadas de cerca de 2 mil millones de dólares, la perforación de 48 pozos y la generación de empleos.
POR ADRIÁN ARIAS
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