La AIE pronosticó que la producción petrolera disminuirá en los próximos cuatro años debido a la reducción de inversiones del Estado y la escasa actividad de empresas privadas.
La Agencia Internacional de Energía (AIE) pronosticó que la producción petrolera de México disminuirá en los próximos cuatro años debido a la reducción de inversiones por parte del Estado y a la escasa actividad de empresas privadas.
Lo anterior se debe a la dependencia de los campos en desarrollo que han sido adjudicados en el país.
Se espera que la producción de líquidos hidrocarburos, incluyendo crudo, condensados y líquidos de gas, disminuya en 500 mil barriles diarios, lo que representa un 33 % menos en comparación con la extracción total actual; esto haría que México sea el país con la mayor reducción porcentual entre los productores no afiliados a la OPEP+.
Según el último informe de la AIE, se estima que la producción de petróleo de México caerá a alrededor de 1.5 millones de barriles por día para el año 2028. Esta sería la mayor disminución en términos absolutos después de Rusia entre los productores de la OPEP+.
La AIE señaló que la producción petrolera de México mostó una breve recuperación en 2022-23 debido a la intensificación del campo Quesqui. Sin embargo, la disminución a largo plazo se debe a los altibajos en el sector, incluyendo las restricciones de inversión por parte de Pemex durante la pandemia.
Además, la AIE mencionó que para frenar el declive en los años siguientes, será crucial poner en funcionamiento los campos Zama y Trion. La salida de Equinor del país y los problemas de Shell han generado incertidumbre sobre las perspectivas de crecimiento a largo plazo de México.
Escasean los recursos y medios para invertir
El país no podrá desarrollar nuevas áreas petroleras hasta que se reanuden las rondas de adjudicación, ya que el Estado tiene recursos limitados para mantener todas sus actividades de exploración. Además, se ha iniciado la producción acelerada de nuevos campos, por lo que llevará tiempo comenzar con otros proyectos.
Los yacimientos gigantes del país están experimentando una declinación natural que no se podrá detener, y no se ven alternativas para reemplazar la producción que aportan al total nacional.
Por ejemplo, la producción del activo compuesto por los campos Ku, Maloob y Zap en la Sonda de Campeche disminuirá de poco más de 700 mil barriles por día a menos de 500 mil barriles diarios en cinco años, lo que será uno de los principales factores que contribuirán a la caída nacional de la producción de hidrocarburos líquidos.
El otro yacimiento gigante en aguas someras mexicanas, Cantarell, reducirá a la mitad su producción, que ya es inferior a 400 mil barriles diarios después de la extracción acelerada de los últimos 15 años, cuando llegó a producir casi 2 millones de barriles diarios.
Según el documento de la AIE, los campos prioritarios que ha iniciado Pemex para su producción acelerada alcanzarán su pico de poco más de 450 mil barriles diarios este 2024 y luego comenzarán a declinar. Además, los campos operados por contratistas privados como Tecoalli, Miztón, Amoca y Hokchi también comenzarán su descenso a finales de 2024.
Lo que hubo en 2023
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reportó que las inversiones en contratos petroleros alcanzaron los 13 mil 448 millones de dólares hasta julio de 2023, lo que representa un aumento del 2.01% en comparación con los 13 mil 182 millones de dólares registrados hasta junio.
Estas inversiones están destinadas al desarrollo de proyectos de exploración y producción de petróleo y gas, resultado de la reforma energética de 2015.
Los diez contratos petroleros con las mayores inversiones pertenecen a empresas como Pemex, Eni México, Hokchi Energy, Fieldwood Energy México y BHP Billinton, seguidos por Perenco (Petrofac), Talos Energy, Repsol Exploración México, Petrolera Cárdenas Mora y Servicios Múltiples de Burgos.
El contrato CNH-M1-EK-BALAM/2017, operado por Pemex, encabeza las inversiones con 2 mil 503 millones de dólares. Este contrato se refiere al Campo Ek-Balam, ubicado en aguas someras del Golfo de México.
En segundo lugar, el contrato CNH-R01-L02-A1/2015, operado por Eni México, registra una inversión de 2 mil 080 millones de dólares, relacionada con el campo Miztón.
En tercer lugar se encuentra el contrato CNH-R01-L02-A4/2015, operado por Fieldwood Energy E&P México, con una inversión de mil 484 millones de dólares, asociado a los campos Ichalkil y Pokoch.
Mientras que en cuarto lugar se ubica el contrato CNH-R01-L02-A2-2015, operado por Hokchi Energy, con una inversión de mil 348 millones de dólares.
Finalmente, en quinto lugar se encuentra el contrato CNH-A1-Trion/2016, con 553 millones de dólares, de BHP Billinton.