La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reportó las reservas probables y posibles de hidrocarburos del país al 1 de enero del 2018, en las que por primera vez reportaron dos privados: la argentina Hokchi y la italiana ENI, que con los campos en desarrollo obtenidos en la Ronda 1.2 ya tienen 5% de las reservas totales del país. Pero, a nivel nacional, las reservas totales o 3P (que son la suma de las reservas probadas, probables y posibles, con 90% de factibilidad comercial) cayeron 1.4% en un año para ubicarse en 25,466 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
En crudo, la caída en las reservas 3P fue de 20,000 a 19,400 millones de barriles, y en gas se registró un ligero aumento en las reservas 3P, de 29 a 30 billones de pies cúbicos, producto de reclasificaciones y de los descubrimientos Ixachi y Valeriana de Petróleos Mexicanos (Pemex) en Veracruz, así como los trabajos de ENI y Hokchi.
En el caso de las reservas 2P (probadas más probables, con 50% de factibilidad comercial y usadas como indicador de mayor certidumbre a nivel internacional) se observó una caída de 2.3% que son 385 barriles, por lo que al 2018 se ubican en 16,348 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
La tasa de restitución por exploraciones 3P en petróleo crudo equivalente quedó entonces en 60.9% de la extracción, mientras que sólo en crudo se ubicó en 22.7% y gracias a los descubrimientos y reclasificaciones tanto de Pemex como de los privados, la de gas natural se elevó a 157.5 por ciento. Con esto, la relación reserva-producción en años que le quedan a los hidrocarburos con el ritmo de producción actual en 3P es de 16.1 años al sumar todos los líquidos, de 27.3 años en caso del petróleo y de 16.1 años para el gas.
Eni y Hokchi triplican reservas
La certificación al 1 de enero del 2018 es la primera en que operadores distintos a Pemex: la italiana ENI y la argentina Hokchi, cuantifican reservas probables y posibles. Reevaluadas, las reservas de estos privados ascienden a 5% del total nacional, de las cuales a nivel 3P más de 60% corresponde a Hokchi.
En los bloques contenidos en la segunda licitación de la Ronda Uno, con campos ya descubiertos para desarrollo en aguas someras, las reservas 2P de petróleo crudo equivalente aumentaron 221% para llegar a 599.7 millones de barriles, con una alza de 413.1 millones de barriles equivalentes en un año.
En tanto, las reservas 3P en estos campos se incrementaron igualmente en 222% para llegar a 893.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con un incremento de 616.4 millones de barriles equivalentes, gracias a los descubrimientos y reclasificaciones de estos dos operadores.
Así, los aumentos en las reservas ahora en manos de privados para campos en desarrollo fueron de tres veces más de lo que se tenía estimado, explicaron en la sesión extraordinaria 32 del órgano de gobierno del regulador.
Cabe recordar que el plan de desarrollo de Hokchi ya fue aprobado con inversiones superiores a 2,500 millones de dólares, mientras que el de ENI está en proceso de aprobación. Antes de la llegada de estos operadores, había cuatro pozos exploratorios perforados en conjunto en las dos áreas y los dos privados perforaron un total de 10 pozos más en dos años.
En reservas 2P, las incorporaciones de Pemex ascendieron a 381.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mientras que añadió 914.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en reservas 3P.
Empresa no pudo sostener regalía
Consorcio renuncia a contrato de la 1.3 y lo multan con US1.9 millones
La holandesa Canamex Dutch, en consorcio con la estadounidense American Oil Tools y la mexicana Perfolat, renunció definitivamente al área terrestre Moloacán que le fue asignada en la Ronda 1.3, con lo que se hizo acreedora a una penalización de 1 millón 917,500 dólares que ya pagó al Fondo Mexicano del Petróleo, como detalló la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al aprobar esta terminación anticipada en su 32 sesión del órgano de gobierno.
La primera terminación en las rondas mexicanas fue causada por la renuncia del contratista que se constituyó en México como Canamex Energy Holdings, quien firmó el contrato en mayo del 2016, pero desde julio del año pasado presentó su renuncia irrevocable y en noviembre inició las gestiones ante el regulador para concluir con la licencia, dado que no pudo solventar la regalía ofertada al Estado en la licitación de 85.69% adicional a las regalías base establecidas por ley. Según el contrato, cualquier empresa tiene permitido renunciar al mismo, pagando una penalización.
Sin embargo, la empresa había comprometido un programa mínimo de trabajo con un plan de evaluación y desarrollo del campo en el que realizaría inversiones de 9 millones 468,000 dólares, que incluían la perforación de un pozo. Joshua Gamboa Dardón, director general de contratos de la CNH, explicó que no existe ninguna sanción por incumplimiento de los planes de evaluación y desarrollo, por lo que sólo se le cobró la pena convencional al contratista por no haber respetado el programa mínimo de trabajo.
El bloque Moloacán, de 46.3 kilómetros cuadrados, ubicado en Veracruz, podrá ponerse a licitación en rondas subsecuentes.