Los contratos firmados entre el Estado mexicano y los operadores que ganaron áreas de exploración y extracción durante las rondas de licitación, han realizado inversiones por 5,416 mdd al 30 de junio.
El fondo recibió́ de Pemex, en su carácter de asignatario, el entero de los derechos de extracción y de exploración de hidrocarburos, así como por la utilidad compartida, mismos que durante el trimestre ascendieron a 23,381 mdp.
El Fondo Mexicano del Petróleo (FMP) gestionó al segundo trimestre del 2020 un total de 443 operaciones de recepción de recursos que corresponden a pagos por parte de Petróleos Mexicanos (Pemex) en su carácter de asignatario, así como de contratistas y del comercializador del Estado.
Al respecto, durante este trimestre se produjeron en promedio 117 mil barriles diarios de petróleo, destacando que durante junio se observó un máximo histórico de 125 mil barriles diarios. El volumen promedio diario observado de este trimestre fue 55% superior al del mismo trimestre de 2019.
Por otro lado, el promedio del volumen diario de gas natural del trimestre fue de 256 millones de pies cúbicos (mdpc), la mayor cifra de los últimos dos años. El crecimiento de este trimestre con respecto al año anterior fue de 40 por ciento.
El incremento en la producción ha sido apoyado por las inversiones que han llevado a cabo las empresas en las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, la cual ascendió a 725 millones de dólares (mdd) durante el segundo trimestre de 2020. Del total reportado, 65% corresponde a contratos de producción compartida, y el restante, fue de contratos bajo la modalidad de licencia.
Así́, el acumulado de las inversiones registradas en el Sistema de Información para los Pagos de las Asignaciones y Contratos de Hidrocarburos (SIPAC) desde 2015 asciende a 5,416 mdd.
Durante este trimestre, la inversión de las empresas privadas en contratos fue de 523 mdd, lo que representa casi tres cuartas partes del monto total registrado.
De acuerdo con los datos del fondo y de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), los contratos con mayor inversión en el trimestre representan el 59% del total y corresponden a: Eni en los campos Amoca-Miztón-Tecoalli, con 148 mdd, y en el campo Cuencas del Sureste, con 33 mdd; el consorcio formado por Hokchi Energy y E&P en el campo Hokchi, con 92 mdd; Pemex en los campos Ek-Balam, 84 mdd y el consorcio formado por BHP Billiton-Pemex en el campo Trión con 69 mdd.
El caso AMT
El FMP realizó una análisis sobre los ingresos potenciales que el Estado mexicano recibiría por la producción obtenida en los campos Amoca, Mizton y Teocalli (AMT).
La empresa italiana se convirtió en la primera empresa privada en México en extraer hidrocarburos en campos que no habían sido desarrollados anteriormente, ya que los bloques de la tercera licitación de la Ronda Uno eran operados por Pemex Exploración y Producción (PEP).
Al mes de junio, la producción de los campos ascendió a 18 mil barriles diarios convirtiéndose en el segundo mayor productor de petróleo de los contratos otorgados en las rondas de licitación.
Eni espera obtener una producción anual de 20 mil barriles diarios entre 2022 y 2025, para lo cual plantea una inversión de 7,400 mdd.
Hasta el momento, la petrolera italiana ha invertido 953 mdd, los cuales se han aplicado en su mayoría para la perforación de seis pozos, la construcción de la plataforma WHP-1 y una unidad FPSO.
El FPSO, se espera para el tercer trimestre del próximo año, lo cual permitiría incrementar la producción, la cual ha estado limitada por la falta de infraestructura en la zona.
El FMP estima que Eni invertirá cerca de 7,400 mdd para lograr una producción total en los campos de 346 millones de barriles de crudo (mbc) y 222 mpcg con un valor aproximado de 27 mil 176 mdd.
Con base en los cálculos del organismo, el proyecto podría brindar ingresos al Estado por contraprestaciones de 17,009 mdd a lo largo de la vida del contrato, de los cuales el 88% son atribuibles a la contraprestación por utilidad operativa.
Con base en lo establecido en el contrato, a su vencimiento las inversiones en infraestructura que hayan sido recuperadas al contratista a través de la contraprestación denominada recuperación de costos serán propiedad del Estado. Es decir, al vencimiento del contrato, el FPSO que Eni haya utilizado para producción, procesamiento y almacenamiento de los hidrocarburos será propiedad del Estado, así como el resto de las inversiones en capital que se hayan recuperado al contratista las cuales se estiman en 1,623 mdd.
