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El consorcio de Zama presentó un plan actualizado al regulador: dos plataformas, 46 pozos y pico de 180 mil barriles diarios, con mejoras de eficiencia de capital.
Zama vuelve a la portada y por buenas razones. El consorcio integrado por Pemex, Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy entregó a la Comisión Nacional de Energía (CNE) un plan de desarrollo actualizado que, según los socios, mejora la eficiencia de capital sin alterar la meta de producción del campo. El cual busca alcanzar un pico cercano a 180 mil barriles diarios de crudo ligero con dos plataformas y 46 pozos (productores e inyectores).
Los documentos públicos y comunicados de las compañías describen una arquitectura que incluye dos plataformas costa afuera y un oleogasoducto que enviará la producción a nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas para proceso y manejo. El plan también enfatiza el aprovechamiento del gas producido para generación eléctrica onshore, con el fin de reducir la intensidad de GEI del proyecto, y el uso de infraestructura existente para almacenamiento y transporte.
La historia de Zama —descubierto en 2017 y evaluado en 2019— ha tenido idas y vueltas: disputas por operación, ajustes de ingeniería y cronogramas que empujaron una FID largamente esperada. En 2024, Talos ya había reconocido retrasos “por buenas razones” —optimización técnica, reducción de presupuesto anual y reordenamiento de infraestructura—; la actualización de 2025 apunta a que ese trabajo se está capitalizando en un plan más barato por barril, manteniendo la producción objetivo.
¿Qué cambia en el plan de desarrollo?
Eficiencia de capital: menos CAPEX por unidad de producción esperada (los socios no publicaron número, pero hablan de mejoras frente al plan previo).
Integración con Dos Bocas: centraliza manejo y facilita energía para operación al aprovechar gas del propio campo.
Secuencia y phasing: prioriza paquetes críticos (plataformas/pozos) y amarra laterales onshore para acelerar comisionamiento.
La decisión final de inversión (FID) sigue en el radar; antes deben cerrarse contratos mayores (plataformas, pozos, ductos), licencias y garantías. El ritmo de contratación y los tiempos de construcción en costa afuera aún enfrentan un mercado estresado en fabricación y logística. Para el regulador, el reto es blindar la ruta de permisos y monitorear los compromisos de GEI y contenido nacional.
Con una producción de 180 mil barriles por día en su pico, el campo Zama aportaría aproximadamente el 10% de la producción actual del país y con crudo de alta calidad, algo clave para mezclas y exportación. Además, consolida un modelo de asociación público-privada que, si se ejecuta en forma, puede desbloquear inversiones en proyectos marinos complejos, donde Pemex no tiene los recursos, la tecnología o el conocimiento.
