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Producción de gas natural, en nivel más bajo desde el 2005


 

La producción de gas natural en el país cerró el primer semestre con un volumen de 4.770 millones de pies cúbicos por día, que cayó 0,74% frente al peor año de demanda de la industria en décadas, que fue 2020.

Además, aunque incluye 31 contratos de operación privada, es la producción más baja desde el primer semestre de 2005.

Lo anterior explica el aumento de 10.6% en las importaciones de gas natural, que en el primer semestre alcanzaron un récord de 5.905 millones de pies cúbicos por día, alcanzando una participación del 73% en la demanda que apenas creció 3.6% en un año. Pero junto con la caída en la producción de los campos en desarrollo, el gas disponible que se inyecta al Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural (Sistrangas), que se obtiene de procesadores complejos y el gas seco de desarrollo, sin contar la Producción que se reinyecta para el petróleo. la producción cayó 11% en un año, para llegar a los 2,235 millones de pies cúbicos diarios, menos de la mitad de lo inyectado hace 10 años, según Petróleos Mexicanos (Pemex).

La participación de las asignaciones de Petróleos Mexicanos (Pemex) en la extracción de gas natural sigue siendo del 95% del gas natural, mientras que a través de contratos la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reporta un volumen de solo 224,232 millones de pies cúbicos por día, que fue 9,4% inferior a la del primer semestre del año pasado, aunque 10 veces superior a la extracción de este hidrocarburo en el mismo período de 2016 en el que inició la operación privada.

En tanto, el volumen de extracción de Pemex en sus parcelas incluso cayó 0.27% para llegar a 4.546 millones de pies cúbicos por día en un año, pero en la última década se ha reducido en 32 por ciento.

Producción privada

A mayo de 2016, un total de 40 contratos adjudicados a particulares en la Ronda 1.2 por los operadores ENI y Hokchi Energy en aguas poco profundas; además de 20 contratos de la Ronda Terrestre de Campos Maduros 1.3; cinco en tierra de la Ronda 2.2; otros cinco también terrestres adjudicados en la Ronda 2.3, y uno más en aguas someras como parte de la Ronda 3.1.

A julio, solo 32 contratos aportaron un volumen de producción de gas natural de 210,46 millones de pies cúbicos.

En tanto, los campos de gas asociados a la producción de petróleo en tierra aportaron 21.283 millones de pies cúbicos por día, otorgados mediante procesos de farmout para la asociación con Pemex en Cárdenas-Mora y Ogarrio, por la alemana Wintershall Dea y la egipcia Cheiron.

A su vez, el contrato de producción compartida que Pemex migró sin socios de una asignación en aguas someras, Ek Balam, aporta 17,184 millones de pies cúbicos de hidrocarburos, mientras que los cuatro contratos de servicios del régimen previo a la reforma de 2014 y que migraron al modelo de producción compartida y licencia en asociación con Pemex, en los campos Santuario El Golpe, Misión, Ébano y Miquetla, aportan un monto de 109,849 millones de pies cúbicos por día.

Cabe señalar que por sí solo, el contrato en el campo Misión adjudicado a la filial mexicana de la argentina Tecpetrol, Servicios Múltiples de Burgos aportó 87.066 millones de pies cúbicos por día, es decir, el 41% de la producción del contrato.

De los campos otorgados en Rondas, solo 24 de los 32 que ya han tenido producción de gas aportado en julio, en los que alcanzaron un volumen total de 62,043 millones de pies cúbicos por día, de los cuales los campos de aguas someras produjeron 24,325 millones de pies cúbicos, y terrestres los restantes 37,718 millones de pies cúbicos por día.

 

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