La estatal reportó una producción de 4,815 millones de pies cúbicos diarios, que implicó un incremento de 1.5% mensual y que fue 2% superior al del mismo mes del año pasado.
Petróleos Mexicanos (Pemex) reportó una producción de 4,815 millones de pies cúbicos diarios de gas natural en julio, su nivel más alto desde marzo de 2021, que implicó un incremento de 1.5% mensual y que fue 2% superior al del mismo mes del año pasado.
Ello porque la producción de gas cada vez resulta más rentable dado que los precios en el mercado Henry Hub estadounidense que México toma como referencia se han elevado al doble de la cotización del año pasado y en julio llegaron a 7.28 dólares por millón de pie cúbico, lo que implica un aumento anual de 89% para está cotización.
A la par, las importaciones de este hidrocarburo por parte de la estatal descendieron 14% en un mes, ubicándose en 417,608 pies cúbicos diarios en el promedio de julio, además de que se redujeron 57% en un año, según los reportes de la empresa.
En tanto, las ventas internas de gas natural de Pemex en el país cayeron también, llegando a un volumen de 1,133 millones de pies cúbicos diarios, con lo que bajaron 2.7% en comparación con el mes anterior y 7.9% en un año, lo que implica que la estatal continúa utilizando una gran fracción del gas que extrae del subsuelo para sus propios proyectos, pero que resultan más rentables por la coyuntura de precios y permiten por lo menos momentáneamente invertir en nuevos proyectos de exploración y producción de gas.
Tal es el caso del campo Lakach en aguas profundas de la provincia de Cinturón Plegado Perdido en el Golfo de México en el cual en julio pasado Petróleos Mexicanos y la neoyorkina New Fortress Energy anunciaron una asociación para desarrollar de forma conjunta.
Para algunos analistas esta asociación –que implicaría una inversión de unos 1,500 millones de dólares– podría marcar un antes y un después en esta administración en cuanto a la cooperación de la empresa con el sector privado y a la apertura a una mayor variedad de proyectos, en momentos en los que urge ampliar las fuentes producción de hidrocarburos.
Pero hay otros proyectos que también podrán acelerarse no sólo de Pemex, sino de operadoras de las rondas donde se adjudicaron campos maduros tierra adentro del país.
Por ejemplo, los campos de las rondas 1.3 y 2.3, que incluyen campos maduros terrestres y están en sus últimas etapas exploratorias, mientras que, al 1 de enero del 2022, la cuantificación de reservas tanto de crudo cómo de gas se integró con la información de un total de 20 operadores, entre los que destacan, Petróleos Mexicanos, Fieldwood y ENI; cuatro de los cuales reportan reservas por primera vez: Jaguar, IHSA (con la aprobación de dos planes) y Vista Oil & Gas.
El año pasado, México compró 32.6% del gas natural que exportó Estados Unidos, el nivel más bajo desde el 2010 (29.3%) y lejano del máximo de 60.2% registrado en el 2016, de acuerdo con cifras reportadas a inicios de marzo en El Economista luego del reporte de la Administración de Información de Energía del Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés).
Las reservas probadas o 1P de hidrocarburos en México, con una factibilidad de éxito comercial de 90% subieron 0.4% al cierre del 2021 para ubicarse en 8,014.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
