• A la fecha, derivado de los 111 contratos vigentes, existen 10 contratos con Planes de desarrollo aprobados por CNH¹ con información disponible de los volúmenes de hidrocarburos esperados a extraer.
• Durante los siguientes 5 años (2020 a 2024) se espera una producción total de estos proyectos por 501 millones de barriles de petróleo (mmb) y a 637 miles de millones de pies cúbicos de gas (mmmpc).
• De conformidad con los Planes presentados por los contratistas, se estima una producción máxima de petróleo de 334 mil barriles por día (mbd) para el año 2025, de los cuales, 129 mbd provendrán de proyectos donde Pemex cuenta con participación².
• Los proyectos que estiman extraer un mayor volumen de petróleo son los correspondientes a los contratos CNH-R01-L02-A4/2015 (453 mmb) operado por Fieldwood, CNH-M1-Ek-Balam/2017 (440 mmb) operado por Pemex y CNH-R01-L02-A1/2015 (338 mmb) operado por ENI, mismos que representan 77% sobre el total a producir esperado. Estos proyectos corresponden a áreas en aguas someras de los estados de Tabasco y Campeche.
• Asimismo, se espera una producción máxima de gas de 307 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) para el año 2025, de los cuales, 108 mmpcd provendrán de proyectos donde Pemex cuenta con participación.
• Los proyectos que estiman extraer un mayor volumen de gas son los correspondientes a los contratos CNH-R01-L02-A4/2015 (563 mmmpc) operado por Fieldwood, CNH-R01-L02-A1/2015 (219 mmmpc) operado por ENI y CNH-M3-Misión/2018 (218 mmmpc) operado por Servicios Múltiples de Burgos, mismos que representan 66% del volumen esperado total. Estos proyectos corresponden áreas en aguas someras y zonas terrestres.
• Para mayor información, visite el nuevo reporte de producción de contratos con planes aprobados, https://hidrocarburos.gob.mx/estad%C3%ADsticas/, bajo el apartado de Producción.

• De noviembre 2018 a la fecha, Pemex presentó 17 planes de desarrollo relativos a los 20 campos prioritarios de Pemex. La Comisión ha aprobado un total de 16 de dichos planes².
• De conformidad con la información contenida en los 17 planes de desarrollo presentados por Pemex, se estima una producción máxima de petróleo de 307 mil barriles por día para el año 2022. Los campos con mayor volumen de petróleo esperado son Ixachi, Xikin y Esah, mismos que representan un 68% sobre el total.
• Asimismo, se espera una producción máxima de gas de 894 millones de pies cúbicos diarios para el mismo año 2022, concentrada principalmente en 3 campos: Ixachi, Xikin y Cahua; mismos que representan un 91% del volumen estimado total.
• Por otra parte, como parte de los planes de desarrollo se reporta una inversión esperada de $16,087 mmUSD³. Las inversiones se concentrarán principalmente en 3 campos: Ixachi con $7,236 mmUSD (45% del total); Xikin con $2,033 mmUSD (13% del total), y Esah con $1,143 mmUSD (7% del total).
• Durante los siguientes 5 años se esperan erogaciones del orden de $7,025 mmUSD, lo que representa el 51% del total de las inversiones esperadas.
• Con la finalidad de solventar el pago de las inversiones requeridas para el desarrollo de los campos prioritarios, el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación 2020⁴ contempla un flujo estimado de inversión para año siguiente de $2,469 mmUSD.
• Para mayor información, visita el nuevo reporte de producción de campos prioritarios de Pemex https://hidrocarburos.gob.mx/estad%C3%ADsticas/, bajo el apartado de Producción.

El 30 de septiembre de 2015 se llevó a cabo la presentación y apertura de propuestas de la Ronda 1 Licitación 2, que resultó en la adjudicación de 3 contratos¹.

• La empresa ENI MÉXICO, operadora del contrato CNH-R01-L02-A1/2015, reportó en julio de 2019 una producción de 5.42 miles de barriles diarios en el pozo Miztón-2DEL, convirtiéndose así en la primera empresa privada que produce hidrocarburos en aguas someras de México.
• La producción de aceite del contrato CNH-R01-L02-A1/2015 equivalente a 54% del total de la producción de contratos adjudicados en rondas al mes de julio de 2019 y 6% de la producción total de contratos.
• De acuerdo al Plan de Desarrollo presentado por el operador y aprobado por la Comisión, se espera alcanzar un pico de producción en el cuarto trimestre de 2021 de 90 mbd de aceite y 60 millones de pies cúbicos diarios de gas (mmpcd), equivalentes a 102 mil barriles diarios de petróleo crudo equivalente.
• Se estiman ingresos al Estado por 4,861 millones de dólares (mmUSD) durante los siguientes 5 años y por 12,372 mmUSD hasta la vigencia del contrato².
• La producción en áreas de contratos alcanzó 85 mbd en julio 2019, equivalentes a 5% de la producción nacional.

• El fracturamiento hidráulico es una técnica de extracción de hidrocarburos, la cual ha sido utilizada principalmente en campos de gas¹.
• A la fecha, se han perforado 30,558 pozos en la zona terrestre de México, de los cuales se cuenta con información de perforación para 19,563 pozos.
• Con base en la información disponible en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH), se ha identificado que 8,457 pozos terrestres han tenido actividad de fracturamiento hidráulico en su historia², lo que representa 43% del total de pozos terrestres. Sólo 27 de estos pozos han sido perforados con objetivos no convencionales³.
• Tres estados concentran el 80% de los pozos en los que se ha utilizado esta técnica: Tamaulipas (2,734), Veracruz (2,270) y Nuevo León (1,776).
• El 60% de los campos que cuentan con pozos que efectuaron fracturamiento hidráulico corresponden a campos de gas⁴.
• A la fecha, estos 8,457 pozos han recuperado 1,476 millones de barriles de aceite y 12,038 millones de pies cúbicos⁵, equivalentes a 3,884 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esta producción representa 7% de la producción histórica en el país.
• En la fecha en que se realizó el fracturamiento hidráulico en estos pozos, el operador petrolero era Petróleos Mexicanos. Actualmente, 695 de estos pozos se encuentran ubicados en áreas contractuales de 31 contratos, operados por 23 operadores distintos a Pemex.

• Los ingresos por Contraprestaciones de los 111 Contratos petroleros vigentes (sin considerar el Bono a la firma) registran un crecimiento de 69%: en el primer semestre de 2019 se obtuvieron $5,661 millones de pesos (Mmpesos) en estos conceptos, que representan un ingreso adicional de $2,307 Mmpesos comparado con el mismo periodo de 2018.
• Los principales incrementos provienen de ingresos por Participación del Estado en la Utilidad Operativa con un incremento de $1,246 Mmpesos, los ingresos por Cuota Contractual para la Fase Exploratoria que incrementaron en $459 Mmpesos y por Regalías adicionales con un incremento de $441 Mmpesos.
• Adicionalmente, el Estado ha recibido ingresos petroleros por Bono a la firma o pago por desempate, durante el primer semestre de 2017 y de 2018, el monto por este concepto fue: $1,244 Mmpesos y $13,168 Mmpesos, respectivamente.

Nota adicional. Los contratos petroleros vigentes generan pagos al Estado a través de distintos mecanismos:

1.Las Contraprestaciones¹ comunes en Licencia y Producción Compartida son: la Regalía base y la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria.

2.Los Contratos de Licencia contemplan una Regalía Adicional al valor contractual de los hidrocarburos y un Bono a la firma, ambos ofrecidos durante la licitación.

3.Los Contratos de Producción Compartida incluyen una Contraprestación como Porcentaje de la Utilidad Operativa², ofertada en la licitación

El 31 de enero de 2018 se llevó a cabo la presentación y apertura de propuestas de la Ronda 2 Licitación 4, con un total de 29 contratos ofertados, con la participación de 19 licitantes, 18 empresas y 15 países. Resultaron 19 contratos adjudicados, con una superficie de 44,178 km².

El 25 de julio de 2019 se concluyó la aprobación de los 19 planes de Exploración. Las inversiones aprobadas en estos planes alcanzan un monto de $1,847.2 millones de dólares (MMUSD) con 20 pozos exploratorios en el escenario base, mientras que en el escenario incremental la inversión podría alcanzar hasta $3,783.9 MMUSD con la perforación de 28 pozos.

• El operador Shell Exploración y Extracción de México S.A. de C.V.¹ tiene una participación de aproximadamente 43% del total de inversiones en el escenario base con un monto de $791 MMUSD y un total de 10 pozos para este mismo escenario, mientras que en el escenario incremental con 15 pozos se requiere una inversión de $2,381 MMUSD.
• La empresa productiva del Estado, Pemex, pretende invertir $184 MMUSD en el escenario base con la perforación de dos pozos y de $229 MMUSD para el escenario incremental con el mismo numero de pozos.
• El contrato CNH-R02-L04-AP-CS-G03/2018, cuyo operador es Chevron Energía de México es el contrato con mayor inversión esperada y se requiere una inversión de $215 MMUSD para el escenario base y de $354 MMUSD para el escenario incremental con uno y dos pozos respectivamente.

En los 3 Contratos de aguas someras adjudicados en la Ronda 1.2, se estiman aportaciones al Estado mexicano por 35,271 millones de dólares por concepto de Contraprestaciones e Impuestos¹. Los Operadores (ENI, Hokchi y Fieldwood) se encuentran implementado el Plan de Desarrollo aprobado conforme al cual se estimaron los volúmenes y costos de los hidrocarburos a extraer ².

A abril de 2019, estos 3 Operadores habían ejercido inversiones por $723 millones de dólares³ principalmente en actividades de evaluación. La inversión programada total es de $18,346 millones de dólares durante la vigencia de los Contratos⁴.

Estos proyectos tienen la obligación de pagar Contraprestaciones e Impuestos a favor del Estado conforme a las condiciones fiscales de Ley y el resultado del proceso de licitación⁵.

Considerando la estimación de producción e inversiones documentada por los Operadores, los ingresos al Estado podrían ascender a $8,444 millones de dólares al año 2024 y a $35,271 millones de dólares durante la vigencia de los Contratos⁶.

Al 1 de enero de 2019, las reservas de petróleo de 5 Contratos de Exploración y Extracción presentaron un incremento respecto a lo estimado al momento de su adjudicación. Los Contratos con incremento son los 3 Contratos adjudicados en la Licitación 2 de la Ronda 1 (en aguas someras) y las 2 asociaciones estratégicas de campos terrestres de PEMEX.

• Al 2019, los 3 Contratos de la Licitación 2 de Ronda 1 registran reservas 2P¹ de petróleo por 1,043 millones de barriles, un incremento de 4.4 veces lo estimado a su adjudicación (2015). El Contrato con mayor crecimiento es el de Ichalkil-Pokoch, operado por la compañía Fieldwood Energy, que multiplicó por casi 7 veces sus reservas.²
• Las reservas 2P de petróleo en los Contratos Ogarrio y Cárdenas-Mora, asociaciones estratégicas terrestres de Pemex, aumentaron en 25 millones de barriles³, revirtiendo la caída que se venía observando desde 2011.
• Los datos históricos de reservas desagregados por campo y asignación están disponibles en el Sistema Nacional de Hidrocarburos⁴ y en el tablero de Reservas del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos⁵.

Entre 2015 y 2018 las inversiones ejecutadas en Contratos de Exploración y Extracción y los estudios exploratorios ascienden a 7,568 millones de dólares (mmUSD). Este monto se integra como sigue:

• 3,054 de inversiones en información: 302 mmUSD de pagos por acceso a la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) (4%); y 2,752 mmUSD en estudios exploratorios de las Autorizaciones para el Reconocimiento y Exploración Superficial (ARES) (36%);
• 1,197 mmUSD ejecutados en actividades de Contratos de Exploración y Extracción (16%);
• 1,645 mmUSD pagados al Fondo Mexicano del Petróleo (22%) y,
• 1,671 mmUSD por transferencias a Pemex por las 3 Asociaciones Estratégicas firmadas (22%).

Las inversiones en exploración, considerando las actividades en Contratos e información por 4,252 mmUSD, significa un 69% de inversión adicional a la realizada por Pemex 6,174 mmUSD¹.

• En 2017 y 2018, los Contratos de Exploración y Extracción firmados aportaron al Estado 3,106 millones de dólares (mmUSD), equivalentes a 59,269 millones de pesos*. Del total de aportaciones, el 46% (1,346 mmUSD) fue recibido por el Fondo Mexicano del Petróleo (FMP)¹ y el restante 54% (1,671 mmUSD) fueron transferencias a favor de Pemex².
• Las aportaciones al Estado de Contratos representan aproximadamente 32% de la recaudación del IEPS de gasolinas y diésel en 2018, cuya cifra alcanzó 187,666 millones de pesos³.
• Los ingresos al FMP por pagos de Contratos se dividen en: contraprestaciones por 575 mmUSD (40%) y bonos a la firma por 860 mmUSD (60%).
• Las transferencias a Pemex por 1,671 mmUSD se componen de 885 mmUSD por bonos de desempate y 786 mmUSD por las aportaciones iniciales establecidas en las Asociaciones de Trion, Cárdenas-Mora y Ogarrio.

• Al 2018 se estiman 2,752 millones de dólares de inversión en estudios exploratorios derivados de Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial (ARES).
• A la fecha, se tienen autorizados 52¹ proyectos de ARES, de los cuales 22 se refieren a estudios con adquisición de nueva información y 30 de reprocesamiento de información existente en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.
• Entre los 30 proyectos de reproceso, se destacan 4 estudios de información de pozos previamente adquirida², que se incorporaron a la regulación en 2017, permitiendo desarrollar análisis con información de pozos, tanto digital como de muestras físicas.
• Asimismo, de los 22 estudios con adquisición de datos, 10 corresponden a la adquisición de sísmica 2D y 8 de sísmica 3D, de los cuales 5 emplean la tecnología WAZ³.

• La inversión aprobada por la CNH en los Planes de Exploración y Desarrollo de Contratos¹ asciende a 20,571 millones de dólares (mmusd). De este monto, se programan inversiones de 3,441 mmusd para los primeros tres años (2015-2018), de 8,948 mmusd para los siguientes seis años (2019-2024) y de 8,182 mmusd para el periodo 2025-2041.
• De la inversión aprobada, 3,574 mmusd corresponden a actividades de exploración² y 16,997 mmusd a actividades de desarrollo. Asimismo, 18,326 mmusd se relacionan con Contratos ubicados en aguas someras, 1,467 mmusd en Contratos de aguas profundas y 778 mmusd en Contratos terrestres.
• La CNH actualiza y publica la información relacionada con las inversiones programadas en los Planes a través del Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/dashboard-sih.php.

A la fecha, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha firmado 18 convenios de colaboración: 14 con Universidades y 4 con Centros de Investigación. Además, tiene 9 convenios en proceso de firma.

A través de estos convenios se establecen los mecanismos para acceder a la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH); por lo que son clave para el desarrollo de capital humano de los futuros ingenieros mexicanos, y son la base del desarrollo de ciencia y tecnología en el sector petrolero nacional.

Adicionalmente, los convenios de colaboración fomentan la transparencia y la rendición de cuentas del sector.

Los 18 convenios vigentes fueron firmados con instituciones nacionales e internacionales: 4 en Tabasco, 3 en Veracruz, 3 en la Ciudad de México, 1 en Baja California, 1 en Coahuila, 1 en el Estado de México, 1 en Nuevo León, 1 en Oaxaca y  1 en Puebla. Internacionalmente, se tienen 2 convenios con la Universidad de Austin, en Texas, Estados Unidos.

La cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del País, además de concentrar 21% de reservas 2P de petróleo crudo equivalente a 2018. En 2032, su potencial de producción estimado pudiera oscilar entre 666 y 929 mbd de aceite y entre 1,359 y 2,093 mmpcd de gas natural.

El volumen de producción potencial se estimó considerando asignaciones, contratos existentes y contratos futuros.

Esta estimación toma en cuenta los recursos prospectivos convencionales y no convencionales de las áreas incluidas en el Plan Quinquenal. Se suponen licitaciones anuales de 30 bloques cada una, con una tasa de adjudicación de 60%. Asimismo, se consideran 6 proyectos de exploración y desarrollo de Petróleos Mexicanos.²

En el caso de licitaciones de áreas convencionales, se estiman curvas esperadas de producción de acuerdo a las oportunidades exploratorias identificadas. En el caso de recursos no convencionales, se construye un perfil de producción considerando que cada éxito exploratorio recupera 20% del recurso estimado del área, y utilizando análogos internacionales.

La historia petrolera de la cuenca Tampico-Misantla, muestra que se trata de una cuenca con grandes yacimientos de aceite y gas. A continuación se describen los plays convencionales:

• Las acumulaciones de aceite  y gas en areniscas de la formación Huehuetepec del Jurásico Medio (J Med), en la porción occidental de la cuenca y el Frente Tectónico Sepultado de la Sierra Madre Oriental.
• Los campos productores de aceite y gas en las extensas barras de calizas oolíticas y las arenas calcáreas transgresivas de la formación San Andrés del Jurásico Superior Kimmeridgiano (J Sup).
• Las calizas arcillosas fracturadas del Cretácico Inferior y Medio (K Inf- K Med, Formaciones Tamaulipas Inferior y Superior) con oportunidades petroleras en el área del Paleocañón Bejuco-La Laja.
• La “Faja de Oro”, con espectaculares descubrimientos desde 1920, cuando llegó a producir 500 mil barriles de aceite por día.

La exploración en la Cuenca Tampico-Misantla inició alrededor de 1860, comenzando la explotación en 1904. A la fecha, se han producido 5,869 millones de barriles de aceite y 8,447 miles de millones de pies cúbicos de gas. Se han perforado 10,470 pozos, 265 de ellos marinos.

La Cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del país, con una estimación de 37 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El 86% del hidrocarburo esperado en esta Cuenca es aceite y el 14% es gas.

En lo que respecta a recursos descubiertos, Tampico-Misantla concentra el 21% de las reservas 2P de petróleo crudo equivalente en 2018, de los cuales 67% es aceite y 37% es gas.

En el primer semestre de 2018, se obtuvieron los siguientes indicadores de actividad petrolera:

• Operaron 38 equipos de perforación (var. anual del 46%).¹
• Se perforaron 87 pozos, de los cuales el 91% fueron de desarrollo. El número de pozos perforados es más del doble comparado al mismo semestre de 2017.

De un análisis a las obligaciones de almacenamiento relacionadas con la seguridad del suministro del gas natural en 11 Países de la Unión Europea,  se encontró que:

8 de estos países tienen obligaciones de almacenamiento de gas natural, excepto Alemania, Austria y Reino Unido.

En  cuanto a las obligaciones de almacenamiento (en días de consumo nacional), se pueden distinguir 3 grupos de países:

• Menores a 20 días: Dinamarca, República Checa, España y Polonia.
• Entre 20 y 40 días: Italia y Bulgaria.
• Mayores a 40 días: Hungría y Francia.

La cantidad de almacenamiento obligatorio de gas natural es calculada de forma distinta en cada país, pudiendo estar referenciada a: la demanda de consumidores en invierno, importaciones, ventas históricas de las empresas, consumo total y estándares de oferta.

Alemania, Austria y Reino Unido, cuentan con un almacenamiento equivalente a 95, 266 y 19 días de consumo nacional, respectivamente.

La Comisión Nacional de Hidrocarburos, a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) recaba, acopia, resguarda, administra, analiza, usa y actualiza la información propiedad de la Nación, derivada de las Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial y de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.¹

Actualmente los usuarios externos del CNIH pueden:

• Visualizar la información técnica en los cuartos de datos físicos. Al 2018, se atendieron 1,562 sesiones de visitas a los cuartos de datos.
• Solicitar acceso a la información a través de licencias de uso.² Al 2018, se tiene registro de 176 empresas que solicitaron acceso a la información, en total se otorgaron: 144 licencias de uso, 329 solicitudes de información (suplementos) y 282 paquetes de datos de licitaciones³.
• Realizar visitas a las Litotecas para consultar la información de muestras físicas. Al 2018, se atendieron 212 visitas y 5,147 servicios especializados.

México se posiciona en primer lugar en transparencia en procesos licitatorios y administración de contratos en el sector extractivo, de acuerdo con el reporte “Contratación abierta para derechos del petróleo, gas y minerales: una luz a las buenas prácticas”, publicado en junio pasado por el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Open Contracting Partnership (OCP)¹.

En la evaluación se consideraron 14 países y la aplicación de 16 mejores prácticas internacionales en diferentes rubros, como resultado la CNH destacó en 7, posicionándose como institución líder en transparencia.

Los rubros en que destacó son los siguientes: 1) Explicación de la totalidad del sistema de contratación; 2) Comunicación sobre los tomadores de decisiones; 3) Comunicación clara, efectiva y oportuna sobre las áreas a adjudicar; 4) Declaración de intereses de servidores públicos; 5) Publicación de resultados de adjudicaciones; 6) Publicación de contratos con anexos, y 7) Seguimiento y comunicación del cumplimiento del contrato.

La CNH ha elaborado una agenda de transparencia proactiva que ha podido avanzar y dar resultados gracias a un diálogo permanente y abierto con organizaciones de la Sociedad Civil.

En términos de la participación de utilidades, las condiciones económicas a favor del Estado Mexicano derivadas de los contratos petroleros marinos son mejores que en Estados Unidos y en Brasil.¹

Para los contratos de producción compartida (32) el porcentaje de la utilidad a favor del Estado fue del orden de 75% y para los contratos licencia (27) de 63%.² 

El porcentaje de la utilidad a favor del Estado para los contratos licencia mexicanos es superior a las concesiones en Brasil y los contratos licencia en Estados Unidos, donde el Estado participa con 59% y 55% de las utilidades, respectivamente.³

A marzo de 2018, los ingresos al Estado Mexicano por Contratos ascienden a 304.9 millones de dólares.⁴

Del 2013 a la fecha se han descubierto 49 campos que incorporaron reservas por un volumen total de 917 (mmb) de aceite y 2,041 (mmmpc) de gas.¹

En 2017, PEMEX anunció el descubrimiento del campo Ixachi, incorporando reservas por 65.6 (mmb) de aceite y 761.8 (mmmpc) de gas. Esto representó el 37% del volumen total de gas descubierto entre 2013 y 2017.²

En 2023, Ixachi alcanzará su pico de producción, con 22 (mbd) de aceite y 233 (mmpcd) de gas.³

Las reservas 2P de crudo pesado en México alcanzan los 12,089 mmb. De estos 1,421 mmb corresponden a campos sin producción, cuya producción estimada es de 330 mbd, en conjunto.¹

Por otra parte, Venezuela ha sufrido una caída en su producción de 700 mbd (33%) desde el acuerdo de recorte de oferta con la OPEC en 2016. Se estima la producción continúe cayendo en al menos unos 300 mbd adicionales en 2018.²

En tanto, Canadá, enfrenta dificultades para comercializar su crudo, debido a restricciones en la capacidad de ductos para transportar crudo desde Alberta a la Costa del Golfo de Estados Unidos³, así como los retrasos en la construcción del ducto Transmountain que permitiría llevar el crudo a Asia⁴. En esa coyuntura, el precio de su crudo ha sufrido severos descuentos (brecha entre el WTC y WCS -17.4 usd/b).⁵

El entorno internacional representa una gran oportunidad para el desarrollo de crudos pesados en México.

Inversión aprobada por CNH en los planes de exploración y desarrollo de Contratos:

• El monto de inversión aprobada hasta el momento asciende a 12,047 millones de dólares (mmusd).
• Por ubicación, de cada 10 dólares de inversión aprobada, 8.4 corresponden a aguas someras (10,064 mmusd), 1.2 a aguas profundas (1,467 mmusd) y 0.4 a terrestres (517 mmusd).
• Por cuencas, destaca que el 86.4% de la inversión aprobada corresponde a las Cuencas del Sureste, mientras que el Golfo de México profundo concentra un 12.2% de la inversión.
• Más del 90% de la inversión aprobada se concentra en los contratos ubicados en Campeche, Tabasco y Tamaulipas.

Indicadores de la actividad petrolera de enero a abril 2018:

• Se registraron 37 equipos de perforación operando, que representa un incremento de 54.1% con respecto al periodo de enero a abril de 2017. Entre estos, 24 equipos se ocuparon en actividades de desarrollo y 13 equipos en exploración ¹.
• Respecto a la ubicación, 17 de los equipos fueron terrestres y 20 marinos. El número de equipos de perforación terrestres empleados es 3.4 veces los equipos activos de enero a abril de 2017.
• Se perforaron 62 pozos, cifra que representa más del doble de lo observado en el primer cuatrimestre de 2017, cuando se perforaron 24 pozos. Los pozos perforados son en su mayoría de desarrollo terrestre (53), de los cuales 36 se ubicaron en Tampico Misantla².

• Los campos terrestres descubiertos en México son, en promedio, 3 veces más grandes que los campos de Colombia y hasta 4 veces mayores que en Brasil.
• Los descubrimientos terrestres en México promedian 59 MMbpce, mientras que en Colombia 23 MMbpce y en Brasil 16 MMbpce.
• La mediana (P50) de los campos terrestres en México excede en 22% la mediana de campos en Colombia y en 92% la mediana en campos en Brasil.
• Entre los campos terrestres mexicanos destacan en tamaño: Samaria (2,214 MMbpce), Poza Rica (1,871 MMbpce) y Jujo-Tecominoacán (1,702 MMbpce), los cuales presentan reservas recuperables superiores a los campos terrestres más grandes en Colombia (Cano Limón: 1,341 MMbpce) y Brasil (Carmópolis: 443 MMbpce).

Los pozos marinos de Cuencas del Sureste son los más productivos de las cuencas mexicanas. Durante los primeros cinco años de vida alcanzan una producción acumulada de 13.1 millones barriles de petróleo, en promedio. Al llegar a los 25 años de vida, estos pozos logran una producción acumulada de 28.2 millones de barriles.

Los pozos marinos en la cuenca de Tampico-Misantla acumulan producción por 3.1 millones de barriles de petróleo a los 25 años, superando a los pozos terrestres de Cuencas del Sureste.

En lo que respecta a la producción de gas no asociado, destacan los pozos ubicados en las cuencas de Veracruz y Sabinas, que tan solo en los primeros cincos años alcanzan una producción acumulada de más de 5 mil millones de pies cúbicos.

• El Estado percibió ingresos provenientes de Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos por 339 millones de dólares a lo largo de 2017, que representa 18 veces el monto percibido en 2016 (19 millones de dólares).
• De estos ingresos, 180 millones de dólares provienen de bonos a la firma de las rondas de licitación, 108 millones de ingresos derivados de la comercialización de hidrocarburos del Estado, 36 millones por concepto de regalías y 15 millones de cuotas contractuales.
• Cabe destacar que los ingresos en enero de 2018 ascienden a 24.09 millones de dólares, que representa 10 veces los ingresos en enero de 2017 (2.52 millones de dólares).

Las reservas probadas (1P) en México alcanzaron un nivel de 6,424.2 mmb de aceite y 10,022.4 mmmpc de gas en 2018.

Asimismo, la relación de reservas probadas (1P) respecto a la producción nacional aumentó en 2018 comparado con 2017:

En el caso de aceite, la relación aumentó de 8.9 a 9.1 años; para el caso de gas, subió de 4.9 a 5.4 años.

La nueva estimación de reservas 1P en las áreas de la Segunda Licitación de la Ronda 1 permitió aumentar 3 veces el volumen de reservas en dichas áreas, al pasar de 83.4 a 251.1 mmbpce.

Asimismo, se realizaron descubrimientos por el orden de 153.8 mmbpce en las Cuencas de Veracruz y del Sureste.

En la Ronda 3.1 de aguas someras de México, se adjudicó 45.7% de los contratos ofertados, cifra similar a Brasil, en que se logró adjudicar 46.8% y con un resultado muy sobresaliente respecto a Estados Unidos en que se colocó 1% de los contratos.

La licitación en México fue concurrida, con participación de 18 compañías originarias de 12 países, de las cuales, 14 fueron ganadoras.

En la Ronda 3.1 se observó un alto nivel de competencia; en promedio, se recibieron 2.3 ofertas por contrato, cifra superior a la alcanzada en la más reciente licitación de Brasil y de Estados Unidos, en las que se recibieron 1.5 y 1.1 ofertas por contrato,  respectivamente.

En la Ronda  3.1, se adjudicó 42.3% de la superficie ofertada, mientras en Brasil fue 48.4% y en Estados Unidos del 0.1%.

• Petróleos Mexicanos (PEMEX) ha ganado 14 Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, derivados de los 9 procesos licitatorios de Rondas en México¹, posicionándose como la empresa con más contratos adjudicados hasta ahora.
• Para estos 14 contratos, PEMEX participó como individual en 3 contratos y en consorcio en 11; formando alianzas con 7 compañías internacionales provenientes de 7 países. En estos contratos, PEMEX ha comprometido la perforación de 8 pozos exploratorios.
• Por otro lado, la compañía mexicana Jaguar y la holandesa Shell² se posicionan en el segundo puesto con 11 contratos adjudicados cada una. Jaguar ha ganado cinco contratos individualmente y seis en consorcio. Shell fue adjudicada con 4 contratos como individual y 7 en consorcio.

• Para la primera licitación de la Ronda 3, correspondiente a 35 contratos de producción compartida en aguas someras, se registraron 21 empresas organizadas en 36 licitantes: 14 individuales y 22 en consorcio.
• La compañía Deutsche Erdoel México (DEA) participará a través de 9 licitantes, ubicándose como la empresa con mayor número de asociaciones en esta licitación. En segundo lugar aparece Pemex, pudiendo participar de manera individual y a través de 6 consorcios.
• Asimismo, destaca que 9 de las 21 empresas (ver gráfico a la izquierda) podrán participar como licitantes en más de tres formas distintas, y sólo 3 de las 21 (Chevron, ONGC Videsh y Repsol) participaran únicamente de forma individual.
• Es importante señalar que 17 de las 21 empresas registradas han obtenido contratos en las rondas de licitación anteriores (en México). Por su parte, es la primera participación de la empresa Sapura Exploration and Production procedente de Malasia.

• En Cuencas del Sureste, se identifican 22 campos de crudo pesado descubiertos que no han sido desarrollados.
• De éstos, 14 son campos del Estado pendientes de licitar. Los más importantes son: Pit, Kayab, Kastelán, Alak y Kach.¹
• Las reservas 2P de estos 14 campos ascienden a 796 millones de barriles de crudo de 10° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 186 mil barriles diarios de petróleo en 5 años².
• Por otro lado, se identifican 8 campos de crudo pesado de Pemex3 que no se encuentran en producción, entre ellos: Ayín4, Batsil, Utsil y Tekel.
• Las reservas 2P de estos 8 campos ascienden a 627 millones de barriles de crudo pesado de 14° API, en promedio; se estima que en conjunto podrían producir 145 mil barriles diarios en 5 años⁵.

Durante los últimos 5 años el crudo pesado Western Canadian Select (WCS) ha ganado 14 dólares en relación con la cotización del West Texas Intermediate (WTI). 
Esta caída en el diferencial puede ser explicada en el incremento en la demanda en la UE de crudo pesado en las refinerías del golfo, así como en la caída en las exportaciones de los países latinoamericanos.
Para aumentar el abasto de crudo pesado en estas refinerías, se propuso la construcción y ampliación de oleoductos desde Canadá; Sin embargo, estos proyectos pueden tomar años en concreto.¹ 
A nivel mundial también se observa una tendencia creciente en la demanda de crudo pesado, principalmente en China e India. Lo anterior representa una oportunidad para este tipo de crudos en México; Particularmente en los campos marinos ya descubiertos.

• En los últimos 3 años, se triplicó el acervo de información sísmica 2D de México. A partir de 2015, se han adquirido 332,050 kilómetros (km) de sísmica 2D, a través de 10 Autorizaciones de Reconocimiento y Exploración Superficial (ARES). Históricamente, PEMEX había adquirido 152,650 km de sísmica 2D, por lo que el acervo actual alcanza los 484,700 km.
• Asimismo, en estos últimos 3 años se adquirieron 87,096 km2 de estudios 3D WAZ (tecnología de cobertura azimuthal amplia). Con esto, se cuadriplicó la información sísmica 3D WAZ en el acervo histórico.²
• A la fecha, hay 39 ARES vigentes de las cuales 18 son estudios con adquisición de datos y 21 proponen estudios de reprocesamiento de información.³

• En el periodo 2018-2021, se perforarán 24 pozos exploratorios marinos cada año, conforme a los programas de inversión comprometidos.
• Este nivel de exploración marina es el más alto en los últimos 30 años, y se alcanza con 44% de participación de nuevos operadores.
• Durante el periodo 2018-2021, se perforarán 43 pozos derivados de los nuevos contratos; en promedio 11 pozos al año (3 en aguas someras y 8 en aguas profundas cada año).

• El área adjudicada en la última licitación en México fue de 66.5%, proporción superior al 15.4% de los bloques de aguas profundas asignados en Brasil y 0.7% en Estados Unidos.
• Asimismo, ambas licitaciones de aguas profundas en México han recibido mayores ofertas por bloque que en Brasil y Estados Unidos, al promediar 2 por área, superior a 1.7 en Brasil y 1.1 en Estados Unidos.²
• Finalmente, se estima un porcentaje mayor al Estado con respecto a la licitación 4 de la Ronda 1, al pasar de 59.8% a 64.7%1, así como al promedio histórico de Estados Unidos en aguas profundas (calculado en 50%).³

• Para la última licitación de la Ronda 2, correspondiente a contratos de aguas profundas, Pemex podrá participar a través de 7 licitantes, ubicándose así como la empresa con mayor número de asociaciones en esta licitación.
• En total se registraron 21 empresas a través de 26 licitantes: 9 individuales y 17 en consorcio.
• Destaca que 9 empresas podrán participar a través de al menos tres licitantes, ya sea de forma individual o en consorcio. Mientras que únicamente BHP Billiton y ExxonMobil participaran sólo de forma individual.
• 13 empresas inscritas para esta licitación, también participaron en la cuarta licitación de la ronda 4 en aguas profundas. En aquella licitación, Total fue la empresa con mayor adjudicación, al ganar 3 contratos, uno en asociación con ExxonMobil y dos en asociación con Statoil y BP, con los que vuelve a participar en la R2.4.

• La producción acumulada promedio por pozo en la cuenca de Veracruz en los primeros 5 años de vida es de 4,921 mmpc, cantidad superior al pozo promedio en el mismo periodo de las siguientes regiones:
  • Burgos, cuya producción acumulada promedio por pozo está calculada en 1,404 mmpc;
  • El play no convencional de Eagle Ford Southeast, con producción promedio estimada en 1,788 mmpc por pozo;
  • El play no convencional de Eagle Ford Southwest, que alcanza 3,628 mmpc por pozo.
• Esto significa que la recuperación promedio de hidrocarburos en un pozo en Veracruz es 250% superior respecto a un pozo en Burgos, 175% a un pozo en Eagle Ford Southeast, y 36% al pozo de Eagle Ford Southwest en sus primeros cinco años de producción.
• El pozo estándar en la cuenca de Veracruz tiene un promedio de producción acumulada de gas natural durante su vida útil de 6,639 mmpc, que representa una producción 136% superior al promedio de producción acumulada de los pozos en la cuenca de Burgos (2,814 mmpc)/1, y 117% más alto que la producción promedio acumulada por pozo en Eagle Ford Southeast, estimada en 3,049 mmpc.^/2

• Las inversiones de los contratos de Exploración y Extracción de las Rondas 1 y 2, y las asociaciones estratégicas de PEMEX están estimadas en $61,012 mmUSD para los próximos 25 años.^/1
• A la fecha, se han asignado 72 áreas contractuales. La Ronda 1 tiene asignadas 38 áreas contractuales, la Ronda 2 cuenta con 31 áreas asignadas –con una licitación pendiente- y 3 áreas en donde PEMEX tendrá un socio estratégico.
• Los 9 contratos con áreas en Aguas Profundas cuentan con el 71% del total de la inversión esperada. Los 15 contratos en Aguas Someras suman el 24% de dicho monto mientras que la inversión de los 48 contratos con ubicación terrestre representan el 5% de la inversión esperada.

• El diferencial de los precios promedio del Brent y WTI se ha ampliado a partir de Octubre 2016. En ese mes, la diferencia fue cercana a cero: el Brent se cotizaba en $49.5 dólares por barril y el WTI en $49.8 dólares por barril.
• En diciembre de 2017, el Brent ha promediado $64.1 dólares por barril, superando en $6.9 USD el precio del WTI, cuyo precio es $57.1.^/1 Esta diferencia es la mayor observada desde Marzo 2015, cuando alcanzó 8.1 USD.
• Esta ampliación en el diferencial parece estar relacionada con una mayor producción de aceite en yacimientos no convencionales en Estados Unidos.
• En octubre de 2017, la producción de aceite en yacimientos no convencionales en Estados Unidos llegó a 3,200 mbd, 18% superior a la producción en el mismo periodo de 2016.^/2

• El promedio de las Reservas Recuperables en campos marinos de aceite descubiertos en México, calculadas en 471.4 MMb, es 7 veces más grande que el promedio de las reservas recuperables en campos de Estados Unidos (64.6 MMb) y 2 veces más grande que en Brasil (217.4 MMb).
• 88% de los campos marinos descubiertos en México tienen Reservas Recuperables más grandes que el valor de la mediana de los campos en Estados Unidos (estimada en 20 MMb) y 66% son más grandes que la mediana de Brasil (que alcanza 48.81 MMb).
• Los descubrimientos de reservas recuperables más grandes del país son: Akal (15,499 MMb), Ku (3,231 MMb), Maloob (2,693.71), Abkatún (2,415 MMb) and Zaap (1,856 MMb).
• Los descubrimientos marinos más recientes en México son: Zama (680 MMb) y la reconsideración de reservas en Amoca (400 MMb).²

• De enero a octubre de 2017, la producción de petróleo alcanzó en promedio 1,966 mbd (miles de barriles diarios). 1,061 mbd se clasificaron como petróleo pesado y extra-pesado y 93% de este volumen se produjo en campos costa afuera.
• La producción de crudos ligeros y medianos alcanzó 904 mbd, de los cuales, 32% corresponde a tierra y 68% a producción marina.
• Por un lado, prácticamente toda la producción de crudo pesado (crudos Maya y Altamira) se envía a exportación. En el periodo de enero a octubre de 2017 se exportaron 1,024 mbd.
• Por otro lado, 88% del crudo ligero (crudos Olmeca e Istmo) se envió a refinerías nacionales, con volúmenes promedio de consumo de 798 mbd.

• México es una alternativa para comunicar los hidrocarburos producidos en el Golfo de México con el mercado asiático, vía Istmo de Tehuantepec.
• El tiempo de traslado a Chiba, Japón vía Canal de Panamá toma alrededor de 25 días.¹ El tiempo estimado de traslado vía Istmo de Tehuantepec es de alrededor de 17 días.² Lo anterior implica que transportar hidrocarburos a Asia vía Istmo de Tehuantepec es 32% más rápido.
• Japón importó 3.1 millones de barriles diarios en el periodo enero-octubre de 2017.³ Satisfacer esta demanda vía Canal de Panamá resultaría en un cuello de botella, ya que en el mismo periodo se estima que sólo han transitado 50 buques cargados de petróleo, con una capacidad de 500,000 barriles cada uno.⁴ Esto equivale al 3% de la demanda de Japón.
• A través del ducto existente⁵ en el Istmo de Tehuantepec se pueden transportar hasta 351,000 barriles diarios, equivalente al 11% de la demanda de Japón, con la posibilidad de construir nuevos oleoductos para incrementar la capacidad de transporte.

• México podría ofrecer salidas de exportación para el gas natural producido en la cuenca de Permian. El puerto de Manzanillo tiene una capacidad de regasificación de 500 mmpcd¹.
• El tiempo de traslado de GNL a Japón desde Manzanillo podría ser un 39% menor comparado con la ruta desde Louisiana, pasando de 23 a 14 días.²
• El costo del transporte marítimo a Japón desde Louisiana se estima en $ 2.40 USD / mmBTU (incluyendo una tarifa para cruzar el Canal de Panamá de $ 0.20 USD / mmBTU); Desde Manzanillo se proyecta en $ 1.36 USD / mmBTU.³
• La tarifa de transporte por ducto desde el centro de Waha en Texas hasta Manzanillo se estima en $ 0.45 USD / mmBTU⁴. En cambio, el costo de transporte por ducto de Waha a Henry Hub es de $ 0.25 USD / mmBTU.⁵
• Sumando las tarifas de transporte marítimo y por ducto, exportar gas natural de la cuenca de Permian (Hub de Waha) a Japón, desde Manzanillo implicaría un costo de $ 1.81 USD / mmBTU, 32% menor a costo desde Louisiana, estimado en $ 2.65 USD / mmBTU.

Para 2017, México cuenta con un volumen de 112.8 MMMbpce de recursos prospectivos. Las cuencas Tampico-Misantla y Golfo de México Profundo representan en conjunto el 58% de estos recursos.

Los recursos prospectivos de Tampico-Misantla se estiman en 37.1 MMMbpce, que significan el 33% del total de recursos.

Por su parte, los recursos prospectivos del Golfo de México Profundo se estiman en 28 MMMbpce, y representan el 25% del total de recursos.

Las Cuencas del Sureste, Sabinas-Burro-Picachos y Burgos acumulan el 38% de los recursos prospectivos. Mientras que las cuencas de Veracruz, Plataforma de Yucatán y Cinturón Plegado de Chiapas significan en conjunto apenas el 4% del total.

• De 1976 a 2016, México perforó 316 pozos exploratorios en el Golfo de México (GdM), mientras que Brasil perforó 2,420 pozos costa afuera y Estados Unidos 6,076 en el GdM.
• Con el 5% y 13% de los pozos exploratorios marinos, México descubrió y obtuvo 1.6 veces más hidrocarburos que los Estados Unidos; y, 2.8 veces más que Brasil, respectivamente.

• En septiembre de 2017, la producción nacional de petróleo se ubicó en 1,732 Mbd (miles de barriles diarios), mientras que en el mes anterior se produjeron 1,932.1 Mbd, lo que representa una disminución del 10%.
• En términos porcentuales, esta es la caída más significativa en los últimos 20 años y el nivel de producción es similar al alcanzado durante los primeros meses de 1980.
• Los trabajos adelantados de mantenimiento realizados por Pemex durante los primeros días de septiembre en el activo Ku-Maloob-Zaap* tras el paso del huracán Harvey, provocaron una disminución del 16% en la producción de dicho activo. Esto afectó notablemente al indicador nacional ya que en lo que va de 2017, más de 4 de cada 10 barriles se produjeron por Ku-Maloob-Zaap.

• Derivado de las licitaciones celebradas de farmouts, Pemex obtuvo $2,513.52 millones de dólares (mmusd) provenientes de los tres bloques adjudicados: Trion, el 5 de diciembre de 2016 y Cárdenas-Mora y Ogarrio, el 4 de octubre de este año.
• Los $2,513.52 mmusd están compuestos por: $1,974 mmusd para la cuenta conjunta de inversión en Trion, $166.5 mmusd en Cárdenas-Mora y $373.02 mmusd para Ogarrio. Mientras que el Estado recibirá $93.25 mmusd.
• Las aportaciones a Pemex representan el 23.3% del estimado para todas sus inversiones de capital ejercidas y por ejercer durante 2017^\1.

• En agosto de 2017, Pemex quemó y venteó 128.2 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) de gas natural. Esto equivale a una reducción de 352,4 MMpcd con respecto al mismo mes en 2016. En perspectiva, esta reducción representa el 9% del gas natural producido en el país en agosto de 2017.
• La mayor reducción en el activo de Ku-Maloop-Zaap con 173.1 MMpcd, seguido por el activo Abkatún-Pol Chuc, con una disminución de 103.7 MMpcd, que representa una disminución del 85% y 95% en este indicador, respectivamente .
• La mejora en el aprovechamiento del gas se observa tras la publicación en enero de 2016 de las Disposiciones técnicas para el aprovechamiento del gas natural por parte de la CNH y los programas correctivos que se han implementado a partir de estos.

• Derivado de las 7 licencias celebradas de la ronda 1 y 2, las empresas mexicanas registraron una inversión aprobada y una inversión comprometida por $ 689 millones de dólares (mmusd), empresas mexicanas afiliadas con extranjeras $ 667 mmusd y empresas extranjeras $ 1,030 mmusd.
• Para los bloques en la tierra se alcanza una inversión de $ 827 mmusd, de los cuales, el 83% corresponde a empresas mexicanas. Para bloques en aguas someras, se considera una inversión de $ 1,072 millones y el 47% de este monto corresponde a empresas mexicanas en asociación con extranjeros.
• Para los bloques de aguas profundas, Pemex y Sierra han sido adjudicados bloques en asociación con empresas extranjeras, lo que representa el 14% de la inversión comprometida en la R1.4.

• Las 7 licitaciones realizadas de la ronda uno y dos, han detonado la perforación de 104 pozos. De los cuales, 66 son exploratorios y 38 son de desarrollo.
• De los planes aprobados para las licitaciones uno, dos y tres de la ronda uno, se desprende la perforación de 51 pozos, 13 exploratorios costa afuera y 38 de desarrollo terrestres.
• Para las licitaciones R1.4, R2.1, R2.2 y R2.3, se tiene un compromiso de inversión equivalente a la perforación de 53 pozos exploratorios*; de los cuales, 26 se perforarán en tierra y 17 costa afuera.
• Los 66 pozos exploratorios de contratistas equivalen a la perforación exploratoria de Pemex de los últimos 3 años (2014-2016).

• A la fecha se han aprobado inversiones por $1,142 millones de dólares (mmusd) para los bloques adjudicados de las tres primeras licitaciones de la ronda uno.
• Para las licitaciones 1.4, 2.1, 2.2 y 2.3, se tiene un compromiso de inversión* de al menos $1,245 mmusd. En los próximos meses la CNH aprobará las inversiones correspondientes a estas licitaciones.
• En total, las inversiones relacionadas a la etapa inicial de estos proyectos alcanzan $2,387 millones de dólares. En caso de éxito comercial, las inversiones totales podrían superar los $50 mil mmusd**.

• En junio de 2017, la producción de gas natural seco se ubicó en 3,164 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), mientras que las importaciones alcanzaron 5,027 MMpcd, lo que representó un incremento del 3.6% con respecto al mes anterior.
• Desde 2016, el volumen de gas natural importado es mayor al registrado por la producción nacional.
• El diferencial entre las importaciones y la producción pasó de 709 MMpcd en 2016 a 1,863 MMpcd en junio de 2017. Es decir, la brecha entre las importaciones y la producción registró un incremento del 162%.

• El activo Ku-Maloob-Zaap, está compuesto por los campos: Ayatsil, Bacab, Ku, Lum, Maloob y Zaap. En junio de 2017, el 44% de la producción nacional de aceite provino de este activo.
• El 15 de noviembre de 2016, la CNH sancionó a PEMEX por incumplimiento en las metas de aprovechamiento de gas en este activo. Derivado de esto, PEMEX presentó un programa de acciones correctivas por un monto de 3,028 millones de dólares para el periodo 2016-2019.
• Como resultado de las acciones correctivas, en el primer semestre de 2017 se logró una reducción de la quema y venteo de gas natural del 55%, al pasar de 197 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) en enero a 88.3 MMpcd en junio.

• Para junio de 2017, los cinco campos con mayor producción de petróleo del país, ordenados de acuerdo con su posición, fueron: Maloob, Zaap, Xanab, Ku y Xux. En conjunto, produjeron 1,063.3 mil barriles diarios (Mbd), de un total nacional de 2,009.6 Mbd.
• Los campos Xanab y Xux comenzaron su producción en 2009 y 2014, respectivamente. Para el primer semestre de 2017, alcanzaron una producción promedio por pozo de 13.8 Mbd y 5.1 Mbd, respectivamente.
• Mientras que los campos Maloob, Zaap y Ku, vieron su primer barril en 1985, 1992 y 1981, respectivamente. Por su parte, alcanzaron en el primer semestre de 2017, una producción promedio por pozo de 5.1 Mbd, 5.5 Mbd y 3.2 Mbd, respectivamente

• En el primer semestre de 2017, la producción de los principales cuencas gas natural no asociado * apareció 57% respecto al nivel alcanzado 10 años atrás y se ubica en su punto más bajo que los últimos 15 años.
• La perforación de pozos en estas cuencas ha disminuido desde el año 2006, lo que ha impactado directamente en el nivel de producción. En lo que va de 2017, no se han perforado nuevos pozos.
• La caída en la producción del gas no está relacionada con el despliegue del precio de este hidrocarburo, el cual ha sido el 55% de su valor en 10 años.

• Durante junio de 2017, 15 equipos de perforación operan a nivel nacional, que representan el punto máximo en 10 años.
• A pesar del uso de menos equipos por parte de Pemex, el número de equipos de perforación a nivel nacional, se incrementa gracias a los operadores de nuevos Contratos adjudicados en licencias.

• Al mes de abril de 2017, la oferta de gas natural descontando el consumo de Pemex, fue de 5,810 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), de los cuales se importaron 4,683 mmpcd, lo que representa el 81%.
• A inicios de 2015 las importaciones sumaron 59%, mientras que en febrero de este año alcanzaron su punto máximo con 84%.
• En abril de 2017, Pemex produjo 3,218 mmpcd, mientras que reportó un consumo por 1,936 mmpcd, lo que equivale al 60% de su producción.

• La empresa Talos Energy LLC, descubrió la existencia de aceite ligero como parte de la perforación del pozo Zama-1.
• De acuerdo con cálculos de la propia compañía el recurso encontrado oscila entre los 1,400 y 2,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
• Además la empresa Eni, anuncia el incremento de los recursos del campo Amoca hasta los 1,000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

• El 12 de julio se llevará a cabo la presentación y apertura de propuestas para la 2ª y 3ª licitación de Ronda 2.
• Se registran 11 empresas precalificadas para la Ronda 2.2 y 28 para la Ronda 2.3.
• Para la Ronda 2.2: 55%, 6 empresas son mexicanas.
• Para la Ronda 2.3: 75%, 21 empresas son mexicanas.

• En la primera licitación de la Ronda 2, se adjudicaron 10 áreas contractuales a 12 empresas.
• Es la primera vez que empresas de Alemania, España y Rusia, se les adjudica con un área contractual en licitaciones.

PEMEX obtuvo dos bloques, uno en consorcio con DEA Deutsche Erdoel y otro en consorcio con Ecopetrol

• La producción de Petróleo en México fue de 2,013 miles de barriles diarios en el mes de abril de 2017.
• Los principales campos productores de petróleo en México son Maloob, Zaap, Xanab, Ku y Xux. En conjunto produjeron 1,056 miles de barriles diarios en promedio durante abril.
• Los campos que tienen mayor producción de petróleo se encuentran en aguas someras del Golfo de México.

• Las reservas 3P de México, al 1 de enero de 2017, se ubicaron en 25,858 mmbpce.
• Los descubrimientos en los campos Doctus, Nobilis, Pokche, Teca y Uchbal, contribuyeron con un incremento de 684 mmppce.

• 25 licitantes precalificaron en el proceso de licitación de la Ronda 2.1., 20 individuales y 5 consorcios.
• Entre los licitantes precalificados hay 26 empresas participantes.
• Las empresas participantes provienen de 15 países, 4 empresas son mexicanas.

• Entre enero y febrero de 2017, el Fondo Mexicano del Petróleo recibió 4,080 millones de dólares (mmUSD) por actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
• Los pagos al estado en 2015 fueron de 26,819 mmUSD y en 2016 de 16,891 mmUSD.
• La mayor porción se refiere al Derecho de Utilidad Compartida, que representa el 86.76%, en lo que va de 2017*.

• Las Áreas Contractuales de la Ronda 1 cuentan con una inversión total aprobada de 1,076 millones de dólares para el periodo del 2015 al 2020.
• El 71% de las inversiones aprobadas están programadas para ejercerse durante 2017.
• El 57% de las inversiones aprobadas en la Ronda 1 corresponden a la ejecución de los Planes de Evaluación asociados a la Segunda Licitación.

• Durante marzo de 2017, 25 equipos de perforación estuvieron activos a nivel nacional, 17 en actividades de exploración y 8 en desarrollo.
• 3 de los 25 equipos operan en áreas contractuales.
• De 2009 a 2017* se observa una disminución del 87% en el total de equipos activos en el país.
• Los equipos en actividades de desarrollo han mostrado la mayor disminución, pasando de 150 en promedio durante 2009 a 19 en 2016.

• La producción nacional de petróleo creció 0.1% en marzo de 2017, respecto al mes anterior.
• El volumen de petróleo producido se ubicó en 2,019 mbd, rompiendo su tendencia a la baja por primera vez desde marzo de 2016.
• Los principales incrementos se observaron en los campos Xanab, Maloob, Xux, Ayatsil y Zaap.
• En conjunto el resto de los campos disminuyeron su producción en 21.1 mbd.

• El 31 de marzo de 2017 PEMEX terminó el pozo exploratorio Koban-1 resultando productor de gas y condensado.
• El pozo tiene un tirante de agua de 12 metros y una profundidad vertical de 6,425 metros.
• El intervalo de 67 metros, con cima a 6,164 mvbmr y base a 6,231 mvbmr, mostró una presión de 611 kg/cm².

-Las reservas probadas (1P) al 1º de enero de 2017 fueron de 9,161 mmbpce.

-Esta cifra representa una disminución del 10.6% respecto a reportado en 2016 (10,243 mmbpce).

-El 77% del volumen de reserva 1P corresponde a Aceite (7,037 mmb).

-La región Marina Noreste concentra el 53% del total de reservas 1P.

El 12 de febrero de 2017 se terminó el pozo exploratorio Teekit-1001 resultando productor de aceite de 22.4 °API

• El 12 de febrero de 2017 se terminó el pozo exploratorio Teekit-1001 resultando productor de aceite de 22.4 °API
• De la prueba de producción resultaron una cima de 3,083 mvbmr y una base de 3,116 mvbmr con una presión de 328.9 kg/cm².
• Tiene un tirante de agua de 30 metros y la profundidad de la perforación del pozo es de 3,613 metros.

• En 2015, las importaciones de gas natural representaron el 67% de la demanda nacional, sin considerar el sector petrolero.
• Las importaciones de gas natural alcanzaron 4,200 millones de pies cúbicos diarios en 2016.
• Las importaciones se han incrementado en 188% desde 2010.