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Hokchi aumenta gastos de operación por retrasos en la operación ante la pandemia

Foto EE: Archivo

 

Hokchi Energy, el consorcio entre las argentinas Panamerican Energy y E&P Hidrocarburos, tiene el plan de cerrar el 2021 con una extracción de alrededor de 20,000 barriles diarios de crudo del bloque que le fue adjudicado en aguas someras, Hokchi, partiendo de los 1,800 barriles diarios con que concluyó el año pasado. Sin embargo, derivado de los retrasos de actividades por la pandemia, bajará en 16% los gastos previstos en inversión física durante la vida del contrato y aumentará en 26% los gastos de operación, según la aprobación a los cambios de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).  

En la 23 sesión extraordinaria del órgano de gobierno del regulador, se reveló que del volumen total a recuperar en el plan vigente hasta la modificación del jueves, el volumen a recuperar ascendía a 148.6 millones de barriles de crudo y a 46,000 millones de pies cúbicos de gas. Sin embargo, el consorcio entre argentinas sólo ha logrado un avance de 0.4 millones de barriles de crudo y de 2 millones de pies cúbicos de gas, es decir, un avance de 0.26% en materia de petróleo y de 0.43% en lo que se refiere al gas.  

Este es un caso más de retrasos debidos a la contingencia por Covid-19,  esperemos que rápidamente puedan desarrollar las actividades tal como lo tienen planeado”, explicó al respecto el comisionado de la CNH, Néstor Martínez.  

En lo que respecta a las inversiones, el comisionado Héctor Moreira solicitó el detalle de las modificaciones, ya que en primer término aumenta en 6.7% la inversión total prevista para el desarrollo del campo, pasando de 1,716.7 a 1,831.7 millones de dólares, con un aumento de 6.7% para la vida del contrato, pero baja 16% el gasto previsto en inversiones físicas como infraestructura, pasando de 791.9 a 661.4 millones de dólares, mientras que aumenta 26% el gasto de operar el campo, de 924.8 a 1,170.3 millones de dólares, lo que se explica por reclasificaciones de los gastos, causadas por los retrasos que se han tenido en la operación.  

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El área contractual tiene una extensión de 39.598 kilómetros cuadrados con recursos en aguas someras frente a la costa de Tabasco. Es un contrato de producción compartida con una vigencia de 25 años y un plan de desarrollo que data de abril de 2018 y fue modificado en diciembre de 2019.  

Inició operaciones en mayo de 2020 y hoy cuenta con una producción de 1,800 barriles diarios tanto de crudo pesado como ligero de entre 18 y 28 grados según el American Petroleum Institute (API), además de 0.8 miles de pies cúbicos de gas.  

En el plan modificado se aprobó que a los cinco pozos que ya ha perforado este particular en el país, sumará cuatro más hasta el 2040, según indicó en su nuevo plan. Contempla un volumen total a recuperar de crudo que baja de 148.6 a 148.3 millones de barriles al 2040, lo que implica una reducción de 0.2% en la vida del contrato. De esta producción, se prevé que en 2021 se extraigan 3.2 millones de barriles de petróleo.  

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En tanto aumentará de 46 a 46.6 miles de millones de pies cúbicos de gas el volumen a recuperar del yacimiento, lo que implica un incremento de 0.6% en el volumen total, del cual, 1,000 millones de pies cúbicos se extraerán durante el 2021.

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