El consorcio responsable del campo Zama entregó a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) un plan de desarrollo del campo Zama actualizado que busca mejorar la eficiencia de capital sin modificar la meta de producción. El objetivo sigue siendo alcanzar un pico cercano a 180 mil barriles diarios de crudo ligero mediante dos plataformas costa afuera y 46 pozos productores e inyectores.
La actualización integra mejoras técnicas y de ingeniería que buscan reducir costos por unidad producida y acelerar el proceso de comisionamiento, manteniendo la arquitectura esencial diseñada para el proyecto.
¿Qué infraestructura considera el nuevo plan de desarrollo del campo Zama?
Los documentos presentados ante la CNH describen un sistema basado en dos plataformas costa afuera conectadas por un oleogasoducto que enviará la producción hacia nuevas instalaciones en la Terminal Marítima de Dos Bocas. Desde ahí se realizará el procesamiento y manejo del volumen esperado en los próximos años.
El proyecto también prevé el aprovechamiento del gas asociado para generación eléctrica en tierra, con lo que se busca reducir la intensidad de gases de efecto invernadero y mejorar la eficiencia operativa. Además, el consorcio plantea el uso de infraestructura existente para almacenamiento y transporte con el fin de disminuir costos logísticos y de construcción.
¿Cuál ha sido la evolución técnica y administrativa del proyecto Zama?
El campo Zama fue descubierto en 2017 y evaluado en 2019. Desde entonces ha enfrentado ajustes de ingeniería, disputas sobre la operación y cambios en los cronogramas que retrasaron la decisión final de inversión.
En 2024, el operador Talos Energy había señalado que los retrasos respondían a optimizaciones técnicas, recortes de presupuesto anual y reordenamientos de infraestructura que permitirían una ejecución más eficiente. El plan de desarrollo del campo Zama actualizado, presentado para 2025, busca consolidar esas mejoras con un esquema más barato por barril producido, manteniendo la producción objetivo.
¿Qué elementos cambian respecto al plan anterior?
El consorcio integrado por Pemex, Talos Energy, Wintershall Dea y Harbour Energy destaca tres áreas principales de ajuste:
Eficiencia de capital.
El nuevo plan reduce el CAPEX por unidad de producción esperada. Aunque los socios no publicaron cifras detalladas, aseguran que las modificaciones representan una mejora frente al programa previo.
Integración con Dos Bocas.
Se centraliza el manejo de la producción y se aprovecha el gas del propio campo para energía, lo que facilita la operación y ayuda a disminuir la huella ambiental del proyecto.
Secuencia y fases de ejecución.
El plan prioriza los paquetes críticos, como plataformas y pozos, y establece laterales onshore que permitirán acelerar el proceso de comisionamiento y reducir cuellos de botella en etapas posteriores.
¿Qué desafíos quedan por resolver antes de la decisión final de inversión?
La decisión final de inversión (FID) continúa pendiente. Antes de aprobarla, deben cerrarse contratos mayores para plataformas, perforación de pozos y construcción de ductos, además de cumplir con licencias y garantías técnicas.
El sector costa afuera enfrenta actualmente un mercado tensionado en fabricación y logística, lo que podría generar cuellos de botella en tiempos de entrega. Para la CNH, el reto consiste en reforzar los mecanismos de supervisión, verificar el cumplimiento de compromisos de contenido nacional y vigilar las metas de reducción de gases de efecto invernadero.
¿Qué aportará el campo Zama a la producción nacional?
Con un pico previsto de 180 mil barriles diarios, Zama representaría alrededor del 10% de la producción actual del país. Su crudo ligero aporta valor estratégico para mezclas y esquemas de exportación.
Además, el proyecto fortalece un modelo de asociación público-privada que puede facilitar inversiones en proyectos marinos complejos donde Pemex no dispone de recursos, tecnología o experiencia suficiente para ejecutarlos de forma aislada.
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