Análisis
Los resultados auditados que NNPC publicó el 29 de septiembre de 2026 cifran el crudo y condensado de 2025 en 565,8 millones de barriles, 5% más, y su participación en 223,7 millones, 11% más. El gas total fue 2.606,2 Bpc, de los que 1.154,9 Bpc corresponden a su participación. Son cifras de toda la cartera en 2025, no de un pozo.
NNPC anunció además la finalización del gasoducto AKK de 623 km y 40 pulgadas, la puesta en servicio del medidor ANOH–OB3 y la preparación para arrancar la planta ANOH de 300 MMpcd. Una conducción terminada, un medidor operativo y las ventas continuas son hitos diferentes.
Conciliar denominadores
565,8 millones de barriles divididos por 365 equivalen a unos 1,550 millones diarios. El comunicado también indica una media de 1,77 millones diarios. No coinciden con esa división sencilla y requieren aclarar definiciones o límites contables. El comunicado no explica los distintos perímetros aparentes de 565,8 millones de barriles y 1,77 millones diarios; la diferencia debe quedar visible en cualquier comparación económica.
223,7 / 565,8 = 39,5% para la cartera en este cálculo, no propiedad de cada pozo. Tampoco debe añadirse la participación de gas al total bruto como producción adicional.
Seguir la cadena física
Para vender gas hacen falta recolección, tratamiento, compresión, transporte, medición y comprador. Acabar AKK elimina un obstáculo de construcción, sin demostrar que conexiones, compresores y clientes estén listos. También deben estar listos los permisos y equipos al caudal requerido.
El medidor determina la transferencia si está operativo y calibrado. Una planta de 300 MMpcd preparada para arrancar aún necesita pruebas y cumplir especificaciones. La decisión de inversión del proyecto Ima, separada, anuncia un pico futuro cercano a 300 MMpcd; no es producción actual. También debe verificarse el gas de alimentación continuo para utilizar la capacidad.
Sensibilidad ilustrativa
Supongamos un tramo teórico de 300 MMpcd, sin atribuir tal capacidad de diseño a AKK. Volumen anual = 300 × 365 × disponibilidad. A supuestos 100%, 90%, 80% y 70% resulta 109,5, 98,55, 87,6 y 76,65 Bpc/año, antes de combustible y pérdidas.
La brecha entre 100% y 80% es 21,9 Bpc/año. Su valor exige gas de alimentación, demanda y margen neto positivo. No se publican tarifa ni precio realizado para pronosticar ingresos. Tampoco se da factor de conversión a GNL, por lo que el volumen transportado no equivale directamente a ventas de GNL.
Etapas de inversión
NNPC aspira a 2 millones de barriles diarios en 2027 y 3 millones en 2030, junto con 12 Bpcd de gas en 2030. Los objetivos no son reservas ni planes de pozos aprobados. Hay que vincularlos con pozos fechados, reposición del declive y capacidad fiable. Tampoco representan tasas medidas en octubre de 2026.
Antes de atribuir ventas adicionales se requieren datos por activo, puesta en marcha y contratos de compra. Más beneficio pese a menores ingresos no prueba el retorno marginal de un gasoducto concreto.
Datos que decidirán
Caudales mensuales medidos, certificados de arranque, uso de planta e interrupciones comprobarán la cadena. Un desglose por activos aclarará las cifras de cartera y la diferencia entre los dos promedios de petróleo.
Si la cadena opera con alta disponibilidad, gas y compradores, la infraestructura puede generar ventas. Si un eslabón sigue limitado, la capacidad nominal exagera la entrega. El comunicado aún no resuelve el resultado.