prospectiva del mercdo de petróleo crudo 2010-2025 -...

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025

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Secretaría de Energía

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México, 2011


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S e c r e t a r í a d e E n e r g í a

José Antonio Meade Kuribreña

Secretario de Energía

Carlos Petersen y vom Bauer

Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel Budebo

Subsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras Astiazarán

Subsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz Mariscal

Oficial Mayor

Alejandro Díaz Bautista

Director General de Planeación Energética

Héctor Escalante Lona

Jefe de la Unidad de Comunicación Social


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Responsables:

Alejandro Díaz Bautista

Director General de Planeación Energética

Virginia Doniz González

Directora de Integración de Política Energética Nacional

Juan Ignacio Navarrete Barbosa

Subdirector de Políticas de Combustibles

Guillermo Sánchez Liévano

Jefe de Departamento de Política Energética

2010 Secretaría de Energía

Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede

reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni

por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico,

de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o

lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de la Secretaría de Energía.

Portada: Actividad en la sonda Campeche.


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Agradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración de esta prospectiva:

Pemex Exploración y Producción

Pemex Corporativo

Pemex Refinación

Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía

Comisión Nacional de Hidrocarburos


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Índice

Presentación 13

Introducción 15

Resumen ejecutivo 17

Capítulo uno

Panorama internacional del mercado petrolero 21

1.1 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria 22

1.2 Consumo mundial del petróleo crudo, 1999-2009 24

1.3 Reservas mundiales, 1999-2009 27

1.3.1 Reservas probadas 27

1.3.2 Restitución de reservas 33

1.3.3 Relación reserva-producción 35

1.4 Producción mundial 36

1.5 Comercio internacional 40

1.6 Precios del petróleo 42

1.7 Fuentes no convencionales del petróleo 44

1.8 Prospectiva de la oferta y la demanda 46

Capítulo dos

Marco regulatorio de la industria del petróleo 55

2.1 Reforma Energética de la industria petrolera 55

2.2 Marco regulatorio básico de la industria petrolera 57

2.2.1 Marco constitucional del subsector petrolero 58

2.2.2 Tratados Internacionales 59

2.2.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos 60

2.2.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos 64

2.3 Régimen jurídico de Pemex 67

2.3.1 Ley de Petróleos Mexicanos 67

2.3.2 Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos 71

2.3.3 Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones 72

2.3.4 Obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex 73

2.3.5 Normas de Referencia 77

2.3.6 Normas ecológicas 77


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Capítulo tres

Mercado nacional de petróleo crudo, 1999-2009 79

3.1 Evolución de las reservas de crudo al primero de enero, 2000-2010 79

3.1.1 Reservas totales 80

3.1.2 Reservas probadas 83

3.1.3 Reservas probables 85

3.1.4 Reservas posibles 87

3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región 89

3.2 Producción nacional 102

3.2.1 Evolución de la producción por región 104

3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1999-2009 109

3.4 Actividad exploratoria e infraestructura en PEP 111

3.5 Consumo nacional, 1999-2009 117

3.6 Comercio exterior, 1999-2009 118

3.6.1 Destino de las exportaciones por región y país 119

3.7 Balance nacional de petróleo crudo, 1999-2009 121

Capítulo cuatro

Evolución del mercado nacional de petróleo crudo, 2010-2025 123

4.1 Escenario de planeación de la producción de petróleo 123

4.2 Consumo nacional de petróleo, 2010-2025 139

4.3 Comercio exterior de petróleo, 2010-2025 144

4.4 Incorporación de reservas 145

4.5 Programa de inversiones 149

4.6 Balance nacional de petróleo crudo, 2010-2025 152

4.7 Aprovechamiento del gas en el escenario de planeación 154

4.8 Principales elementos de cambio en el escenario de planeación 155

Anexos

1) Glosario de términos 159

2) Mecanismos de precios 167

3) Normas aplicables al sector petrolero 171

Bibliografía 173

Referencias para la recepción de comentarios 175


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Índice de gráficas

Gráfica 1 Consumo mundial de energía primaria, 1999-2009 23

Gráfica 2 Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, 1999-2009 24

Gráfica 3 Demanda de petróleo crudo por región, 1999-2009 26

Gráfica 4 Participación por región de las reservas probadas mundiales, 1999 y 2009 28

Gráfica 5 Variación de las reservas probadas en países seleccionados, 2008-2009 34

Gráfica 6 Relación reserva probada-producción por región 2009 35

Gráfica 7 Producción mundial de petróleo crudo acumulada por región, 1999-2009 37

Gráfica 8 Comparación de la producción de petróleo crudo OPEP vs. resto del mundo 1999-2009 40

Gráfica 9 Precio del crudo WTI, 1999-2009 43

Gráfica 10 Distribución de la demanda de petróleo crudo por sector 48

Gráfica 11 Variación de las prospectivas de oferta mundial 53

Gráfica 12 Reservas remanentes totales en México al primero de enero de 2010 82

Gráfica 13 Participación porcentual por tipo de crudo de las reservas totales de aceite al primero de enero

de 2010 82

Gráfica 14 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo 2000-2010 84

Gráfica 15 Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P), 2004-2010 85

Gráfica 16 Composición de las reservas probables de aceite crudo por tipo 2000-2010 87

Gráfica 17 Composición de las reservas posibles de aceite crudo por tipo 2000-2010 89

Gráfica 18 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Noreste al primero

de enero de 2010 91

Gráfica 19 Reservas totales de aceite en la Región Marina Noreste al 1° de enero de 2010 92

Gráfica 20 Región Marina Noreste. Reservas de aceite al 1° de enero de 2010 92

Gráfica 21 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Suroeste al 1° de

enero de 2010 94

Gráfica 22 Reservas de aceite en la Región Marina Suroeste al 1° de enero de 2010 95

Gráfica 23 Región Marina Suroeste, Reservas de crudo al 1° de enero de 2010 96

Gráfica 24 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Norte al 1° de enero de

2010 98

Gráfica 25 Reservas de aceite en la Región Norte al 1° de enero de 2010 98

Gráfica 26 Región Norte. Reservas de crudo al 1° de enero de 2010 99

Gráfica 27 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Sur al 1° de enero de

2010 100

Gráfica 28 Reservas de aceite en la Región Sur al 1° de enero de 2010 101

Gráfica 29 Región Sur. Reservas de crudo al 1° de enero de 2010 102

Gráfica 30 Producción de petróleo crudo por región, 1999-2009 105

Gráfica 31 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, 1999-2009 106

Gráfica 32 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, 1999-2009 107

Gráfica 33 Producción por tipo de crudo en la Región Norte, 1999-2009 108

Gráfica 34 Producción por tipo de crudo de la Región Sur, 1999-2009 109


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Gráfica 35 Gastos de inversión, 1999-2009 111

Gráfica 36 Pozos de desarrollo y exploratorios terminados por región, 2007-2009 114

Gráfica 37 Demanda del SNR por tipo de crudo, 1999-2009 117

Gráfica 38 Exportaciones nacionales por tipo de crudo, 1999-2009 118

Gráfica 39 Distribución porcentual de las exportaciones de crudo en América, 2009 121

Gráfica 40 Producción de crudo por tipo de actividad, 2010-2025 128

Gráfica 41 Producción de crudo por categoría de proyectos, 2010-2025 129

Gráfica 42 Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, 2017-2025 131

Gráfica 43 Producción de crudo por regiones, 2010-2025 132

Gráfica 44 Participación de la producción de crudo por región, 2010 y 2025 132

Gráfica 45 Producción por activo de la Región Marina Noreste, 2010-2025 133

Gráfica 46 Producción por activo de la Región Marina Suroeste, 2010-2025 134

Gráfica 47 Producción por activo de la Región Norte, 2010-2025 135

Gráfica 48 Producción por activo de la Región Sur, 2010-2025 136

Gráfica 49 Producción de crudo por tipo, 2010-2025 137

Gráfica 50 Producción de crudo por desarrollo de capacidades de ejecución, 2010-2025 138

Gráfica 51 Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, 2010-2025 140

Gráfica 52 Crudo nominado al SNR para procesamiento y por tipo, 2010-2025 141

Gráfica 53 Crudo pesado para procesamiento y producción de PEP, 2010-2025 142

Gráfica 54 Rendimiento de gasolinas por barril de crudo procesado, 2010-2025 143

Gráfica 55 Balanza comercial del petróleo crudo, 2010-2025 145

Gráfica 56 Reservas 3P a incorporar en el escenario de planeación, 2010-2025 148

Gráfica 57 Tasa de restitución 1P de reservas de hidrocarburos esperada por PEP, 2010-2025 149

Gráfica 58 Inversión física total para la cartera de proyectos de PEP, 2010-2025 150

Gráfica 59 Inversión física total de la cartera de proyectos de PEP por tipo, 2010-2025 151

Gráfica 60 Perforación de pozos totales del escenario de planeación, 2010-2025 152

Gráfica 61 Aprovechamiento de gas natural, escenario de planeación, 2010-2025 155

Índice de cuadros

Cuadro 1 Principales consumidores de crudo, 2008-2009 25

Cuadro 2 Reservas probadas al cierre de 2009. Principales países 30

Cuadro 3 Gastos totales en exploración y producción de las principales empresas petroleras, 1999-2009 33

Cuadro 4 Principales productores de petróleo, 2009 39

Cuadro 5 Principales países importadores y exportadores de petróleo, 2008-2009 41

Cuadro 6 Prospectiva de oferta de petróleo de fuentes no convencionales, 2008-2030 45

Cuadro 7 Capacidad de productores de bitúmenes a mayo de 2010 45

Cuadro 8 Demanda de petróleo por región, 2008-2030 47

Cuadro 9 Participación mundial en la oferta de energía primaria 49

Cuadro 10 Evolución de la oferta de crudo por región, 2008-2030 51

Cuadro 11 Obligaciones de PEP 74


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Cuadro 12 Destino de los excedentes petroleros 76

Cuadro 13 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos 2000-2010 81

Cuadro 14 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos 2000-2010 83

Cuadro 15 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos 2000-2010 86

Cuadro 16 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos 2000-2010 88

Cuadro 17 Producción de petróleo crudo 1999-2009 104

Cuadro 18 Inversión en capital en Pemex 110

Cuadro 19 Perforación de pozos por región, 1999-2009 115

Cuadro 20 Perforación de pozos y explotación de campos, 1999-2009 116

Cuadro 21 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, 1999-2009 119

Cuadro 22 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por país, 1999-2009 120

Cuadro 23 Volumen de las exportaciones de crudo por tipo en América, 2009 121

Cuadro 24 Balance nacional de petróleo crudo, 1999-2009 122

Cuadro 25 Balance nacional de petróleo crudo por tipo, escenario de planeación, 2010-2025 153

Índice de figuras

Figura 1 Reservas probadas de petróleo por región, 2009 28

Figura 2 Localización de las reservas probadas al cierre de 2009, principales 20 países 32

Figura 3 Regiones administrativas para exploración y explotación y su participación de las reservas 1P y

3P de aceite crudo 90

Figura 4 Proceso de maduración para el desarrollo de infraestructura de PEP 111

Figura 5 Cuencas productoras 113

Figura 6 Composición del portafolio de negocios 2010 de PEP 125

Figura 7 Distribución de los recursos prospectivos de México 146


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Presentación

En México, la industria petrolera enfrenta, como principales retos, mantener y aumentar la producción de crudo, alcanzar la restitución total de reservas probadas a partir de 2012 e incrementar aún más la actividad exploratoria

para dar sustento a la actividad productiva de Pemex en el largo plazo. Estos retos fueron plasmados como objetivos centrales en el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 y se han ratificado en la Estrategia Nacional de Energía

aprobada por el H. Congreso de la Unión, en la que se presentan metas concretas para alcanzar la sustentabilidad de la producción de petróleo crudo en nuestro país.

El objetivo de la presente Administración, en materia energética, es llevar a cabo acciones para consolidar un sector seguro, eficiente y sustentable, construyendo bases sólidas sobre las cuales cimentar el desarrollo económico de

nuestro país, en beneficio de los mexicanos de hoy y de las generaciones futuras.

Gracias a las inversiones realizadas durante estos últimos 4 años, se han obtenido importantes descubrimientos de

recursos prospectivos. Sin embargo, para generar los avances requeridos, se requieren nuevas inversiones para la adopción y desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y extracción, que serán primordiales para elevar la

producción y, de esta forma asegurar, un abasto suficiente y oportuno de los insumos necesarios para la elaboración de combustibles.

Las inversiones oportunas, planteadas en proyectos estratégicos, no sólo son fundamentales para el incremento de la producción de crudo, sino también para alcanzar una mayor eficiencia en los procesos sustantivos de producción, así

como una operación ambientalmente sustentable.

De esta forma, se busca garantizar la óptima extracción y utilización del petróleo crudo, una mayor obtención de

ingresos, producto del comercio internacional, la ampliación de la industria nacional de petrolíferos y, en general, el progreso del sector energético a favor del crecimiento económico nacional.

La Secretaría de Energía presenta la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025, como una herramienta que contiene, de manera confiable y condensada, la información más relevante sobre la industria petrolera, como el

panorama internacional y la evolución histórica de la industria nacional, además de proporcionar por primera vez datos prospectivos para un período de 15 años.

José Antonio Meade Kuribreña

Secretario de Energía


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Introducción

La publicación de la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025 se fundamenta en el Artículo 26, Fracción XIV del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, y representa el compromiso de esta institución para

documentar el panorama del sector petrolero mexicano ocurrido en la última década, así como la evolución esperada en los próximos años, con base en la mejor información estimada por Petróleos Mexicanos.

Sin duda, la Reforma Energética de finales de 2008 marcó un precedente en la historia reciente del país, y en

particular en la industria petrolera, concibiendo un marco normativo moderno que ha venido fortaleciendo a las instituciones del sector. A dos años de esa Reforma, la Prospectiva se convierte en el primer ejercicio de planeación que integra una nueva visión hacia el desarrollo del potencial de la industria petrolera de México, que garantice el

suministro de hidrocarburos en forma confiable y oportuna de corto plazo y de las próximas generaciones.

La Prospectiva se integra de cuatro capítulos. El primero describe la situación de la geopolítica internacional del mercado petrolero explicando los niveles de reservas de distintos países y regiones a nivel mundial, así como la oferta

y demanda de este recurso, principalmente con la información actual y las tendencias futuras que estiman diferentes instituciones relacionadas con la investigación del mercado petrolero internacional. Además, se incluye un apartado sobre recursos no convencionales.

En el capítulo dos se presenta un breve resumen de la Reforma Energética y el detalle de la nueva estructura

regulatoria que se ha ido instrumentando a lo largo del último año, por lo que se incluyen los avances derivados de dicha Reforma y el análisis de los ordenamientos e instrumentos jurídicos aplicables a las actividades de la industria

petrolera, particularmente en la exploración y explotación del petróleo, entre los que destacan la conformación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la publicación de su Ley, las modificaciones a la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento, así como las reformas y adiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo

del Petróleo.

El tercer capítulo contiene la evolución histórica de las reservas nacionales de hidrocarburos al 1º de enero de 2010. Es importante advertir que las cifras de reservas probadas son consistentes con las empresas de ingeniería

independientes que auditan las reservas para Petróleos Mexicanos (Pemex), sin embargo, de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaría del artículo 27 constitucional en el Ramo del Petróleo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se encuentra en proceso de revisión de los reportes de reservas, por lo que es posible que

publicaciones posteriores a la prospectiva presenten diferencias respecto a las cifras de reservas probables y posibles, principalmente en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec. Además, presenta el comportamiento que ha

tenido la producción de crudo durante el periodo 1999-2009, desglosando la información en distintos niveles como son el total nacional, regional y por tipo de crudo. Incluye también un apartado que muestra el destino de la producción, así como una sección donde se brindan detalles sobre la infraestructura de la que dispone Pemex

Exploración y Producción (el número de pozos, los kilómetros de ductos, etc.). Al final del capítulo, se despliega un balance nacional de oferta y demanda de petróleo del periodo histórico analizado.


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En el cuarto capítulo se analiza el escenario de planeación de producción de petróleo crudo, incorporación de reservas, perforación de pozos y los niveles de inversión requeridos. Dicho escenario fue presentado por Pemex a la

Secretaría de Energía, y advierte que los resultados están sometidos a la incertidumbre inherente de la industria petrolera. La Prospectiva presenta un escenario de la producción de petróleo, en el que por primera vez se considera un alcance de 15 años y en el que se reconoce el aprovechamiento de las ventajas que otorga la Reforma,

encaminadas a aumentar la capacidad de ejecución de Pemex. Además, el apartado describe la distribución de la producción estimada, de acuerdo con los requerimientos planeados por Pemex Refinación, y considerando la nueva

estrategia de Pemex Petroquímica en el mismo periodo. Asimismo, explica la actividad esperada en el comercio exterior y el balance nacional de petróleo crudo 2010-2025.

Como complemento del documento se anexan: un glosario de términos, los mecanismos de precios y las normas aplicables al sector hidrocarburos, para que el lector cuente con la información más detallada disponible.


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Resumen ejecutivo

El consumo mundial de energía primaria continúa en aumento, el petróleo crudo forma parte esencial de este portafolio energético global, ocupando el primer lugar de la demanda total. La Prospectiva del mercado de petróleo

crudo 2010-2025 presenta la visión de la industria petrolera nacional de frente a la reciente estabilización en la declinación de la producción y la mejora en la tasa de restitución de reservas en nuestro país durante los últimos años.

Los avances en exploración y desarrollo de reservas mediante proyectos de inversión se vieron agravados por la

contracción de la economía, que restringió el financiamiento a nivel mundial y mantiene en incertidumbre el desarrollo de infraestructura de exploración de yacimientos y producción de crudo en algunos países.

Esta Prospectiva parte del panorama mundial para después mostrar la evolución histórica nacional y finalmente expone el escenario esperado de producción de petróleo crudo en México.

Panorama mundial

En 2009 el mercado de petróleo crudo se encontró de frente a una recesión económica mundial y a una alta volatilidad que, a lo largo del año, disminuyó gradualmente. El precio spot por barril de petróleo comenzó el año

alrededor de los 40 dólares por barril (USD/b), y al cierre promedió 60 USD/b, indicando una recuperación gradual de la demanda que abrió la posibilidad de la reactivación de algunos proyectos de inversión de las compañías petroleras.

La participación del petróleo crudo como energía primaria en 2009 se mantuvo como primer lugar con 34.8% del

total mundial; esto significó un ligero incremento después de registrar 34.7% en 2008. La compensación de la demanda energética primaria mundial provino del incremento en otras fuentes de energía como el carbón y el gas natural, mientras que las fuentes renovables se veían limitadas por las restricciones de financiamiento.

A lo largo de 2009, la demanda global de petróleo crudo alcanzó 84,077 miles de barriles diarios (mbd). Esto

representa una disminución de 1.7% respecto 2008 que derivó de la recesión económica mundial. Esta reducción fue resultado del decremento en el consumo de los países miembros de la OCDE, equivalente a 2,026.2 mbd, lo que representa una reducción 32.6% mayor que la registrada el año anterior. A diferencia de 2008, se registró una

contracción de la demanda en prácticamente todas las economías, ya que en 2009 sólo algunos países tales como China, India, Arabia Saudita, Corea del Sur y Brasil, incrementaron su demanda. El resto de las economías emergentes

y países en desarrollo disminuyeron su consumo de petróleo crudo.

El volumen mundial de reservas probadas de petróleo crudo al cierre de 2009, se ubicó en 1,333.1 miles de millones

de barriles (mmmb), lo que representó un aumento marginal de 0.1% respecto del año anterior. Del total mundial de reservas de crudo, el 77.2% se encuentra ubicado en los países pertenecientes a la Organización de Países

Exportadores de Petróleo (OPEP). Los tres países con mayor cantidad de reservas son Arabia Saudita, Venezuela e Irán, que cuentan con una participación mundial de 19.8%, 12.9% y 10.3%, respectivamente. Tan sólo en la región Medio Oriente se localizan el 56.6% de las reservas probadas del mundo.


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Nueve países que incrementaron sus reservas probadas el último año, Brasil, Dinamarca, Arabia Saudita, República del Congo, Australia, China, India e Indonesia, en total adicionaron 1.7 mmmb. El país de mayor reducción de reservas

probadas fue Noruega, que redujo 0.4 mmmb. A nivel global la relación reserva probada producción se ubicó en 45.7 años, nuevamente la reducción de la producción fue la causa del incremento de 3.7 años respecto de lo registrado en 2008.

La oferta mundial de petróleo crudo en 2009 presentó un decremento de 2.6% respecto de 2008, que la ubicó en

79,949 mbd. Esta disminución tuvo su origen principalmente en los recortes de producción de los países de la OPEP, ya que no todos los países productores redujeron su oferta de crudo. Las regiones que lograron aumentar su producción fueron Norteamérica con el incremento de EUA (7.0%), Centro y Sudamérica con los aumentos de Perú,

Colombia y Brasil (21.0%,12.2% y7.1% respectivamente), así como Europa-Eurasia que aumentó su producción regional gracias a los incrementos de Azerbaiyán, Kazajistán, la Federación Rusa y Turkmenistán (13.5%, 8.5%,

1.5% y 0.3% respectivamente). Norteamérica fue la región que reportó el mayor ascenso con 219 mbd resultado de sus actividades productivas en el Golfo de México.

Por el contrario, las regiones que redujeron su producción fueron Medio Oriente, África y Asia Pacífico. El hecho de que la mayoría de los países miembros de la OPEP se encuentren en Medio Oriente incidió sobre la producción de la

región como resultado de los acuerdos de recorte de producción de dicha organización. Por otra parte, la baja demanda de los países de la OCDE como Japón, Nueva Zelanda, Reino Unido, Ucrania, Turquía, Suecia, España, Eslovaquia, la Federación Rusa, Rumania, Portugal, Lituania, Irlanda, Italia, entre otros impactaron sobre los países

productores fuera de la OPEP en África y Asia-Pacífico. La participación de la OPEP de la producción mundial fue de 41.2% que muestra la importancia de esta organización en el mercado petrolero.

Por segundo año consecutivo el comercio internacional de crudo registró una baja, con una disminución de 3.1% se ubicó en 52,930 mbd, respondiendo a la reducción de demanda mundial, en especial de los grandes consumidores. El

uso de aditivos y combustibles sustitutos para la producción del crudo, los cambios en los inventarios y las diferencias generadas por el uso de las medidas y factores de conversión, hacen que los datos de oferta y demanda muestren

ligeras diferencias.

Panorama nacional

Entre los retos que enfrenta la industria petrolera nacional, se encuentra la administración adecuada de la declinación de sus yacimientos productores, que han presentado una tendencia pronunciada a la disminución de su producción.

La intensificación de la actividad exploratoria a su vez tiene como finalidad incrementar el volumen de reservas en todas sus clasificaciones.

Al momento de la publicación de este documento los valores de reservas mostrados son consistentes con los comentarios de las empresas auditoras de las mismas, sin embargo se encuentran en revisión por la Comisión

Nacional de Hidrocarburos (CNH) de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Posteriormente con esta información la Secretaría de Energía dará a conocer

las reservas de hidrocarburos del país con la posibilidad de presentar diferencias respecto a las cifras de reservas probables y posibles mostradas aquí, en particular en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec.


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El volumen de reservas totales en México, al 1° de enero de 2010 se ubicó en 43,074.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuáles el aceite representa 70.8%, compuesto a su vez de 52.5% de

aceite pesado, 35.3% ligero y 12.3% superligero.

Las incorporaciones por descubrimientos de Pemex Exploración y Producción de 2009 alcanzaron 1,745.8 mmbpce,

que representan el mayor volumen de reservas 3P adicionado por exploración desde la adopción de los lineamientos internacionales, logrando obtener una mejora de 17.7% respecto al año anterior.

En cuanto a las reservas probadas se ubicaron en 13,992.1 mmbpce con una composición de 74.5% de aceite, 16.4% de gas seco equivalente, 7.3% de líquidos de planta y 1.8% de condensados. La reserva probada de aceite

está integrada por 62.2% de aceite pesado, 29.0% de crudo ligero y 8.8% de petróleo superligero.

La producción nacional promedio de petróleo crudo se ubicó en 2,602 mbd, que presentó una reducción de 6.8%, como consecuencia de la declinación de la producción en el complejo Cantarell. De la disponibilidad total de crudo del país en 2009, el 52.3% equivalente a 1,362 mbd representa la demanda interna. Este concepto registró un

decremento de 1.1% respecto 2008. El Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó 92.8% de la demanda interna, que mostró un incremento de 48.2 mbd respecto de 2008, derivado de la disminución de disponibilidad de

crudo, variaciones su la calidad y problemas de logística. El crudo destinado a la petroquímica declinó en 25.7%, y en los últimos 10 años la tendencia ha ido a la baja.

La reforma aprobada en materia de hidrocarburos, busca incrementar aún más los montos de inversión que permitan aumentar la producción, así como asegurar que el país cuente con este recurso en futuras generaciones. Con esto

Pemex tendrá un mejor control de sus recursos y una mayor libertad para actuar con oportunidad ante los retos energéticos futuros del país.

Escenario prospectivo

La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2010-2025 presenta un escenario de la producción de petróleo, en el

que por primera vez se considera un alcance de 15 años y en el que se aprovechan las ventajas que otorgó la Reforma de 2008, principalmente en el aumento de la capacidad de ejecución de Pemex.

En este nuevo escenario de planeación 2010-2025 se actualizaron, tanto las premisas para la evaluación de la cartera de proyectos de Pemex Exploración y producción (PEP), como la estructura de costos de la industria.

Además, consideró el comportamiento más actual de la fase de declinación del yacimiento de Cantarell, mismo que influye directamente en la producción a corto plazo, y la nueva estrategia de desarrollo para el proyecto Aceite

terciario del Golfo (ATG), en ambos casos la expectativa es menor, comparada con la última prospectiva publicada.

El portafolio de proyectos de PEP 2010 da origen al escenario de planeación de la Prospectiva y se compone de un

total de 80 proyectos, que en términos de la inversión promedio anual requiere un monto de 312.6 mil millones de pesos en el periodo 2010-2025. En este escenario se obtiene un nivel de producción de aceite de 3,010 miles de

barriles diarios (mbd) en promedio para el periodo 2010-2025 y de 3,315 mbd al final del periodo. Además, los proyectos de exploración permitirán incorporar reservas 3P de hidrocarburos por 1,877 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en promedio anual durante el periodo, reconociendo el riesgo geológico y la


20

incertidumbre asociada a cada localización, manteniendo la exploración en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas.

En cuanto a los pozos totales a perforar, la actividad estimada será intensa en todo el periodo, ya que para desarrollar los proyectos de exploración y explotación se requerirá de una perforación sin precedentes en la historia del país, tan

sólo entre 2010 y 2025 se estima un acumulado de 24,190 pozos.

Por el lado de la distribución del crudo, se estiman mayores cantidades de crudo a proceso en territorio nacional, dadas las expansiones por la reconfiguración de la refinería en Minatitlán, y el inicio de operación de nueva capacidad de refinación esperada para 2015 en Tula. Cabe señalar que en el escenario México se mantiene como exportador

neto y no se contemplan importaciones de crudo pesado, dado que la calidad de las mezclas a proceso del SNR está garantizada todo el periodo de análisis, y los saldos remanentes para exportación se comercializarán en el mercado

internacional.

Es importante destacar que el escenario prospectivo presentado en el documento es congruente con la Estrategia

Nacional de Energía entregada por el Presidente Lic. Felipe Calderón Hinojosa al Congreso de la Unión en febrero de 2010 y que fue ratificada el 14 de abril del mismo año.


21

Panorama Internacional del mercado petrolero

En este capítulo se presenta un breve análisis del mercado mundial de petróleo crudo en la última década. Desde la aportación del petróleo al consumo de energía primaria, la evolución de las

reservas, la producción, la demanda y el comercio internacional. Finalmente se presenta la prospectiva mundial de petróleo crudo y se describe la importancia y participación de las fuentes

no convencionales de crudo.

En 2009, el consumo mundial de energía primaria declinó por primera vez desde 1982. Gran parte

de esta reducción provino de la disminución de la demanda de los países miembros de la OCDE, así como del territorio que anteriormente integraba la Unión Soviética1. Al ser una de las energías

primarias de mayor consumo, el consumo mundial de petróleo crudo declinó como consecuencia de la contracción económica reflejada directamente en la demanda energética mundial. En los países pertenecientes a la OCDE la contracción de la demanda energética fue proporcionalmente

mayor que la reducción del producto interno bruto.

El mercado internacional de crudo experimentó diferentes etapas después de iniciada la crisis. En primera instancia, la recesión económica global afectó el desarrollo de proyectos al reducir las inversiones en exploración. Posteriormente, a finales de 2009, se percibieron los primeros indicios

de recuperación de la economía mundial2.

Desde el último trimestre de 2008 y a lo largo de 2009, la volatilidad fue un factor determinante en el comportamiento del mercado. Así, a principios de 2009 el precio del petróleo crudo se ubicó alrededor de los 40 dólares por barril (USD/b), finalizando en un rango entre los 70 y 80 USD/b.

El precio promedio anual se ubicó alrededor de 60 USD/b. Este comportamiento creciente a lo largo de 2009, se debió a diversos factores, tales como los recortes sostenidos en la producción de

los países pertenecientes a la OPEP, así como mejores expectativas de la economía internacional.

1 BP Statistical Review of World Energy, June 2010. 2 Panorama 2010, The oil context and trends in 2009. Institut Francais du Pétrole, Francia.

CAPÍTULO UNO


22

La demanda mundial de petróleo crudo en 2009 tuvo una caída de 1.7% respecto de 2008. Fue en los países de la OCDE donde se concentró la reducción de consumo, con una disminución de 4.8%. En Estados Unidos de América

(EUA) por ejemplo, después de presentar la más larga de sus 10 recesiones desde 1947, el recorte en la demanda fue de 4.9% resultado de la declinación de 2.4% del PIB3 y en los países de Eurasia de 4.0%. Por el contrario, las economías en desarrollo, como es el caso de Centro y Sudamérica, registraron una disminución de 0.8%, y las

regiones de Medio Oriente, África y Asia-Pacífico observaron aumentos de 3.8%, 1.1% y 1.0% en su demanda respectivamente. Esta situación favoreció en gran medida el comportamiento intermitente de los precios del crudo el

primer semestre de 2009 y los incrementos graduales durante la segunda mitad del año.

La tendencia global hacia la reducción de emisiones y la eficiencia energética, ha impulsado cambios en la operación

y perspectiva de negocio de las principales compañías petroleras, también ha promovido nuevas políticas energéticas de los gobiernos, con especial énfasis en aquellos con altos regímenes de consumo de energía. Entre las acciones más

importantes emprendidas por las empresas petroleras para alcanzar esta meta, se encuentran: la reducción en el consumo de energía en actividades de exploración, explotación y, de mayor importancia por su consumo energético, las operaciones de refinación y petroquímica; la aplicación de esquemas de cogeneración en refinerías maximizando

las eficiencias térmicas y reduciendo la cantidad de emisión de gases a la atmósfera; la eliminación de fugas de metano y reducción gradual de la combustión en sitio del gas natural asociado a la producción de crudo; así como la

captura del dióxido de carbono (CO2) en yacimientos de gas y petróleo agotados y depósitos salinos. Todos estos esfuerzos tendrán incidencia en la caracterización de la demanda de petróleo por lo que las empresas organizaciones y gobiernos trabajan en la elaboración de planes y proyecciones que den sustentabilidad y un grado aceptable de

estabilidad al mercado petrolero.

1.1 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria

La participación del petróleo en el consumo mundial de energía primaria se ha mantenido a la baja con una tasa de reducción promedio de 1.1% a lo largo del período 1999-2009. Aunque el consumo mundial de crudo registró un incremento de 10.2% en la última década. Sin embargo, en 2009 se presentó una disminución histórica de la

demanda, que acentúa la tendencia declinante surgida en 2008 a raíz de la recesión económica.

El consumo de energía primaria mundial registró un crecimiento anual promedio de 2.1% para el período 1999-2009. En el caso del petróleo, esta tasa alcanzó 1.0% que en contrasta con la registrada por el carbón de 4.4%, esta sustitución de energéticos se complementa con el uso de gas natural y la hidroelectricidad que registraron tasas de

2.4% y 2.2% respectivamente, mientras que la energía nuclear registró la tasa de crecimiento más baja con 0.7%.

En cuanto a la participación de los diferentes tipos de energía primaria al consumo mundial en 2009, en primer lugar se ubica al petróleo con 34.8%, seguido del carbón con 29.4% que ha mostrado una tendencia creciente a lo largo del período, posteriormente el gas natural aportó 23.8% y por último la hidroelectricidad y la energía nuclear que

participaron con 6.6% y 5.5%, respectivamente (véase gráfica 1).

3 Fuente: International Energy Outlook 2010, Energy Information Administration, Department of Energy, EUA.


23

Gráfica 1 Consumo mundial de energía primaria, 1999-2009

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.

En 2009, el consumo mundial de energía primaria fue de 11,164.3 millones de toneladas de petróleo equivalente (Mtpce), esto representó una reducción de 1.3% respecto de 2008. En Norteamérica, la mayor contracción de la

demanda se ubicó en EUA que dejó de consumir 5.2% mientras que Canadá y México disminuyeron su consumo 4.8% y 2.0% respectivamente. Centro y Sudamérica también registraron una reducción de 1.1%, el mayor

decremento en la región lo registró Brasil con 0.6% equivalente a 2.1 Mtpce.

Por su parte en Europa y Eurasia prácticamente todos los países registraron disminuciones con excepción de Islandia,

Uzbequistán y Suiza que no mostraron cambio en su consumo y Turkmenistán que reportó un incremento marginal de 3.3%. Cabe destacar que las más grandes reducciones en esas regiones aparecen en tres países, encabezando los

decrementos la Federación Rusa con 6.7%, seguido de Alemania y Ucrania con 6.6% y 15.1%, respectivamente. Así, Europa y Eurasia representan la mayor declinación del consumo a nivel mundial con 6.3% respecto de 2008. África presentó una reducción de 1.4% donde Sudáfrica registró una demanda 3.3% menor que el año pasado y sólo

Argelia y Egipto incrementaron sus consumos 5.6% y 3.2%, respectivamente.

La región de Medio Oriente registró un aumento de 3.7% en su consumo en el último año, destacando Irán con 4.9% y Arabia Saudita con 4.3%, por el contrario los Emiratos Árabes Unidos registraron una reducción de 2.0%. De todas las regiones del mundo, Asia Pacífico es la que registró el mayor incremento en el consumo de energía primaria,

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Petróleo Gas Natural Carbón Nuclear Hidroelectricidad


24

donde gran parte se origina en China y la India con un aumentos de 8.4% y 6.3% respectivamente. Esto como resultado del dinamismo de sus economías. Japón en contraste, reportó una disminución importante de su demanda

de energía primaria de 8.8% respecto de 2008. Las economías emergentes siguen creciendo, mostrando un menor impacto de la crisis económica mundial mientras que los países desarrollados se han visto afectados en mayor medida reflejándose en su consumo energético4.

1.2 Consumo mundial de petróleo crudo, 1999-2009

Históricamente el consumo mundial de petróleo crudo ha crecido de manera gradual, con variaciones importantes en

la década de los 70 e inicios de los años 80, a partir de 1983 y hasta 2007 su comportamiento fue casi lineal. A partir de 2008, se presentó una reducción en el consumo, como resultado de una aguda crisis financiera. Para 2009 el consumo mundial siguió disminuyendo hasta alcanzar 84,077.0 miles de barriles diarios (mbd), lo que significa

que se dejaron de consumir 1,162.3 mbd equivalente a 1.7% respecto del año anterior, ubicándose en un nivel menor al registrado en 2006 (véase gráfica 2).

Gráfica 2 Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, 1999-2009

(miles de barriles diarios)

Fuente: BP Statistical review of world energy, junio 2010.

China registró una demanda de crudo de 8,625.2 mbd a lo largo de 2009, lo que representó un incremento de 6.7% con relación a 20085. En cuanto a la India, su consumo se incrementó 3.6% en el último año totalizando 3,182.8

4 Fuente: World Economic Outlook, abril 2010. Fondo Monetario Internacional. 5 Los porcentajes de variación mostrados en esta prospectiva se calcularon con los datos de consumo en miles de barriles diarios y pueden

diferir de los publicados en BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.

19,519 19,701 19,649 19,761 20,033 20,732 20,802 20,687 20,680 19,498 18,686

4,477 4,772 4,872 5,288 5,803 6,772 6,984 7,410 7,771 8,086 8,6255,598 5,557 5,422 5,347 5,440 5,269 5,343 5,213 5,039 4,846 4,3962,134 2,254 2,284 2,374 2,420

2,573 2,569 2,580 2,838 3,071 3,183

14,814 14,692 14,861 14,797 14,868 15,032 15,204 15,260 14,926 14,775 14,143

29,107 29,451 29,944 30,378 30,86031,884 32,610 33,216 34,365 34,962 35,043

75,648 76,428 77,032 77,945 79,42482,261 83,513 84,367 85,619 85,239 84,077

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Resto del

mundo

Unión

EuropeaIndiaJapónChinaEUAPaís / Región

tmca -0.4 6.8 -2.4 4.1 -0.5 1.9

tmca mundial =1.1


25

mbd. Por su parte los países integrantes de la OCDE continuaron disminuyendo su consumo de manera significativa (4.8%), alcanzando 45,327.2 mbd que equivalen a 53.4% del total mundial en 2009. La reducción de demanda en

la OCDE fue de 2,026.2 mbd, equivalente a dos veces el incremento de los países con economías emergentes (PEE) (1,013.7 mbd). Así, los PEE alcanzaron 34,784.9 mbd, es decir, 41.9% de la demanda global. Al cierre de 2009, el país de mayor demanda de crudo fue EUA, que resintió la crisis financiera con una reducción de 4.2% en su

consumo para totalizar 18,686.2 mbd (véase cuadro 1).

Cuadro 1

Principales consumidores de crudo, 2008-2009 (miles de barriles diarios)

Nota: La diferencia entre el consumo y la producción mundial se debe a cambios en los inventarios, el consumo de aditivos no petroleros y

combustibles sustitutos y a las disparidades inevitables en la definición, medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de

crudo.

Fuente: BP statistical review of world energy, Junio 2010.

China, Japón, India y la Federación Rusa, mantuvieron sus posiciones respecto a 2008, sin embargo Alemania pasó del sexto al séptimo lugar debido a que el consumo en Arabia Saudita aumentó 9.4% alcanzando 2,614.2 mbd,

siendo mayor en 192.6 mbd que la demanda de Alemania. México registró una disminución de 3.2% en el último año situándolo en el onceavo lugar con una demanda de 1,944.5 mbd. Algunas regiones del mundo se han caracterizado por su intensivo consumo energético basado en el petróleo crudo. Norteamérica, Asia-Pacífico, Europa

y Eurasia mantuvieron en promedio un nivel de demanda cercana a cinco veces la demanda integrada por las regiones de Medio Oriente, África, Centro y Sudamérica durante los últimos 10 años (véase gráfica 3).

Posición al

2009 País 2008 2009

Variación %

2008-2009

1 EUA 19,498 18,686 -4.2

2 China 8,086 8,625 6.7

3 Japón 4,846 4,396 -9.3

4 India 3,071 3,183 3.6

5 Federación Rusa 2,817 2,695 -4.3

6 Arabia Saudita 2,390 2,614 9.4

7 Alemania 2,517 2,422 -3.8

8 Brasil 2,397 2,405 0.3

9 Corea del Sur 2,287 2,327 1.7

10 Canadá 2,287 2,195 -4.0

11 México 2,010 1,945 -3.2

12 Francia 1,902 1,833 -3.6

13 Irán 1,761 1,741 -1.2

14 Reino Unido 1,681 1,611 -4.2

15 Italia 1,680 1,580 -6.0


26

Gráfica 3 Demanda de petróleo crudo por región, 1999-2009


Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio 2010.

La continua reducción de la demanda de crudo en EUA desde 2006 ha sido la principal causa de la tendencia de

reducción de este rubro en Norteamérica, dejando de ser la región de mayor demanda de petróleo crudo en el mundo. A partir de 2007 la demanda de la región Asia-Pacífico ha encabezado dicho consumo derivado del constante

crecimiento económico de países como China y la India en la última década. Por su parte, Europa y Eurasia registraron una reducción de 0.2% en promedio anual en su demanda de crudo para el período 1999-2009. Esto refleja las políticas ambientales y de desarrollo sustentable, pero principalmente su bajo crecimiento económico, que

en Europa fue de 1.0% en 2008 y -4.0% en 20096. En el caso de la región integrada por los países de la ex Unión Soviética7 la reducción fue de -6.6% en 2009.

En cuanto a las regiones de América del Sur y Centroamérica su demanda de petróleo presentó una tasa de crecimiento promedio anual de 1.4% en la última década, sin embargo en 2009 registró un retroceso de 0.8%

ubicándose en 5,652.8 mbd. Esta región se ubica por encima de África que es la región de menor demanda con 3,082.4 mbd.

6 Los datos de PIB de las regiones mencionadas fueron tomadas del World Economic Outlook 2010, publicado por el Fondo Monetario

Internacional. 7 En diversas publicaciones se identifica ese grupo de países como la Comunidad de Estados Independientes (Commonwealth of

Independent States) sin embargo el número de miembros ha cambiado continuamente y en la actualidad sólo está conformada de 11

repúblicas. Cuando se reportan datos referenciados a los integrantes de la Ex Unión Soviética se integran los resultados de los 15 países ó

repúblicas (Former Soviet Union ó FSU por sus siglas en inglés). Cuando se hace mención a la Federación Rusa, se habla exclusivamente de

Rusia.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Norteamérica Centro y Sudamérica Europa y Eurasia

Medio Oriente Africa Asia Pacífico


27

En general las grandes economías presentaron disminuciones en la demanda de petróleo y las economías emergentes incrementaron el consumo en su mayoría, lo cual ayudó a mantener estable el mercado y sus precios a lo largo de

2009.

1.3 Reservas mundiales, 1999-2009

El nivel de reservas de petróleo crudo existentes en el mundo es de gran importancia para la planeación del desarrollo y las actividades económicas de los países. La distribución geográfica de éstas no es uniforme y sus volúmenes

cambian constantemente por el descubrimiento y la producción del recurso. Su evolución trasciende a los ámbitos de seguridad energética y geopolítica, siendo para algunos países un tema que encabeza las agendas de las relaciones internacionales.

1.3.1 Reservas probadas

A mayores precios del crudo, muchos proyectos costosos de recuperación de reservas se vuelven económicamente viables incrementando así las reservas probadas. Al final del 2008, la incertidumbre en los mercados, la presión

geopolítica en el Medio Oriente y la volatilidad de los precios del petróleo, se reflejaron en una disminución de las reservas probadas por la desaceleración de las economías de los países industrializados y en la caída que

experimentaron los precios del crudo, haciendo menos rentable las inversiones en el sector petrolero. Cuando los precios son bajos, las inversiones en exploración, descubrimientos, recuperación primaria y secundaria tienden a disminuir y por consecuencia las reservas se reducen. En cambio, cuando existe contracción de la demanda, las

reservas tienden a mantenerse ó, en algunos casos, incrementarse por efectos de la reducción de producción, así esta combinación de factores en 2009 presentó cambios en las reservas probadas de las diversas regiones (véase figura 1

y gráfica 4).


28

Figura 1 Reservas probadas de petróleo por región, 2009

(miles de millones de barriles)


Gráfica 4

Participación por región de las reservas probadas mundiales, 1999 y 2009

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.

En 2009 las reservas probadas mundiales alcanzaron 1,333.1 miles de millones de barriles (mmmb) que representa un incremento marginal de 0.1% sobre las estimaciones de 20088. En los últimos diez años el mayor volumen de

reservas probadas se ha localizado en la región de Medio Oriente que en 2009 reportó 754.2 mmmb equivalente 56.6%.

8 Los datos del BP Statistical Review of World Energy de Junio 2009, registraron un volumen de 1,257.9 mmmb. En la publicación de junio

de 2010 cambió a 1,332.4 mmmb para las reservas probadas de 2008.

42.273.3

198.9

127.7

136.9

754.2

Asia Pacífico4%

Norteamérica

6%Centro y

Sudamérica9%

África

8%

Europa y

Eurasia10%

Medio

Oriente63%

1999

Asia Pacífico3%

Norteamérica5%

Centro y

Sudamérica15%

África

10%Europa y

Eurasia10%

Medio Oriente

57%

2009

Total

1,085.6 mmmb

Total

1,333.1 mmmb


29

En términos de volumen la región de Medio Oriente logró un aumento de 0.1% respecto de 2008 y 10.0% en el período de estudio. El aumento registrado el último año en esta región deriva del incremento de 0.2% en las reservas

de Arabia Saudita cuya aportación alcanzó 35.1% del total regional equivalente a 19.8% del total mundial. Por su parte Irán, Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes tuvieron una participación en la región de 18.2%, 15.2%, 13.5% y 13.0% respectivamente y en suma estos cuatro países aportan 33.9% al total de reservas mundiales, de esta forma

con la aportación de Arabia Saudita alcanzan 53.7% mostrando un gran potencial de producción. En el período 1999-2009 Medio Oriente muestra un crecimiento en sus reservas de 1.0% en promedio anual, donde destacan

Qatar, Irán y Yemen con tasas de crecimiento de 7.4%, 4.0% y 3.7% respectivamente. Arabia Saudita cuenta con el mayor volumen en la región, sin embargo presenta una tasa media de reducción anual de 0.1% en el mismo período.

Todos los países mencionados, con excepción de Yemen, forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)9 que como organización registraron una participación mundial de 77.2%. En su mayoría estos

países registran altas relaciones reserva-producción (R/P) que en algunos casos son superiores a 100 años, de esta forma la OPEP alcanzó una R/P de 85.3 años. En contraste los países que integran la OCDE aportan 6.8% al total de reservas probadas del mundo con una relación R/P de 13.5 años (véase cuadro 2).

Otras regiones que incrementaron sus reservas en el último año fueron Asia Pacífico (1.1%) y África (0.2%)

alcanzando 42.2 y 127.7 mmmb respectivamente. El incremento en Asia tuvo su origen principalmente en Indonesia con 17.5%. En Australia, India y China se registraron aumentos marginales y Vietnam registró una reducción de 4.9%. Asia Pacífico fue la región de menor participación mundial con 3.2%, donde China aportó

35.2% del total regional, seguido de India y Malasia con 13.8% y 13.1% respectivamente.

África registró una participación mundial de 9.6%, donde Libia participa en esta región con 34.7%, seguida de Nigeria con 29.1% y Angola con 10.6%, estos tres países aportan 7.1% sobre el total mundial de reservas probadas. Libia y Nigeria cuentan con el mayor volumen de reservas probadas y muestran, para los últimos 10 años,

crecimientos anuales promedio de 4.1% y 2.5% respectivamente. Sin embargo países como Sudán, Guinea Ecuatorial y Angola registraron incorporaciones de reservas a tasas de crecimiento anuales de 38.3%, 11.9% y

10.3% en el mismo período. De esta forma, África alcanzó una tasa de crecimiento de 4.2% anual en sus reservas de crudo.

9 A la fecha de publicación de esta prospectiva, la OPEC por sus siglas en Inglés, la integran los siguientes países: Angola, Argelia, Arabia

Saudita, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Irán, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela. En enero de 2009 Indonesia suspendió su

membrecía de manera definitiva.


30

Cuadro 2 Reservas probadas al cierre de 2009. Principales países

-producción (R/P) para estos países es mayor a 100 años.

* Incluye líquidos de planta y condensados.


Norteamérica como región participa con 5.5% del total mundial integrado por 45.3% de Canadá, 38.8% EUA y 16.0% de México. En la última década, Canadá registró incorporaciones en reservas probadas con una tasa de crecimiento anual de 6.1%, mientras que EUA presentó una ligera baja de 0.4% en el mismo período, cabe

mencionar que éste país cuenta con la mayor reserva estratégica10 en el mundo. En el caso de México, las reservas probadas muestran una disminución a una tasa promedio anual de 5.9% en el período 1999-2009, derivada de una

alta producción y una baja tasa de restitución de reservas.

10 EUA así como los países importadores netos de crudo requieren de inventarios de crudo de al menos 90 días de las importaciones netas

del año anterior, de modo que el gobierno tenga el control sobre estos inventarios en caso de emergencia. Al 27 de diciembre de 2009 ésta

reserva alcanzó un volumen de 726.6 millones de barriles (mmb). Los países exentos de esta medida son Canadá, Dinamarca, Noruega y el

Reino Unido. Fuente: Strategic Petroleum Reserve Inventory, http://www.spr.doe.gov/dir/dir.html

Lugar PaísMiles de millones

de barriles % del Total

Relación R/P

(años)

1 Arabia Saudita 264.6 19.8 74.6

2 Venezuela 172.3 12.9 100.0

3 Irán 137.6 10.3 89.4

4 Irak 115.0 8.6 100.0

5 Kuwait 101.5 7.6 100.0

6 Emiratos Árabes Unidos 97.8 7.3 100.0

7 Federación Rusa 74.2 5.6 20.3

8 Libia 44.3 3.3 73.4

9 Kazajstán 39.8 3.0 64.9

10 Nigeria 37.2 2.8 49.5

11 Canadá 33.2 2.5 28.3

12 EUA 28.4 2.1 10.8

13 Qatar 26.8 2.0 54.7

14 China 14.8 1.1 10.7

15 Angola 13.5 1.0 20.7

16 Brasil 12.9 1.0 17.4

17 Argelia 12.2 0.9 18.5

18 México * 11.7 0.9 10.8

19 Noruega 7.1 0.5 8.3

20 Azerbaiyán 7.0 0.5 18.6

Total mundial 1,333.1 100.0 45.7

Países miembros de la OCDE 90.8 6.8 13.5

Países miembros de la OPEP 1,029.4 77.2 85.3

>

>

>

>


31

La participación al total de reservas mundiales de la región Centro y Sudamérica, alcanzó 14.9% integrada principalmente por Venezuela con 86.6% de participación regional equivalente a 12.9% sobre el total mundial. Por

su parte Brasil, Ecuador y Argentina registraron una aportación de 6.5%, 3.3% y 1.3% a su región. La aportación equivalente de estos tres países sobre el global de reservas es de 1.6% y sumado a la participación de Venezuela, que también es miembro de la OPEP, alcanzan 14.6%. En esta región Brasil y Venezuela presentaron tasas de

crecimiento notables en sus reservas probadas de 4.7% y 8.4%, respectivamente.

Por su parte la región integrada por Europa y Eurasia registraron 10.3% de participación mundial, donde los países de la Federación Rusa aportan regionalmente 54.2% equivalente a 5.6% sobre el total de reservas probadas del mundo. Destaca también la participación de Kazajstán con 29.1%. Noruega y Azerbaiyán registraron en el mismo rubro

5.2% y 5.1%, respectivamente.

Esta región registró una reducción de 0.4 mmmb en relación a 2008 situando sus reservas en 136.9 mmmb, donde a pesar del incremento de reservas de Dinamarca (13.2%) las reducciones en volumen de Noruega y la Federación Rusa muestran un balance negativo en la región. El mayor crecimiento de reservas lo registró Azerbaiyán con una

tasa media anual de 19.5% de 1999 a 2009, la Federación Rusa y Kazajstán registraron en el mismo período tasas de crecimiento anual promedio de 2.3% y 4.8%, respectivamente.

Noruega e Italia registraron las disminuciones más importantes de ésta región siendo 5.5% y 3.5% menores respecto a lo registrado en 2008. De esta manera la región presenta una reducción marginal de 0.3% respecto del año

anterior aunque en la última década muestra una tasa de crecimiento de 2.4% en promedio anual.

En África sólo Egipto reportó un aumento en sus reservas probadas de 4.8%, el resto de los países no presentaron variaciones. En Europa y Eurasia los mayores volúmenes se registraron en la Federación Rusa y Kazajstán con 74.2 y 39.8 mmmb (véase figura 2).


32

Figura 2 Localización de las reservas probadas al cierre de 2009, principales 20 países


En el análisis por país Arabia Saudita encabeza la lista de reservas probadas con 265.6 mmmb alcanzado una relación reserva-producción (R/P) de 74.6 años, el incremento de ésta relación obedece directamente a los recortes de

producción derivados de la contracción en la demanda mundial. Posteriormente Venezuela ocupa el segundo lugar en reservas con 172.3 mmmb11.

En 2009 los cambios más significativos se presentaron en Venezuela y Canadá que pasaron del quinto al segundo lugar y del doceavo al onceavo respectivamente. Para Canadá el retomar los proyectos de producción de crudos no

convencionales y la estabilización del precio internacional en un nivel adecuado para sus tecnologías de producción le permitió alcanzar ese nivel de reservas (véase cuadro 2 y figura 2).

11 El volumen de reservas de Venezuela al cierre de 2009 reportado por BP Statistical review of world energy de Junio de 2010, no registra

variación respecto a 2008 con 172.3 mmmb, sin embargo la OPEP reporta un volumen de 211,2 mmmb para 2009 en su publicación

Annual Statistical Bulletin 2009.

1

4 - Iraq

2 - Venezuela

5 - Kuwait

6 Emiratos Árabes Unidos

8

15 - Angola

3

7 - Federación Rusa

9 - Kazajstán

10

12 E.U.A.

11 - Canadá

13 - Qatar

14 - China

16 - Brasil

1 7

17 - Argelia

8 - Libia

10 - Nigeria

1 Arabia

Saudita

18 - México

19 - Noruega

20 - Azerbaiyán3 - Irán

Países miembros de la OCDE Países miembros de la OPEP


33

1.3.2 Restitución de reservas

La restitución de las reservas de petróleo crudo está directamente relacionada con las inversiones en las actividades

de exploración. En 2008 los precios del crudo incentivaron a las principales compañías a incrementar sus gastos en exploración y producción obteniendo una mayor producción de yacimientos donde la extracción fue más cara, pero

viable para esa coyuntura. De esta manera el incremento promedio en inversión para exploración y producción de las principales compañías petroleras en 2008 respecto de 2007 alcanzó 35.2%. Sin embargo, después del colapso financiero mundial en la segunda mitad de ese año, la contracción económica global marcó una brusca caída del

precio internacional del crudo de más de 110 USD/b12, que para 2009 causó en estas compañías una reducción de sus inversiones de 14.9% en promedio sobre sus actividades de exploración y producción (véase cuadro 3).

Cuadro 3 Gastos totales en exploración y producción de las principales empresas petroleras, 1999 -2009

(millones de dólares)

Fuente: Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP.

Siempre que los precios del petróleo y las expectativas de mediano y largo plazo de los mismos permanecen altos, los

proyectos de inversión en exploración resultan atractivos para las compañías petroleras por su rentabilidad. En este sentido, las inversiones en 2008 se ven justificadas por los altos precios del crudo registrados en el primer semestre de ese año que incentivaron la producción y la alta inversión en incorporaciones (exploración) con el consecuente

incremento de su tasa de restitución de reservas.

Para 2009, las inversiones a nivel mundial en exploración y producción disminuyeron alrededor de 16% con lo que alcanzaron cerca de $406 mil millones de dólares, siendo aproximadamente $80 mil millones de dólares menos que lo registrado en 2008. Para 2010 se espera que dichas inversiones permanezcan estables o incrementen

marginalmente y que se restablezcan las actividades productivas13.

12 Diferencia de precios spot del WTI (FOB) entre el máximo alcanzado el 14 de julio de 2008 de 145.16 USD/b al mínimo de 30.28

USD/b en 23 de diciembre 2008. DOE EUA. 13 Fuente: Activities and markets in exploration-production. Panorama 2010. Institut Français du Petrole.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

BP 7,345 11,171 13,200 13,321 13,986 16,651 14,149 17,231 20,641 30,700 20,309 10.7

Exploración y producción 4,194 6,383 8,627 9,266 9,658 11,412 10,398 13,252 14,207 22,227 14,896 13.5

Exxon Mobile 13,307 11,168 12,311 13,955 15,525 14,885 17,699 19,855 20,853 26,143 27,092 7.4


Total 9,049 7,677 9,506 9,191 8,740 10,812 13,928 14,882 16,064 20,062 18,619 7.5


Royal Dutch/Shell 7,409 6,209 9,598 22,362 12,252 13,566 15,916 23,096 24,105 35,112 27,594 14.1


Chevron 10,137 9,520 12,028 9,255 7,363 8,315 11,063 16,611 20,026 22,775 22,237 8.2


Total de capital 47,247 45,745 56,643 68,084 57,866 64,229 72,755 90,695 101,689 134,792 115,851 9.4

Total Exploración y producción 29,516 28,559 38,165 45,507 41,446 45,843 54,206 70,242 76,246 103,112 87,730 11.5


34

La estabilidad del precio del crudo será la clave para el desarrollo de proyectos de exploración y explotación, ya que éstos pueden quedar fuera si se llega a precios por debajo de los 30 dólares por barril14, en especial aquellos de

producción no convencional, como los bitúmenes.

Algunos países lograron incrementar sus reservas en 2009, la mayoría de estos se encuentran en la región de Asia

Pacífico donde Indonesia registró un incremento de 655.6 millones de barriles (mmb). Los demás países son Arabia Saudita con 527.0 mmb, Egipto con 200.0 mmb, Dinamarca con 106.9 mmb, Brasil con 55.5 mmb, Australia con

23.5 mmb, India con 22.6 mmb y China con 15.0 mmb entre otros (véase gráfica 5).

Gráfica 5

Variación de las reservas probadas en países seleccionados, 2008-2009 (miles de millones de barriles)

* Incluye líquidos de planta y condensados


Cinco países reportaron una reducción de sus reservas probadas, Noruega presentó la reducción más importante del año al disminuir 413.1 mmb, Vietnam que en 2008 logró incrementar 1.3 mmmb ubicándolo en el primer lugar de

incorporaciones en el mundo, para este año registró una reducción de 230.0 mmb. México registró una disminución de 173.5 mmb. Por su parte la Federación Rusa e Italia cierran este grupo con reducciones de 73.5 mmb y 34.4

mmb respectivamente. El resto de países del mundo no registraron cambios en sus reservas que en muchos de los casos se debió a su baja demanda.

14 El costo mínimo de producción de crudo por recuperación mejorada es de 30 USD/b, sólo estando por debajo las tecnologías de

extracción convencionales, para el caso de los bitúmenes el costo oscila entre 32 y 68 USD/b y los esquistos entre 52 y 113 USD/b. World

Energy Outlook 2009. IEA

-0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0.0 0.2 0.4 0.6 0.8

Noruega

Vietnam

México*

Federación Rusa

Italia

China

India

Australia

Brasil

Dinamarca

Egipto

Arabia Saudita

Indonesia


35

1.3.3 Relación reserva-producción

La relación reserva-producción (R/P) representa los años que tardarían en agotarse las reservas probadas si se

mantiene un ritmo de producción determinado. Para su cálculo, ambos factores, producción y reservas, deben determinarse para un mismo punto en el tiempo. Según la distribución mundial de reservas, los países de la OPEP

cuentan en su mayoría con relaciones R/P muy altas, y en algunos países incluso mayores a 100 años, como Irak y Venezuela, seguidos de Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos que en 2008 registraron una R/P de 99.6 y 89.7 años respectivamente y que en 2009 alcanzaron más de 100 años debido a recortes de producción. Por su parte, Arabia

Saudita alcanzó 74.6 años después de haber reportado 66.5 años en 2008. Otros países con altas relaciones R/P son: Irán (89.4 años), Kazajstán (64.9 años), Libia (73.4 años), Qatar (54.7 años) y Nigeria (49.5 años). A nivel

mundial la relación R/P alcanzó 45.7 años (véase gráfica 6) que es 3.7 años mayor que la registrada en 2008.

Gráfica 6 Relación reserva probada-producción por región 2009

(años)


La región que presenta una mayor relación R/P en 2009 es Medio Oriente con 84.8 años y posteriormente Centro y Sudamérica registraron 80.6 años. Sin embargo hay que señalar que la producción de Medio Oriente es 3.6 veces la

producción de Centro y Sudamérica por lo que si tomamos la región de mayor producción, que en este caso coincide con la de mayores reservas, para el cálculo de la relación R/P en cada región se puede visualizar la proporción de las

reservas en cada región (véase gráfica 6). Por su parte la OPEP y la OCDE reportaron relaciones R/P de 85.3 y 13.5 años respectivamente con lo que se muestra un incremento de 14.2 años para la OPEP resultado directo de sus recortes de producción en 2009.

14.4 15.0

21.2

36.0

80.6

84.8

Promedio Mundial45.7

Promedio OPEP85.3

Promedio OCDE13.5

4.78.2

15.4 14.4

22.4

84.8

Asia Pacífico Norteamérica Europa y Eurasia África Centro y Sudamérica Medio Oriente

Relación R/P resultante de utilizar las reservas de cada región entre la producción

de Medio Oriente (la región de mayor producción a nivel mundial)


36

1.4 Producción mundial

Después de los fuertes cambios registrados en los mercados energéticos en 2008 encabezados por el petróleo crudo,

así como el valor máximo alcanzado del precio internacional de este energético en la tendencia alcista desde 2003, las empresas petroleras tuvieron oportunidad de expandir sus proyectos de exploración y producción con la

posibilidad de incrementar sus reservas probadas, su producción y sus ingresos. Sin embargo, con el abrupto cambio de condiciones derivadas de la contracción económica mundial, la demanda se desvió de las expectativas de crecimiento, que agravadas por la fluctuación de los mercados financieros arrastraron al principal mercado de energía

primaria del mundo, el petróleo. En este contexto, las compañías petroleras tomaron medidas para adecuarse a las nuevas condiciones del mercado, especialmente el precio, que en diciembre de 2008 alcanzó 30.28 USD/b15. En

2009 el mercado comenzó a recuperarse bajo condiciones de alta incertidumbre y baja demanda, en el que los proyectos de exploración fueron suspendidos y los de explotación de fuentes no convencionales fueron pospuestos hasta que los precios alcanzaran un nivel aceptable.

Bajo esta perspectiva, la OPEP propuso un recorte en su producción de 4.2 millones de barriles diarios (mmbd)16

sobre la cuota vigente al momento de emitir la propuesta17 de 29,045 mbd18 y que entraría en vigor el 1 de enero de 2009 con el objetivo de balancear el mercado de crudo y nivelar los precios. Aunque no se alcanzó esa meta, todos los países de dicha organización participaron con un recorte en sus cuotas de producción ocasionando 74.6% de la

reducción de producción mundial. Cabe mencionar que aunque no todos los países productores del mundo disminuyeron su producción, el resultado anual global fue una contracción de 2.6% sobre la producción de crudo19

respecto de 2008, ubicándose en 79,948.9 mbd. De esta manera, se dejaron de consumir 2,046.8 mbd representados en la suma de los recortes por 3,339.6 mbd y los aumentos integrados por 1,292.8 sobre la producción mundial. Los incrementos de producción provinieron de los países fuera de la OPEP, donde destacan EUA

con 7.0%, Brasil con 7.1% y Colombia con 12.2%, siendo más importante por su magnitud la tasa de producción estadounidense. Países como la Federación Rusa, Kazajstán y Azerbaiyán reportaron importantes incrementos de su

producción que compensaron las declinaciones en China y en campos maduros de Noruega, Reino Unido y México. La producción total de los países de la OCDE registró una caída por séptimo año consecutivo20.

Las expectativas de crecimiento de la producción para el mediano plazo en los países fuera de la OPEP son muy conservadoras. Existen ajustes importantes de las proyecciones en las cuales sólo América Latina y Asia prevén un

incremento cercano a 0.3 mmbd en su producción convencional21. Se considera que la implementación de políticas de eficiencia energética en países como Estados Unidos, Canadá y Brasil, en los cuales se han cimentado prácticas de mayor consumo de biocombustibles en el sector transporte, afectará la demanda en el largo plazo reduciendo aun

más las expectativas de producción mundial. No obstante, los impactos esperados en el corto plazo están asociados al crecimiento económico mundial que se recupera lentamente y en un entorno de incertidumbre.

15 Precio spot registrado el día 23 de diciembre de 2008. Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 16 Fuente: Monthly Oil Market Report, Enero 2009. OPEP 17 Acuerdo firmado en la 151st (extraordinary) Meeting of the OPEC Conference en Orán, Argelia el 17 de diciembre de 2008. 18 Cuota de producción en septiembre de 2008 (OPEC-11) 19 Incluye petróleo crudo, condensados, líquidos de planta, petróleo de esquistos y de arenas bituminosas. BP Statistical review of world

energy, Junio 2010. 20 Fuente: Oil - BP Statistical review of world energy, Junio 2010. 21 Fuente: Monthly Oil Market Reporte, Diciembre 2009. OPEP


37

En la producción por región, Norteamérica reportó el mayor incremento con 219.1 mbd equivalente a 1.7% respecto de 2008, como resultado del aumento de EUA de 462.0 mbd ya que Canadá y México disminuyeron su producción

1.7% y 5.9%, respectivamente. Estos cambios situaron a la región en tercer lugar con total de 13,387.9 mbd. Por su parte, la región de Europa y Eurasia presentó un incremento de 0.7% (129.7 mbd) derivado de los aumentos en la producción de la Federación Rusa, Kazajstán, Azerbaiyán y Turkmenistán que contrarrestaron las reducciones

equivalentes a 260.5 mbd encabezadas por Noruega con 108.5 mbd y Reino Unido con 78.5 mbd, entre otros. Así, la producción regional en Europa y Eurasia alcanzó 17,702.2 mbd, siendo la segunda en importancia después de

Medio Oriente.

La región Centro y Sudamérica también reporto un incremento de 1.2% (82.0 mbd), donde Venezuela y Ecuador

adoptaron los acuerdos de recorte en sus cuotas de producción, reduciendo así 121.2 mbd y 18.6 mbd cada uno, así como Argentina que reportó una disminución por 5.2 mbd. Aún así, el aumento de la producción de Brasil por 130.4

mbd, Colombia por 69.0 mbd, Perú con 25.3 mbd y Trinidad y Tobago con 1.7 mbd inclinaron la balanza a favor del incremento de la producción regional alcanzando 6,759.6 mbd. Esta región presenta la menor tasa de producción del mundo (véase gráfica 7).

Gráfica 7 Producción mundial de petróleo crudo acumulada por región, 1999-2009



Las regiones de Medio Oriente, África y Asia Pacífico mostraron declinaciones en su producción por ajustes a las nuevas condiciones del mercado o por la regulación del mismo, siendo el caso de los miembros de la OPEP, que disminuyeron 2,492.2 mbd de su producción y al estar ubicados en su mayoría en Medio Oriente, registraron una

baja de 1,824.5 mbd en dicha región.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Medio Oriente Europa y Eurasia Norteamérica África Asia Pacífico Centro y Sudamérica


38

Tan solo la producción de Arabia Saudita retrocedió 1,133.0 mbd, seguida de los Emiratos Árabes Unidos con 337.3 mbd, posteriormente Kuwait e Irán reportaron 301.0 mbd y 110.6 mbd menos que lo registrado en 2008

respectivamente. Países como Siria, Qatar y Yemen también registraron en total 61.3 mbd por debajo de la producción anual de 2008. Los incrementos de la producción en la región fueron resultado principalmente de Irak con 59.0 mbd y Omán con 55.5 mbd. Al término de 2009 la producción en esta región registró 24,357.1 mbd

siendo la más alta a nivel regional, aunque la más baja de los últimos seis años.

En África, la producción de crudo registró una reducción de 513.0 mbd respecto de 2008, alcanzando 9,705.0 mbd para 2009 y ocupando el cuarto lugar a nivel regional. Cabe mencionar que ésta región ya rebasaba ese nivel de producción a finales de 2005. Esto muestra el impacto de las reducciones de producción anual de diversos países

como Argelia con 181.9 mbd, Libia con 168.0 mbd, Angola con 91.0 mbd, Nigeria con 55.2 mbd y Guinea Ecuatorial con 43.0 mbd entre otros. Los aumentos de la producción sumaron 54.4 mbd integrados por 25.0 mbd

de República del Congo, 19.5 mbd de Egipto, 9.8 mbd de Sudán y 0.1 mbd del resto los de países africanos.

En Asia Pacífico, Tailandia aumentó 2.8% su producción, así como Vietnam que la incrementó 9.0% siendo los

únicos países que aumentaron su producción de crudo. En contraparte, las reducciones se localizaron en China, Malasia e India, con 110.6 mbd, 28.2 mbd y 13.5 mbd respectivamente. Indonesia y Brunei mostraron

disminuciones menores. El balance regional presentó una reducción de 139.4 mbd equivalente al retroceso de la Unión Europea.

A nivel país en 2009, por primera vez en la historia, la mayor producción no se registró en Arabia Saudita, sino en la Federación Rusa con 10,032.1 mbd equivalente a 12.9% de la oferta mundial, debido a un incremento de 1.5% en

su tasa de producción y a los recortes de la OPEP, que representan la mayor reducción de su oferta desde 198322. Arabia Saudita pasó al segundo lugar por el recorte de producción que presentó el último año de 10.6%, para ubicarse en 9,713.1 mbd (véase cuadro 4) lo que representó 12.0% de la producción mundial. En EUA la

producción de crudo alcanzó 7,196.0 mbd ubicándolo como el tercer país productor más importante contribuyendo con 8.5% de la oferta mundial de crudo.

Posteriormente, en orden de importancia aparecen Irán, China y Canadá que presentaron niveles de producción de 4,216.0 mbd, 3,790.4 mbd y 3,212.5 mbd, respectivamente. Estos países conservan sus posiciones como

productores aún cuando Irán presentó una variación de 0.2%, China incrementó su producción 1.4% y Canadá la disminuyó 2.0%. La producción integrada de estos países representa 14.3% del total mundial. México se ubicó en el

séptimo sitio con una producción de 2,979.5 mbd y una participación de 3.7% en el total mundial, seguido de los Emiratos Árabes Unidos con 2,599.0 mbd, Iraq con 2,482.0 mbd y Kuwait con 2,481.1 mbd, éstos últimos con una participación de 3.1% cada uno sobre el total mundial. Irak logró superar a Kuwait y Venezuela subiendo dos

posiciones respecto de 2008 (véase cuadro 4).

22 Statistical review of world energy, Junio 2010.


39

Cuadro 4 Principales productores de petróleo, 2009



Brasil escaló una posición superando la producción de Argelia al registrar 2,029.0 mbd. Noruega alcanzó 2,342.1

mbd con lo que descendió una posición por efectos del cambio de Irak, así como por la disminución de su producción y Nigeria mantiene su posición con 2,060.8 mbd. La producción de éstos cuatro países en conjunto representa 10.1% de la producción mundial de crudo.

La participación de la OPEP sobre la oferta mundial en 2009 fue de 41.2%, al igual que la aportación de los países

de la ex Unión Soviética que alcanzó 16.9% en el mismo período. La tendencia de aportación de la OPEP respecto del resto de países del mundo es ligeramente creciente en los últimos 10 años, aunque algunas alianzas entre países y la integración de nuevos productores en los últimos años, han logrado mantener un equilibrio en la proporción de la

mezcla de oferta mundial de crudo, balanceando de esta manera importaciones y exportaciones. En 2009 la débil situación de la demanda mundial y los bajos precios con los que inició el año inclinaron la proporción hacia los países

fuera de la OPEP (véase gráfica 8).

Posición País 2008 2009

Variación %

2008-2009

1 Federación Rusa 9,888 10,032 1.5%

2 Arabia Saudita 10,846 9,713 -10.6%

3 EUA 6,734 7,196 7.0%

4 Irán 4,327 4,216 -3.3%

5 China 3,901 3,790 -2.8%

6 Canadá 3,268 3,212 -1.0%

7 México 3,167 2,979 -6.2%

8 Emiratos Árabes Unidos 2,936 2,599 -12.0%

9 Irak 2,423 2,482 2.4%

10 Kuwait 2,782 2,481 -11.3%

11 Venezuela 2,558 2,437 -4.9%

12 Noruega 2,451 2,342 -4.8%

13 Nigeria 2,116 2,061 -3.6%

14 Brasil 1,899 2,029 7.1%

15 Argelia 1,993 1,811 -9.1%

Total primeros 15 países 61,288 59,381 -3.1%

Total resto del mundo 20,707 20,567 -0.7%


40

Gráfica 8 Comparación de la producción de petróleo crudo OPEP vs. resto del mundo 1999 -2009



1.5 Comercio internacional

El comercio internacional de crudo es reflejo de la situación económica mundial. Después de crecer por más de 10 años hasta 2007, en 2008 se contrajo pasando de 55,554.0 mbd a 54,626.3 mbd y al cierre de 2009 después de un año de reestructuración del mercado, continuó la tendencia a la baja alcanzando 52,929.6 mbd que representó

una disminución de 3.1% mostrando el clima de incertidumbre en el que se desarrolló el mercado a lo largo del año. Aunque los precios se mantuvieron bajos el primer trimestre de 2009, como incentivo de la demanda, resultaron

insuficientes reduciendo las operaciones de comercio entre los países de manera sensible.

La OCDE disminuyó aún más que en 2008 su consumo de petróleo y como consecuencia sus importaciones, en

cambio algunos países en desarrollo comenzaron a importar más debido a políticas regionales, como es el caso de Centroamérica que se benefició por tratados de cooperación económica con países productores como Brasil, Bolivia,

Perú y Venezuela. Sin embargo, la disminución en los volúmenes de importación de petróleo de la Comunidad Europea, la OCDE, EUA y Japón fueron de mayor magnitud, resultando en un decremento del comercio internacional de petróleo en el mundo. Es importante mencionar que las menores importaciones no necesariamente obedecen a un

menor consumo, ya que también pueden ser resultado de un incremento de la producción interna.

A lo largo de 2009, las exportaciones de crudo de Medio Oriente cayeron 8.5% alcanzando 18,425.7 mbd, nivel similar al registrado en 1999. Esto implica una tasa de crecimiento nula en los últimos 10 años después de haber

29,646

31,072

30,544

29,132

30,877

33,592

34,721

34,920

34,604

35,568

33,076

42,679

43,748

44,268

45,401

46,039

46,779

46,539

46,637

46,841

46,427

46,872

0 10,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

OPEP Resto del mundo


41

registrado en 2006 su máximo nivel de operaciones con 20,204.3 mbd y en 2008 20,127.8 mbd23. Aún así las exportaciones del último año de esta región representaron 34.8% del total mundial.

Los países de la ex Unión Soviética incrementaron sus exportaciones 10.8% registrando 9,064.7 mbd con una participación de 17.1% en el total mundial, en virtud de la reducción de 7.4% de las exportaciones de la OPEP24. Las

regiones que mostraron reducción en sus exportaciones además de Medio Oriente fueron Asia Pacífico (7.5%), Norteamérica (5.4%), Centro y Sudamérica (2.4%) y Europa occidental (0.4%) mientras que las que

incrementaron sus operaciones comerciales fueron Europa Oriental y África con aumentos de 10.1% y 5.9% respectivamente25.

Arabia Saudita reportó las mayores exportaciones en 2009 con 6,267.2 mbd, comparado con lo registrado en 2008. Este monto representa una reducción de 14.4% siendo el nivel más bajo en los últimos siete años, no obstante

representó 16.3% de las exportaciones mundiales. Por su parte, la Federación Rusa presentó un incremento de 11.1% con lo cual alcanzó 5,607.8 mbd, que es el nivel más alto en la última década y su participación en el total mundial alcanzó 14.6% (véase cuadro 5).

Cuadro 5 Principales países importadores y exportadores de petróleo, 2008-2009


* Los datos mostrados para México se obtuvieron con base en el Anuario Estadístico 2009. Pemex

Fuente: Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP.

Los países que registraron variaciones importantes exportaciones fueron en primer instancia Nigeria y Emiratos Árabes Unidos, donde éste último descendió una posición tras una disminución de 16.3% que la situó, con 1,953.4

mbd por debajo de Nigeria, que a su vez incrementó sus operaciones 3.0% hasta alcanzar 2,160.4 mbd. Venezuela

23 Datos del BP Statistical review of world energy, Junio 2010. 24 Datos del Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP. 25 Tabla 3.18 World crude oil exports by country Annual Statistical Bulletin 2009, version digital. OPEP.

Lugar País 2008 2009

Variación %

2008-2009 Lugar País 2008 2009

Variación %

2008-2009

1 Arabia Saudita 7,321.7 6,267.6 -14.4 1 EUA 9,753.4 9,062.3 -7.1

2 Rusia 5,046.3 5,607.8 11.1 2 Japón 3,966.4 3,445.1 -13.1

3 Irán 2,438.1 2,232.0 -8.5 3 India 2,552.8 2,597.9 1.8

4 Nigeria 2,098.1 2,160.4 3.0 4 Corea del Sur 2,331.6 2,325.9 -0.2

5 Emiratos Árabes Unidos 2,334.4 1,953.4 -16.3 5 Alemania 2,152.7 2,152.3 0.0

6 Irak 1,855.2 1,905.6 2.7 6 Francia 1,682.4 1,682.4 0.0

7 Noruega 1,702.3 1,773.3 4.2 7 Italia 1,650.8 1,650.3 0.0

8 Angola 1,044.5 1,769.6 69.4 8 España 1,165.5 1,163.2 -0.2

9 Venezuela 1,769.6 1,608.3 -9.1 9 Reino Unido 1,062.0 1,059.8 -0.2

10 Canadá 1,525.4 1,491.3 -2.2 10 Holanda 983.4 981.6 -0.2

11 Kuwait 1,738.5 1,348.3 -22.4 11 Taiwán 909.4 945.3 3.9

12 México* 1,403.4 1,225.4 -12.7 12 Tailandia 810.7 810.7 0.0

13 Libia 1,403.4 1,170.4 -16.6 13 Canadá 815.8 798.3 -2.1

14 Reino Unido 839.8 775.5 -7.7 14 Bélgica 681.1 678.6 -0.4

15 Argelia 840.9 747.5 -11.1 15 Singapur 639.0 600.3 -6.1

Total mundial 39,424.1 37,833.0 -4.0 Total Mundial 43,003.9 42,186.3 -0.32

Resto del mundo 6,062.5 5,796.6 -4.4 Resto del mundo 11,846.9 12,232.3 3.3

Países exportadores Países importadores


42

bajó dos posiciones al reducir 9.1% sus exportaciones, mientras Noruega subió una posición al incrementar 4.2% en este rubro reportando 1,773.3 mbd.

El cambio más significativo en términos porcentuales correspondió a Angola que incrementó 69.4% sus exportaciones, suficiente para escalar cinco posiciones. De esta manera, al cierre de 2009 reportó 1,769.6 mbd

desplazando a Kuwait que registró una disminución de 22.4% de acuerdo con las obligaciones adquiridas con la OPEP, alcanzando 1,348.3 mbd y descendiendo tres posiciones hasta el onceavo lugar, desplazando a México que

descendió una posición al reducir 12.7% sus exportaciones de crudo, para ubicarse en doceavo lugar con 1,225.4 mbd. Es significativo el efecto que tuvo sobre sus exportaciones la decisión de los países de la OPEP de recortar sus cuotas de producción, sin embargo el nivel de precios al cierre de 2009 respecto de 2008 muestra las razones de

este tipo de decisiones.

De igual forma, las importaciones se vieron disminuidas por efectos de la contracción económica mundial, especialmente en aquellos países que históricamente habían mostrado una alta demanda de crudo, como son EUA y Japón. En el caso de EUA, el incremento de la producción registrado el último año se ve también reflejado en las

importaciones que cierran a la baja con 9,062.3 mbd, equivalentes a una reducción de 7.1%. Pero es Japón, quién registró un decremento de 13.1% pasando de 3,966.4 mbd a 3,445.1 mbd, reflejando así el impacto de la crisis

mundial sobre su economía.

1.6 Precios del petróleo

Después de 2008, cuando los precios del crudo pasaron de un máximo histórico de $147.27 USD/b26 hasta llegar a $30.28 USD/b27 el desplome de las cotizaciones internacionales del petróleo propició que las compañías productoras disminuyeran sus inversiones en explotación y exploración. De esta forma, 2009 comenzó con precios

promedio de 41.71 USD/b y 39.09 USD/b en enero y febrero respectivamente28 enfrentando un mercado restringido y altamente competido. Debido a la escasa movilidad de los fundamentales, con una demanda en

continuo deslizamiento cuesta abajo y relativamente altos inventarios, los precios del crudo fueron sensibles a diversos indicadores económicos, fluctuando al menor indicio o especulación de recuperación o de contracción económica.

Factores como la depreciación del dólar, los conflictos geopolíticos, el clima adverso en el hemisferio norte, la toma

de decisiones de las empresas petroleras, las estrategias de organizaciones como la OPEP sobre la producción de crudo, esfuerzos conjuntos de gobiernos y hasta factores de salud mundial29, incidieron sobre los precios del crudo añadiendo incertidumbre al mercado. Sin embargo, la conjugación de estos factores dio el resultado esperado,

manteniendo el precio del petróleo en un rango entre 60 y 80 USD/b durante el segundo semestre de 2009. Fue así como el precio promedio del crudo alcanzó 60 USD/b en 2009 (véase gráfica 9). Las estimaciones sobre el

comportamiento del precio del crudo reflejan la incertidumbre y la volatilidad que se presentó al inicio de 2009 y

26 Precio spot del WTI (FOB) registrado el 11 de julio de 2008. Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 27 Precio spot del WTI (FOB) registrado el 23 de diciembre de 2008. Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 28 Precios spot del WTI (FOB). EIA, DOE http://www.eia.gov, EUA. 29 La epidemia de gripe atípica incrementó el escepticismo sobre los viajes y el turismo, impactando la demanda de combustibles para el

transporte. Monthly Oil Market Report, Mayo 2009, OPEP.

http://www.eia.gov/


43

abren un rango muy extenso que, en condiciones de bajos precios, se ubica alrededor de 50 USD/b y en condiciones de altos entre 100 y 150 USD/b en el mediano plazo y hasta 200 USD/b en el largo plazo30.

Gráfica 9 Precio del crudo WTI, 1999-2009


En general, la capacidad excedente de producción es un factor de alta correlación con los precios del crudo, donde a mayor capacidad existe menor presión sobre los precios y viceversa. La capacidad excedente de producción es el potencial de producción real adicional a la demanda existente que una compañía, país o región posee para suministrar

al mercado en un momento determinado. La capacidad excedente tiene como limitante la infraestructura de explotación de pozos, por lo que las variaciones que presenta están en función de los beneficios que obtengan las

compañías petroleras derivados de los precios del crudo. Cabe recordar que la máxima capacidad excedente de la OPEP se presentó a inicios de 2002 alcanzando el equivalente al 10.0% de la demanda mundial en ese año31.

En 2009, parte de la capacidad excedente mundial fue generada por la fuerte caída de la demanda, con esto se situó alrededor de 6.0 mmbd32. Por esta razón la OPEP tuvo que ajustar su producción, derivada de los acuerdos tomados

en su conferencia realizada a mediados de diciembre de 2008 en la ciudad de Orán en Argelia, siendo el recorte más importante en la historia de la organización. Este incremento de capacidad coadyuvó al estancamiento de los precios en el primer semestre del año.

30 Annual Energy Outlook 2010. EIA, DOE, EUA. Página 54. 31 Aproximadamente 7,795 mbd según datos de BP Statistical review of world energy, Junio 2010. 32 Panorama 2010, The oil context and trends in 2009. Institut Français du Pétrole.

0

20

40

60

80

100

120

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

USD corrientes USD de 2009


44

1.7 Fuentes no convencionales de petróleo

Las fuentes no convencionales33 de petróleo no cuentan con una delimitación específica, sin embargo, se pueden

considerar como aquellas que permiten generar crudo sintético por diferentes procesos y tecnologías. A continuación, se mencionan las principales fuentes no convencionales del petróleo:

Los bitúmenes, que son aceites semi-sólidos degradados que se encuentran en depósitos de roca comúnmente llamados arenas bituminosas. La mayor cantidad de reservas de arenas bituminosas se

encuentra en Alberta, Canadá.

Crudo extra pesado, que aplica a todo crudo que presenta dificultades para fluir a temperatura ambiente, por lo cual hace necesaria la utilización de solventes para disminuir su viscosidad. Este es materia prima para

generar crudo sintético de hasta 30° API. Las mayores reservas se encuentran en Venezuela.

Kerógeno de esquistos, o aceite de lutita, es material orgánico de plantas y animales alterado por acción de

bacterias encontradas en rocas metamórficas. Estas aun no reciben una presión y temperatura suficiente para convertirse en petróleo.

Carbón a líquido, utiliza técnicas de gasificación para convertir carbón o coque en gas de síntesis o syngas que posteriormente es llevado a un proceso de Gtl.

Gas a líquido, o Gtl. Existente en dos métodos, directo o indirecto, convierte gases de carbono como el metano o el monóxido de carbono en hidrocarburos líquidos por una reacción de catalización que utiliza catalizadores como el hierro, el cobalto o el níquel. Su uso es muy limitado por los costos que implica, lo cual

lo hace inviable para generar crudo convencional cuando imperan los precios bajos de éste.

Las tecnologías de extracción de crudo no convencional toman importancia conforme se mantienen altos los precios del petróleo convencional, por lo que, bajo las condiciones actuales del mercado presentan grandes retos para su desarrollo y explotación. En 2009, las reservas totales de crudo no convencional provenientes de las arenas

bituminosas de Canadá alcanzaron 169.8 mmmb34, de las cuáles 135.6 mmmb son disponibles en sitio y 34.2 mmmb en mina.

33 Para mayor información sobre las definiciones ver la Prospectiva de petróleo crudo 2008-2017, Sener. 34 Canadá Oil Sands Industry-Production & Supply Outlook, Julio 2010. Strategy West, Inc.


45

Cuadro 6 Prospectiva de oferta de petróleo de fuentes no convencionales, 2008-2030


* Se excluyen los países de la OPEP.

Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP

Canadá realizó grandes inversiones en el desarrollo de sus reservas provenientes de arenas bituminosas y, a pesar de que la situación económica actual no es la más conveniente para la implementación de proyectos, se prevé que dentro de los próximos 5 a 7 años comiencen a producir todos aquellos que se iniciaron en 2008.

La coyuntura económico-financiera tampoco es favorable para la producción de crudo sintético de fuentes no convencionales. En particular ante las restricciones ambientales que impactan directamente los montos de inversión

en tecnologías, dados los requisitos para la implementación de procesos de limpieza y control de emisiones. Bajo esta premisa, las nuevas prospectivas presentan importantes ajustes a la baja, evitando hacer predicciones en el corto

plazo.

Cuadro 7 Capacidad de productores de bitúmenes a mayo de 2010

(barriles diarios)

Fuente: Existing and Proposed Canadian Commercial oil Sands Projects, Mayo 2010. Strategy West, Inc.

Región 2008 2010 2015 2020 2025 2030

EUA y Canadá 1.3 1.4 2.1 3.1 3.8 4.6

Europa del Este 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

OCDE Pacífico 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1

OCDE 1.6 1.6 2.4 3.4 4.1 4.9

Latinoamérica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1

Medio Oriente y África 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Asia 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1

China 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.7

Países en desarrollo* 0.2 0.2 0.4 0.5 0.8 1.0

Federación Rusa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1

No OPEP 1.8 1.8 2.8 3.9 4.9 6.0

Fase Minería N Athabasca S Athabasca Cold Lake Peace River Total

Operación 1,018,000 128,000 327,800 300,000 13,500 1,787,300

Construcción 210,000 68,000 86,200 0 0 364,200

Suspendido 0 12,000 0 0 0 12,000

Aprobado 940,000 456,200 388,600 50,000 1,550 1,836,350

En aplicación 520,000 219,000 727,155 79,200 80,015 1,625,370

Retirados 114,500 30,000 0 0 0 144,500

Descubiertos 210,000 80,000 234,000 0 0 524,000

Anunciados 407,000 515,000 516,000 0 13,000 1,451,000

Total 3,419,500 1,508,200 2,279,755 429,200 108,065 7,744,720

En sitio


46

Por su parte, los países de la OPEP anunciaron que bajo las circunstancias actuales revisarán los planes de inversión, dado que no es rentable generar una capacidad excedente de oferta. En este contexto, se reconoce que sobre invertir

en el aumento de la capacidad de producción contribuirá en la insostenible situación de precios bajos y en la futura volatilidad de éstos. Es por ello que más de 35 de los proyectos destinados al aumento de la producción de petróleo no convencional, por un monto total cercano a los 5 mbd de crudo y no convencionales de gas a líquido serán

posiblemente pospuestos hasta después de 2013.

1.8 Prospectiva de la oferta y la demanda

Demanda

En años recientes y a nivel global, se ha dado un cambio fundamental en las políticas públicas en materia ambiental.

La promoción del desarrollo sustentable y el combate al cambio climático se han vuelto un aspecto integral de la planeación y del análisis energético en varios países. Dado que existe un vínculo entre las emisiones de gases de

efecto invernadero y el cambio climático, la producción de energía y sus alternativas de uso tienen importantes implicaciones ambientales. En particular, la combustión de energéticos de origen fósil, consecuencia directa de la actividad humana, es responsable de la mayor proporción de las emisiones globales de gases de efecto invernadero.

El sector energético representa 80% de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero35. Las emisiones de

este sector resultan de la producción, transformación, manejo y consumo de todo tipo de recurso energético. En este sentido, el crecimiento esperado de la demanda de petróleo, ligado al crecimiento económico mundial y las emisiones de CO2 asociadas a dicho consumo, marca la necesidad de diseñar un futuro energético más sustentable con especial

énfasis en las naciones más industrializadas, sin embargo, con el rápido crecimiento en la demanda por parte de los países en desarrollo es importante que también traten de adoptar medidas para el uso racional y eficiente de la

energía.

Las grandes compañías petroleras han aplicado desde 1997 algunas estrategias de mitigación de gases de efecto

invernadero que se concentran en proyectos de eficiencia energética, cogeneración, reducción de la quema de gas, secuestro de carbono, etc. El resultado de estas acciones implicó importantes inversiones en proyectos de monitoreo

de procesos en tiempo real, modernización de las flotillas de vehículos terrestres y marinos para un mejor aprovechamiento de combustibles como diesel y gasolinas o la sustitución de éstos por gas natural, además de establecer nuevos procedimientos de mantenimiento e inspección para la optimización de procesos, cambios y

remodelaciones de plantas petroquímicas obsoletas y utilización de sistemas de cogeneración para el máximo aprovechamiento del recurso térmico.

Por otra parte, los gobiernos en conjunto con organismos internacionales han establecido mecanismos de cooperación y apoyo a instituciones públicas y privadas para el desarrollo de tecnologías que permitan la captura de

CO2. La implementación de tecnologías de este tipo ayudará en gran medida a los países involucrados, a dar cumplimiento a los compromisos adquiridos con su adhesión al protocolo de Kioto.

35 CO2 emissions from fuel combustion, 1971 - 2005, IEA Statistics, 2007 Edition, p. xviii.


47

Actualmente resulta difícil e incierta la estimación de corto plazo de la demanda de crudo. Ello, debido a los cambios en las políticas energéticas, la adopción de medidas en contra del cambio climático, la situación de la economía

mundial y la volatilidad reciente de precios del petróleo.

Los modelos prospectivos de las principales compañías petroleras, institutos de investigación sobre el petróleo y

agencias informativas gubernamentales, mostraron movimientos drásticos en sus tendencias a lo largo del segundo semestre del año.

De acuerdo con proyecciones realizadas en diciembre de 2009, la demanda mundial de petróleo crudo para 2010 será de 86.3 mmbd36. Esta cifra coincide con las proyecciones hechas en 2008, aunque la diferencia en ambas es

que en las estimaciones de hace dos años se mostró una demanda de 86.3 mmbd para 2009, es decir, se esperaba que el consumo mundial de crudo presentara un estancamiento en el corto plazo, pero la caída registrada en el último

año modificó las proyecciones presentando mínimas variaciones de consumo con una visión de recuperación gradual a una tasa de 0.9% en los próximos cinco años37 y 1.0% para el período 2008-2030 (véase cuadro 8).

Cuadro 8 Demanda de petróleo por región, 2008-2030

(millones de barriles diarios)


En la actualidad se anticipa que la demanda de petróleo se incrementará lentamente en los próximos 10 años gracias

a las economías emergentes. En los países de la OCDE se espera una disminución de la demanda de 47.5 mmbd en 2008 a 45.5 mmbd en 2010 y no se prevén cambios para los siguientes tres años, por lo que se estiman mínimas

variaciones en la demanda mundial de crudo en el corto plazo.

36 Oil Market Report, 11 de diciembre de 2009. Agencia Internacional de Energía. 37 Idem.

Región 2008 2010 2015 2020 2025 2030

tmca

2008-2030

Norteamérica 24.3 23.4 23.6 23.4 23.1 22.8 -0.3

Europa Occidental 15.2 14.6 14.5 14.3 14.1 13.8 -0.4

OCDE Pacífico 8.0 7.5 7.4 7.2 7.0 6.8 -0.7

OCDE 47.5 45.5 45.5 44.9 44.3 43.4 -0.4

América Latina 4.8 4.8 5.2 5.6 5.9 6.2 1.2

Medio Oriente y África 3.2 3.3 3.7 4.2 4.7 5.2 2.3

Sur de Asia 3.5 3.5 4.4 5.5 6.7 8.2 3.9

Sureste Asiático 5.8 5.9 6.6 7.4 8.2 9.0 2.0

China 8.0 8.3 10.4 12.3 14.1 15.9 3.2

OPEP 7.7 8.2 9.0 9.8 10.6 11.5 1.8

Países en desarrollo 33.0 34.0 39.3 44.8 50.2 56.1 2.4

Ex URSS 3.1 3.2 3.3 3.5 3.6 3.7 0.8

Otras Europa 2.0 1.9 2.1 2.2 2.3 2.4 0.8

Economías en transición 5.1 5.1 5.4 5.7 5.9 6.1 0.8

Total Mundial 85.6 84.6 90.2 95.4 100.4 105.6 1.0


48

En el largo plazo, las expectativas de crecimiento de la demanda de petróleo han sufrido un ajuste a la baja por la drástica caída de la demanda en 2009 (84.0 mmbd). Con esta tendencia se estima que en 2010 se alcanzará un

consumo de crudo de 84.6 mmbd, de tal manera que en las proyecciones prevén un incremento de 21 mmbd durante el periodo 2010-2030, para alcanzar 105.6 mmbd (véase cuadro 8), que resulta menor respecto a los 113 mmbd reportados en 2007. De esta manera, la expectativa de demanda de crudo proveniente de los países en

desarrollo, especialmente los asiáticos, es de aproximadamente 80% del total esperado para el período. Por su parte la OCDE pronostica una reducción gradual enfatizando que el consumo per cápita de los países en desarrollo seguirá

muy por debajo del consumo del primer mundo. Así por ejemplo, una persona en Norteamérica consumirá 10 veces más energía que una persona del sur de Asia para 2030.

En los países desarrollados, el sector transporte representa el factor más significativo sobre el incremento de la demanda de crudo, sin embargo se espera una reducción gradual del consumo en este sector asociado a las nuevas

políticas de eficiencia energética. Aún con las expectativas de reducción en este sector, éste mantendrá la mayor participación de la demanda.

Existen cambios significativos en el comportamiento de la demanda por sector, muestra de ello es la disminución de 2% en el sector eléctrico y 1% en el sector industrial resultado de la actual reducción de la demanda de los países

OCDE. En las proyecciones, el sector transporte continúa con su tendencia de crecimiento incrementando su participación en la demanda total en 2% al 2030 (véase gráfica 10).

Gráfica 10 Distribución de la demanda de petróleo crudo por sector

(%)


En lo que a la industria se refiere, los efectos de la crisis se vieron reflejados en un decremento de la demanda de

crudo, cuya estabilización se prevé en el mediano plazo. Las medidas de eficiencia tecnológica de procesos y el reciclaje de materiales hace que este sector no incremente su demanda de crudo como materia prima aun cuando reporte un crecimiento en la producción industrial. Sin embargo, como energético para los procesos de

transformación, si está íntimamente ligado al consumo de electricidad derivado de la actividad industrial.

Transporte48%

Industria26%

Residencial, comercial y

agricultura

13%

Generación eléctrica

7%

Bunkers marinos

6%

200683,797 mbd

Transporte50%

Industria25%

Residencial, comercial y

agricultura

13%

Generación eléctrica

5%

Bunkers marinos

7%

2030105,600 mbd


49

En la generación eléctrica, la sustitución del petróleo por gas natural y el uso de carbón reducen las expectativas de consumo de crudo para 2030, además de la adición de energías renovables que también influyen aunque en una

menor proporción. Los bunkers marinos incrementan su participación en la demanda de forma gradual conforme la producción de petrolíferos se incrementa, aun con las regulaciones ambientales a las que están sujetos.

Por su parte, la demanda residencial, comercial y de agricultura mantendrá la misma participación en la demanda sectorial de crudo para 2030, ya que los crecimientos que pudieran surgir serán abastecidos, en el caso del sector

comercial, por el gas natural y para el sector residencial por las energías renovables. La agricultura seguirá utilizando maquinaria diesel, aunque en éste rubro también actúan los biocombustibles en virtud de estar más cerca de la demanda, por lo cual estarán sujetos a los precios del petróleo.

Cuadro 9 Participación mundial en la oferta de energía primaria


Dentro de la energía primaria, las expectativas de oferta de crudo muestran incrementos graduales en magnitud, sin embargo el aumento en la utilización de gas natural y energía nuclear, así como la importante participación que se espera de las energías renovables, biomasa y energía hidráulica causan un decremento en la participación del crudo

sobre el total de energía primaria estimada al 2030.

Oferta

La oferta mundial de petróleo crudo para el período 2010-2030 presenta un crecimiento lento, pero con signos de

recuperación aceptables, los cuáles se observan en los descubrimientos de nuevos desarrollos. En la primera mitad de 2009 se reportó el descubrimiento de nuevos depósitos de crudo con un volumen estimado alrededor de 10 mmmb, éste representa la tasa anualizada más alta desde finales de los años 9038. El aumento en la tasa de descubrimientos

obedece a los incrementos del valor neto de las reservas y los correspondientes incentivos para la exploración.

Cabe mencionar que el potencial de incremento sobre la oferta de crudo de estos descubrimientos se enfrenta con las restricciones del tiempo de desarrollo de los nuevos yacimientos limitados por la frontera tecnológica a la que se encuentran sujetos y al mantenimiento de los campos existentes, en especial, los que cuentan con yacimientos

maduros en etapas de recuperación secundaria o terciaria.

38 Oil Market Report, 11 de diciembre de 2009. Agencia Internacional de Energía.

tmca

2007 2010 2020 2030 2007-2030 2007 2010 2020 2030

Petróleo 4,045 3,967 4,457 4,902 0.8 36.4 35.1 33.1 31.0

Carbón 3,129 3,225 3,871 4,438 1.5 28.2 28.5 28.8 28.1

Gas 2,479 2,551 3,124 3,808 1.9 22.3 22.6 23.2 24.1

Nuclear 736 759 873 1,065 1.6 6.6 6.7 6.5 6.7

Hidro 268 289 366 448 2.3 2.4 2.6 2.7 2.8

Biomasa 394 446 618 840 3.4 3.5 3.9 4.6 5.3

Otras renovables 59 73 151 303 7.4 0.5 0.6 1.1 1.9

Total 11,109 11,310 13,460 15,804 1.5 100.0 100.0 100.0 100.0

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente) (%)

Nivel de crecimiento Participación


50

De esta manera se espera que la producción de los países fuera de la OPEP siga aumentando para el período 2008-2030, principalmente por el consumo de derivados. Aunque esto significa que la demanda de crudo que cubrirá la

OPEP al mediano plazo se ubicará por debajo de la registrada en 2008, no necesariamente es un impacto negativo, ya que significó la recuperación de la capacidad excedente de producción que ayudará a la estabilidad del mercado siempre y cuando las tasas de crecimiento económico avancen al ritmo que presentan actualmente.

En el largo plazo, la oferta de estos países estará ligada a las reservas remanentes y la administración de las mismas.

Es cierto que la participación de los productores fuera de la OPEP, en volúmenes tanto de producción como de reservas, se ha incrementado los últimos 10 años, sin embargo, estas reservas se están consumiendo rápidamente lo que terminará cediendo grandes volúmenes del mercado a la producción de la OPEP.

Entre los factores que determinarán la oferta en el corto y mediano plazo están el entorno de precios del crudo, la

evolución de la economía mundial, el endeudamiento financiero, los ingresos de las compañías petroleras, las evaluaciones de inventarios y la búsqueda de riesgos menores principalmente por las pequeñas compañías. Resulta evidente que las grandes compañías internacionales y las compañías petroleras nacionales con fuertes posiciones

financieras resultarán menos afectadas que sus competidoras menores.

La reducción de las inversiones por las pequeñas compañías petroleras tendrá un impacto inmediato en la producción de ciertos yacimientos maduros. Puede ser que en algunos casos, los bajos precios del crudo favorezcan la oferta en el corto plazo en aquellas que buscan mayores flujos de caja y liquidez, sobreexplotando pozos y/o posponiendo el

mantenimiento, así como algunas inversiones en campos maduros.

Con base en la disminución de los costos de producción las compañías suspendieron temporalmente sus proyectos, bajo la expectativa de obtención de un mayor beneficio mientras los costos mantengan esa tendencia. Los proyectos de mayor riesgo son aquellos en los que se tienen altos costos e incertidumbre, tales como las aguas profundas del

Golfo de México y las de Brasil, la región Ártica, proyectos de recuperación mejorada y las arenas bituminosas de Canadá. Bajo esta consideración, en el mediano plazo, la oferta mundial de crudo más condensados de los países

fuera de la OPEP se estima en 3.3 mmbd menos que lo proyectado en 2007.

Los ajustes en las proyecciones de oferta, se deben principalmente a las revisiones a la baja de Noruega, México y

China así como por las inesperadas interrupciones de la producción en la parte Estadounidense del Golfo de México, entre otras. Se estima que la producción de los países fuera de la OPEP se mantendrá durante el período 2008-2015

entre 50.3 y 52.4 mmbd incluyendo el crudo no convencional, incrementando gradualmente hasta 55.5 mmbd en 2025 y finalmente la proyección a 2030 muestra una producción de 56.3 mmbd aproximadamente (véase cuadro 10).


51

Cuadro 10 Evolución de la oferta de crudo por región, 2008-2030

(millones de barriles diarios)

* No incluye a países de la OPEP.

Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP.

La oferta de crudo en EUA y Canadá se estima entre 10.8 y 10.9 mmbd en el mediano plazo y en 13.1 mmbd para 2030. Al inicio de 2009, se esperaba que la mayor parte de la producción de EUA tendría su origen en la parte

correspondiente del Golfo de México, que se vio impulsada por la implementación de nuevas tecnologías de perforación en aguas profundas y las mejoras en las herramientas de exploración. Actualmente diversos factores de

seguridad han evidenciado riesgos importantes que retardarán las incursiones en aguas profundas disminuyendo la producción de ese tipo de campos.

Para Canadá se espera que la oferta de crudo fluctúe alrededor de 1.9 y 2.0 mmbd39, el cambio en las previsiones de producción respecto del año pasado se basan en un entorno de bajos precios que estancan los proyectos de

producción de petróleo no convencional.

En Europa Occidental se tienen expectativas de reducción en producción de crudo del orden de 1.0 mmbd para el

año 2015, en comparación con los 5.0 mmbd registrados en el año 200840, debido a la declinación de los campos maduros del Mar del Norte, que requerirán mayores inversiones para mantener la producción, la cual resulta incierta

bajo las condiciones actuales del mercado, ya que las inversiones deberán hacerse en el corto plazo. Existen proyectos nuevos para desarrollarse en el mediano plazo, pero resultan complicados por los altos riesgos que implica el desarrollo de campos en los mares del norte de Noruega. Dentro de los más destacados están para recuperación

39 World Oil Outlook 2009, OPEP. 40 Ídem

Región 2008 2010 2015 2020 2025 2030

tmca

2008-2030

EUA y Canadá 10.8 10.9 11.5 12.1 12.5 13.1 0.9

México 3.2 2.8 2.5 2.5 2.4 2.3 -1.5

Western Europe 5.0 4.6 4.0 3.8 3.7 3.6 -1.5

OCDE Pacífico 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.4

OCDE 19.6 19.0 18.7 19.1 19.3 19.6 0.0

América Latina 4.1 4.4 4.9 5.6 6.0 6.2 1.9

Medio Oriente y África 4.4 4.4 4.2 4.1 4.0 3.8 -0.7

Asia 3.8 4.1 4.2 4.3 4.2 3.8 0.0

China 3.8 3.9 4.0 4.0 4.2 4.4 0.7

Países en desarrollo* 16.1 16.7 17.3 18.0 18.3 18.3 0.6

Ex Unión Soviética 9.8 9.6 10.2 10.5 10.6 10.6 0.4

Otros Europa 2.9 3.4 4.0 4.4 4.7 5.1 2.6

Economías de transición 12.7 12.9 14.2 14.9 15.4 15.7 1.0

Ganacias de proceso 1.9 1.9 2.2 2.3 2.5 2.7 1.6

No-OPEP 50.3 50.6 52.4 54.3 55.4 56.3 0.5

de las cuáles: no convencionales 3.1 3.5 5.0 6.8 8.6 10.7 5.8

NGLs . 5.5 5.7 6.2 6.8 7.0 7.2 1.2

OPEP LNG 4.3 4.7 5.8 6.7 7.4 8.0 2.9

OPEP GTL 0.0 0.1 0.3 0.4 0.4 0.5 NA

Crudo OPEP 31.2 29.3 32.0 34.3 37.4 41.1 1.3

Oferta Mundial 85.8 84.7 90.5 95.7 100.6 105.9 1.0


52

mejorada: Ekofish, Oseberg, Gullfaks, Statfjord, Skarv, Indun, los re-desarrollos Yme, Gjoa y Valhall, además de Goliat, Trestakk y Volund. Asimismo para la producción de condensados están los campos de gas Tyrihans N&S,

Vega y Gundrum. Todos estos proyectos se encuentran en zonas con climas altamente hostiles.

En Reino Unido se estima que, como resultado de los grandes esfuerzos gubernamentales para la inversión e

incentivación fiscal de nuevos proyectos, la producción permanezca con mínimas variaciones alrededor de 1.2 mmbd para 201341 a partir de la producción de 1.6 mmbd en 2008. Esto sólo podrá alcanzarse con el desarrollo de

proyectos como: Shelley, Ettrick, Don West & Southwest, Athena, Affleck, entre otros y el re-desarrollo de Lyell, todos ellos condicionados al precio internacional del crudo y el ambiente financiero mundial en los próximos cinco años. A pesar de esto se espera una declinación en su producción en el largo plazo.

En Centro y Sudamérica las proyecciones indican un crecimiento en la producción derivado del desarrollo de los

recursos prospectivos de Brasil, que sigue incrementando sus reservas de manera considerable. En este sentido, se prevé que la región alcance una producción de 4.7 mmbd al 2013 y de 4.9 mmbd al 201542. Esto se pretende lograr con la explotación de los campos de post-sal, además la puesta a punto para 2011 de los proyectos Marlim Leste,

Marlim Sul Módulos 2-3, Frade, Golfinho Módulo 3, Urugua-Tambua, así como con la producción piloto de Tupi pre-sal, entre otros. Los retos a vencer serán las inversiones y la salud financiera de Petrobras para perfilar adecuadamente

la producción de Brasil.

En Medio Oriente y África, excluyendo a los países de la OPEP, se espera una ligera declinación en la producción de

crudo, de 4.4 mmbd en 2008 a 4.3 mmbd en 201343. Las aportaciones de Omán, Yemen y Siria se prevé disminuyan debido a que provienen de pozos maduros, la producción futura de Omán y Yemen está condicionada a

la capacidad de inversión en recuperación mejorada, la cual se encuentra actualmente suspendida. Egipto ha incrementado su producción de condensados, sin embargo, se estima que el crecimiento en esa región provendrá de Sudán y el Congo.

En Asia no se pronostican grandes cambios en la producción actual de 3.8 mmbd aunque presentará un ligero

incremento en el mediano plazo logrando 4.2 mmbd al 201544. Los incrementos provendrán de la India, Indonesia y Malasia mientras el resto de los productores mantendrán estable su producción. En China las expectativas son que se mantenga la producción estable en el período 2008-2013 en 3.8 mmbd. El incremento proyectado dependerá del

ritmo de crecimiento de la economía mundial y de mantener su tasa de crecimiento estable.

En Europa Oriental y Eurasia, la participación de Rusia, Kazajstán y Azerbaiyán presentarán un incremento conjunto de producción de 9.8 mmbd en 2008 a 10.2 mmbd en 201545, esto se anticipó debido al grado de desarrollo de sus campos relativamente jóvenes. Sin embargo, la Federación Rusa enfrentará importantes retos financieros debido al

retiro de los inversionistas por el manejo de políticas internacionales lo que implicará una disminución gradual del ritmo de crecimiento que presentó en los últimos años.

41 Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP. 42 Ídem 43 Ídem 44 Ídem 45 Ídem


53

Entre los nuevos proyectos de la Federación Rusa destacan: Vankorskoye, Russkoye y Uvatskoye situados en zonas remotas del Oeste siberiano .

En resumen, la oferta mundial resulta altamente incierta (véase gráfica 11). Las expectativas de crecimiento de los países productores están íntimamente ligadas a los precios del crudo y a los costos de producción. El futuro de la

oferta presenta importantes retos a las compañías petroleras que deberán desarrollar procesos de adaptación más versátiles, ya que algunos de los factores causantes de esta espiral económica descendente fueron la lenta respuesta

de los actores del mercado ante las variaciones de la demanda, la poca previsión de las consecuencias de los excesivos precios del crudo sobre la demanda mundial y el impacto del mayor consumo de las economías emergentes46.

Gráfica 11

Variación de las prospectivas de oferta mundial

Fuente: Panorama 2009, Oil Supply and demand. Institut Français du Pétrole

En la medida que se fortalezcan los mercados financieros y se acceda nuevamente al crédito, las compañías petroleras

podrán continuar sus inversiones para el desarrollo de reservas e incremento de su producción, que a su vez restituirán la confianza en los mercados de energéticos alcanzando niveles de precios adecuados para el equilibrio de la demanda y estabilización de la oferta.

46 Fuente: Panorama 2009, Oil supply and demand. Institut Français du Pétrole.


54


55

Marco regulatorio de la industria del

petróleo

Tras la aprobación de la Reforma Energética (Reforma), publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 28 de Noviembre de de 2008, la nueva estructura regulatoria aplicable en la

materia se ha ido instrumentando, por lo que en este apartado se incluyen avances derivados de la Reforma, algunos como la conformación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la

publicación de su Ley, además de las modificaciones a la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento, así como las reformas y adiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

Igualmente, se analizan los ordenamientos e instrumentos jurídicos aplicables a las actividades de

la industria petrolera, particularmente en la exploración y explotación del petróleo.

2.1 Reforma Energética de la industria petrolera

El 28 de octubre de 2008, el Congreso de la Unión aprobó la Reforma Energética, resultado de la iniciativa del Ejecutivo Federal y de la participación activa de todos los grupos parlamentarios. El

28 de noviembre de 2008, se publicaron en el DOF los siete decretos que integran la Reforma, mediante los cuales se expiden, reforman, adicionan y derogan diversas leyes para fortalecer y modernizar, entre otras, a la industria petrolera mexicana.

Se reformaron y adicionaron diversas disposiciones de la Ley Reglamentaria del Artículo 27

Constitucional en el Ramo del Petróleo; el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; y se reformaron, adicionaron y derogaron diversas disposiciones de la Ley de la

Comisión Reguladora de Energía (CRE).

Se expidió una nueva Ley de Petróleos Mexicanos, así como la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética; la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía; y la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Se adicionaron los artículos 3o. de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales; 1o. de la Ley de

Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y un párrafo tercero al artículo 1o. de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.

CAPÍTULO DOS


56

El nuevo marco normativo fortalece a la Secretaría de Energía (Sener), instancia responsable de definir la política energética, y a la CRE. Se crea la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para regular y supervisar la explotación

y extracción de carburos de hidrógeno. Se ordena la integración del Consejo Nacional de Energía (CNE) y se otorga a Petróleos Mexicanos una mayor autonomía en sus formas de organización, procesos de toma de decisión y manejo presupuestal.

A la Sener le corresponde establecer y conducir la política energética del país, así como supervisar su cumplimiento

con prioridad en la seguridad y diversificación energéticas, el ahorro de energía y la protección del medio ambiente; proponer al Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de reservas petroleras, la plataforma anual de producción de petróleo y de gas en el marco de la Estrategia Nacional de Energía y definir la política de restitución de reservas de

hidrocarburos; así como registrar y dar a conocer estas reservas de acuerdo con la información proporcionada por la CNH.

Por su parte, la Estrategia Nacional de Energía atiende los siguientes objetivos:

1. Restituir reservas, revertir la declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural.

2. Diversificar las fuentes de energía, incrementando la participación de tecnologías limpias.

3. Incrementar los niveles de eficiencia en el consumo de energía.

4. Reducir el impacto ambiental del sector energético.

5. Operar de forma eficiente, confiable y segura la infraestructura energética.

6. Ejecutar oportunamente las inversiones necesarias en capacidad de procesamiento para reducir el costo de

suministro de energéticos.

7. Fortalecer la red de transporte, almacenamiento y distribución de gas y petrolíferos.

8. Proveer de energéticos de calidad y a precios competitivos a los centros de población marginados del país.

9. Promover el desarrollo tecnológico y de capital humano para el sector de energía.

La CNH, en apego a la Estrategia Nacional de Energía y a los programas que emita la Sener, realizará sus funciones a fin de que los proyectos de exploración y extracción a cargo de Pemex se realicen, entre otras, con arreglo a las

siguientes bases: i) elevar el índice de recuperación y reponer las reservas de hidrocarburos conforme a la viabilidad económica de los proyectos; ii) proteger al medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales; y, iii) reducir al mínimo la quema y venteo de gas y de hidrocarburos. Asimismo, la CNH deberá proponer a la Sener

criterios y elementos de política energética y apoyarla en la planeación energética a mediano y largo plazos.

Con la nueva Ley de Petróleos Mexicanos culminó el proceso de revisión del marco jurídico que regía hasta esa fecha la gestión de la industria petrolera. Con este nuevo instrumento y los cambios a otras leyes que integraron la Reforma, Pemex, tiene mayor flexibilidad en aspectos fundamentales de su gestión. Este conjunto de reformas

considera principalmente:

Un régimen contractual específico que le permita a Petróleos Mexicanos optar por modalidades especiales

de contratación, en las que se establezcan esquemas fijos con precio cierto; los contratos plurianuales podrán estipular revisiones necesarias por la incorporación de nuevas tecnologías o por la variación en los precios de

insumos y equipos; incluirán penalizaciones a los contratistas que causen impactos ambientales negativos o incurran en incumplimientos en tiempo o calidad; o compensaciones a los contratantes que realicen en un menor tiempo en la ejecución de las obras u otros aspectos que redunden en mejores resultados en las


57

mismas y en los servicios contratados por la empresa o sus organismos subsidiarios, así como por la apropiación de nuevas tecnologías que aporten mayor utilidad a Petróleos Mexicanos, y los beneficios

derivados de su aplicación.

Un gobierno corporativo fortalecido mediante la incorporación al Consejo de Administración de Pemex de

cuatro consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal y ratificados por el Senado de la República, y la integración de siete comités de apoyo al consejo.

Un nuevo régimen fiscal que le permita explotar los yacimientos más complejos y costosos en tierra y aguas

profundas en forma rentable; mayor autonomía para integrar y ejecutar su presupuesto; y proponer anualmente a las autoridades hacendarias y al Poder Legislativo su balance financiero para un periodo de

cinco años. Asimismo, el Consejo de Administración tendrá la facultad de aprobar adecuaciones al presupuesto anual, sujeto a la meta de balance financiero; y podrá utilizar gradualmente los excedentes que genere (sobre los ingresos propios estimados) en el corto plazo.

Un régimen específico de deuda en el cual se elimina el esquema de financiamiento PIDIREGAS y el gasto de inversión dejará de contabilizarse como parte del balance financiero del sector público. Pemex podrá

analizar y acudir a los mercados financieros, de acuerdo con los términos y condiciones que para tal efecto apruebe el Consejo de Administración y emitirá bonos ciudadanos, títulos de crédito que no otorgarán

derechos corporativos, ni sobre la propiedad control o patrimonio de Pemex por lo que constituyen un instrumento de vinculación y transparencia social para el organismo.

La obligación de elaborar el Plan Estratégico Integral de Negocios de Pemex con proyección a cinco años,

además de un escenario indicativo anual de sus metas de balance para los siguientes cinco años.

Establece nuevos esquemas para impulsar el desarrollo de proveedores y contratistas nacionales, con el

propósito de aumentar el contenido doméstico en sus obras, adquisiciones y arrendamiento de bienes y servicios a un mínimo de 25%.

Con el propósito de apoyar a los productores agropecuarios, Pemex y sus organismos subsidiarios instrumentarán un esquema para ofrecer a la industria nacional de fertilizantes y a los distribuidores de

amoniaco de aplicación directa como insumo en la producción agropecuaria un suministro confiable y contratos de largo plazo que contemplen precios fijos para los insumos de esta industria; Pemex y sus organismos subsidiarios ofrecerán este esquema a los mejores plazos y condiciones disponibles en los

mercados de coberturas; y darán prioridad a la demanda nacional por parte de los fabricantes de fertilizantes nitrogenados.

2.2 Marco regulatorio básico de la industria petrolera

Los principios fundamentales que rigen a la industria petrolera en México se encuentran en los artículos 25, 27 y 28

de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. De éstos se derivan las Leyes Secundarias, Reglamentos, Directivas y Normas Oficiales Mexicanas que establecen la regulación a que deben sujetarse las

actividades de exploración y explotación del petróleo y demás hidrocarburos que se encuentran en yacimientos dentro del territorio nacional o en yacimientos transfronterizos.

El marco regulatorio básico de la industria petrolera, se conforma de los siguientes ordenamientos:

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos


58

Tratados internacionales

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

Ley Orgánica de la Administración Pública Federal

Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

Ley de Petróleos Mexicanos

Ley Federal de las Entidades Paraestatales

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Ley de Planeación

Ley de Ingresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente)

Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

Presupuesto de Egresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente)

Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos

Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

Reglamento Interior de la Secretaría de Energía

Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos

Normas Oficiales Mexicanas

Acuerdo que da a conocer los criterios para determinar los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos Mexicanos

Acuerdo por el que se establecen los lineamientos mediante los cuales la Secretaría de Energía supervisará el

cumplimiento, implementación y ejecución de la normatividad de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en materia de Seguridad Industrial

Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Disposiciones Administrativas de Contratación

Disposiciones Técnicas para Evitar y Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

2.2.1 Marco constitucional del subsector petrolero

Las disposiciones constitucionales sobre la industria petrolera están orientadas a regular y garantizar un régimen jurídico que delimite el quehacer del Estado en relación con sus industrias dedicadas a la explotación de recursos naturales (artículos 25, 27 y 28 Constitucionales).


59

rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable, que fortalezca la soberanía de la

Nación y su régimen democrático y que, mediante el fomento del crecimiento económico y el empleo y una más justa distribución del ingreso y la riqueza, permita el pleno ejercicio de la libertad y la dignidad de los individuos,

y fomen

señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, ...manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad

naturales de la plataforma continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de

los terrenos, tales como... el petróleo y todos los carburos de hidrógen

sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos, ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado y la Nación llevará a cabo la explotación de esos productos, en los términos que

ue el Estado ejerza de manera

precepto también establece que el Estado lleva a cabo estas actividades estratégicas, a través de los organismos y

empresas que requiera para su eficaz manejo.

2.2.2 Tratados Internacionales

A nivel internacional, México ha suscrito diversos tratados en materia de hidrocarburos, los cuales se citan a continuación:

Tratado de Libre Comercio de América del Norte (aprobación del Senado, DOF 8 de diciembre de 1993, entró en vigor el 1 de enero de 1994)47.

47 El Tratado de Libre Comercio de América del Norte dispone, en el Anexo 602.3 Reservas y disposiciones especiales, que el Estado

Mexicano se reserva para sí mismo, incluyendo la inversión y la prestación de servicios, las siguientes actividades estratégicas:

a. exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural; refinación o procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y producción de gas

artificial, petroquímicos básicos y sus insumos y ductos;

b. comercio exterior; transporte, almacenamiento y distribución, hasta e incluyendo la venta de primera mano de los siguientes bienes: i)

petróleo crudo; ii) gas natural y artificial; iii) bienes cubiertos por este capítulo, obtenidos de la refinación o del procesamiento de petróleo

crudo y gas natural; y iv) petroquímicos básicos.


60

Decreto promulgatorio del Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, firmado en Kioto, el 11 de diciembre de 1997 (DOF 24 de noviembre de 2000).

Tratado entre el Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos de América sobre la Delimitación de la Plataforma Continental en el Golfo de México, más allá de las 200 millas náuticas

(Decreto promulgatorio, DOF 22 de marzo de 2001)48.

Como seguimiento al Comunicado Conjunto suscrito por los Presidentes de México y Estados Unidos, el 23 de junio

de 2010, los Gobiernos de dichos países anunciaron conjuntamente su deseo de negociar un tratado que regule la utilización y reglamentación de los yacimientos de hidrocarburos que atraviesen la frontera marítima internacional.

Aunque a la fecha ninguna entidad ha registrado la existencia de algún yacimiento transfronterizo, en el referido anuncio, se consideró tener al alcance un régimen normativo de carácter bilateral en caso de que ocurra algún

descubrimiento en el futuro. Mientras tanto, ambos gobiernos han acordado renovar la moratoria de perforación y explotación en el Polígono Occidental, tal y como se contempla en el Tratado del año 2000.

De esta forma, se estableció una prórroga para la moratoria hasta enero de 2014, sin perjuicio de otra renovación. Cualquier acuerdo bilateral que surja en torno a las negociaciones sobre nuestros yacimientos transfronterizos incluirá

En la actualidad, se han iniciado contactos con Cuba para examinar la situación de la plataforma continental extendida más allá de las 200 millas para el Polígono Oriental y de los potenciales yacimientos transfronterizos a lo largo de la frontera marítima.

México y Cuba forman parte de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar. Por ello, ambos

países deben presentar sus posturas con relación al Polígono Oriental ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental. Lo anterior permitirá delimitar la plataforma continental de cada país y las aguas territoriales

correspondientes. Cuba realizó su presentación en mayo de 2009 y México realizará la propia durante el primer semestre de 2010.

2.2.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos

Con la Reforma Energética, la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (la Ley

Reglamentaria) fue modificada con el propósito de dotar a la industria petrolera nacional de herramientas que le permitan garantizar el suministro de energéticos en los próximos años y se asegure la maximización de la riqueza petrolera en beneficio de la Nación, todo ello sin transgredir los principios establecidos en la Constitución en materia

de hidrocarburos.

48 En el Artículo IV del Tratado se estipula que, en virtud de la posible existencia de yacimientos de petróleo o gas natural en la zona, las

partes tendrán un periodo de 10 años, a partir de la entrada en vigor del Tratado, para llevar a cabo estudios geológicos y geofísicos que

ayuden a determinar la posible presencia y distribución de los yacimientos transfronterizos, sin que se lleve a cabo la explotación de los

recursos petrolíferos.


61

De esta manera, la reforma a esta Ley Reglamentaria tiene entre sus objetivos principales los siguientes: a) Acelerar el descubrimiento de nuevos yacimientos e incorporación de reservas; b) revertir la declinación en la producción

nacional de hidrocarburos; c) Incorporar tecnología de punta en la extracción de petróleo, particularmente en aguas profundas; e) multiplicar la actual capacidad de ejecución de Pemex, principalmente por medio de nuevos esquemas contractuales para impulsar sus actividades de exploración y explotación por parte de empresas especializadas; f)

incrementar la capacidad de producción, refinación, transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos; g) aumentar la producción de combustibles y mejorar su calidad, y h) fortalecer las actividades de regulación y

supervisión del Ejecutivo Federal en relación a Pemex y los particulares que participen en la industria petrolera, en los términos establecidos por el marco jurídico correspondiente.

La reforma a la Ley Reglamentaria, publicada el 28 de noviembre de 2008, considera los siguientes aspectos en materia de exploración y explotación de petróleo:

Corresponde a la Nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional y la zona económica exclusiva situada fuera del mar territorial y

adyacente a éste, en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él.

Para los efectos de esta Ley se consideran yacimientos transfronterizos aquellos que se encuentren dentro

de la jurisdicción nacional y tengan continuidad física fuera de ella.

También se considerarán como transfronterizos aquellos yacimientos o mantos que se encuentran fuera de

la jurisdicción nacional, compartidos con otros países de acuerdo con los tratados en que México sea parte o bajo lo dispuesto en la Convención sobre Derecho del Mar de las Naciones Unidas.

De conformidad con lo dispuesto en los párrafos cuarto del Artículo 25 y sexto del Artículo 27 de la

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, sólo la Nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los hidrocarburos, que constituyen la industria petrolera.

Los yacimientos transfronterizos podrán ser explotados en los términos de los tratados en los que México sea parte, celebrados por el Presidente de la República y aprobados por la Cámara de Senadores.

La industria petrolera abarca:

I. La exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano del petróleo y los productos que se obtengan de su refinación;

II. La exploración, explotación, elaboración y ventas de primera mano del gas, así como el transporte y el almacenamiento indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración.

Se exceptúa del párrafo anterior, el gas asociado a los yacimientos de carbón mineral, ya que la Ley Minera regulará su recuperación y aprovechamiento49 .

III. La elaboración, el transporte, el almacenamiento, la distribución y las ventas de primera mano de

aquellos derivados del petróleo y del gas que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas y que constituyen petroquímicos básicos, que a continuación se enumeran:

1. Etano;

2. Propano;

49 Esta reforma tiene el propósito de hacer una distinción entre la actividad petrolera y la extracción y explotación del gas grisú obtenido de la

actividad minera. Publicada en el DOF del 26 de junio de 2006.


62

3. Butanos;

4. Pentanos;

5. Hexano;

6. Heptano;

7. Materia prima para negro de humo;

8. Naftas; y

9. Metano, cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de yacimientos ubicados en el territorio

nacional y se utilice como materia prima en procesos industriales petroquímicos.

La Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades, por conducto

de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.

El gas asociado a los yacimientos de carbón mineral se sujetará a las disposiciones aplicables de transporte, almacenamiento y distribución de gas.

Las actividades de Petróleos Mexicanos y su participación en el mercado mundial se orientarán de acuerdo con los intereses nacionales.

El Ejecutivo Federal, por conducto de la Secretaría de Energía, otorgará exclusivamente a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios las asignaciones de áreas para exploración y explotación petroleras.

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios podrán celebrar con personas físicas o morales los contratos de obras y de prestación de servicios que la mejor realización de sus actividades requiere. Las

remuneraciones que en dichos contratos se establezcan serán siempre en efectivo y en ningún caso se concederán por los servicios que se presten y las obras que se ejecuten propiedad sobre los hidrocarburos, ni se podrán suscribir contratos de producción compartida o contrato alguno que comprometa porcentajes de

la producción o del valor de las ventas de los hidrocarburos ni de sus derivados, ni de las utilidades de la entidad contratante.

El reconocimiento y la exploración superficial de las áreas para investigar sus posibilidades petrolíferas, requerirán únicamente permiso de la Secretaría de Energía.

Petróleos Mexicanos ejecutará las acciones de prevención y de reparación de daños al medio ambiente o al equilibrio ecológico a causa de las obras u operaciones de la industria petrolera y está obligado a sufragar sus

costos, cuando sea declarado responsable por resolución de la autoridad competente, en términos de las disposiciones aplicables.

El Ejecutivo Federal establecerá zonas de reservas petroleras en áreas que por sus posibilidades así lo

ameriten.

La industria petrolera es de utilidad pública, preferente sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del

subsuelo de los terrenos, incluso sobre la tenencia de los ejidos o comunidades, y procederá la ocupación provisional, la definitiva o la expropiación de los mismos, mediante la indemnización legal, en todos los casos

en que lo requieran la Nación o su industria petrolera.

El Ejecutivo Federal, por conducto de la Secretaría de Energía, con la participación que corresponda a la

Comisión Nacional de Hidrocarburos y a la Comisión Reguladora de Energía, establecerán, en el ámbito de sus respectivas atribuciones y conforme a la legislación aplicable, la regulación de la industria petrolera y de las actividades a que se refiere esta Ley.


63

Se debe destacar que el 22 de septiembre de 2009 se publicó en el DOF, el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Dicho Reglamento considera los siguientes aspectos en materia

de exploración y explotación de petróleo, así como de transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano de hidrocarburos:

Regula los procesos para solicitar y otorgar permisos de reconocimiento y exploración superficial, aclarando

sus alcances.

Determina los supuestos específicos para otorgar, modificar, rehusar, revocar y cancelar las asignaciones.

Regula los procesos para solicitar y otorgar permisos de reconocimiento y exploración superficial, aclarando sus alcances.

Establece los elementos que contendrá un título de asignación.

Señala que la Secretaría de Energía determinará cuáles son los principales proyectos de exploración y

explotación con base en su participación porcentual en el portafolio de inversión o en su importancia estratégica.

Indica que la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía, en el ámbito de sus competencias, expedirán la regulación relativa a transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano de

hidrocarburos, destinadas al mercado nacional, salvo que existan condiciones de competencia efectiva, a juicio de la Comisión Federal de Competencia.

Establece que en las ventas de primera mano, destinadas al mercado nacional, así como en la prestación de

servicios de transporte, almacenamiento y distribución, los Organismos Descentralizados se abstendrán de incurrir en prácticas indebidas que limiten, dañen, impidan o dificulten el proceso de enajenación y

adquisición de los productos referidos en el artículo 12 de dicho Reglamento.

Define por venta de primera mano la primera enajenación de hidrocarburos, distintos de los petroquímicos

no básicos, que Pemex o sus Organismos Subsidiarios realicen a un tercero distinto de las personas morales controladas por éstos.

Señala que Pemex o sus Organismos Subsidiarios certificarán, una vez al año, las Reservas de Hidrocarburos

con terceros independientes, cuyos reportes finales deberán contar con el visto bueno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Dispone que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprobará el reporte de reservas que emita Pemex e indica que con base en la referida información, la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las

reservas de hidrocarburos.

Establece que los Organismos Descentralizados y los permisionarios están obligados a implementar sistemas

de seguridad industrial y protección ambiental que permitan, entre otras, la identificación de los principales escenarios de riesgo y las correspondientes medidas de mitigación.

Señala que en el caso de las contrataciones de Pemex, constará la obligación para su contratante de apegarse

al sistema de seguridad industrial del organismo.

Se abroga el Reglamento de Trabajos Petroleros.


64

2.2.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos

Conforme a lo establecido en el marco jurídico aplicable, la Secretaría de Energía cuenta principalmente con las

atribuciones siguientes en materia de hidrocarburos:

Establece y conduce la política energética del país.

Ejerce los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos.

Conduce y supervisa la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la Secretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos.

Lleva a cabo la planeación energética a mediano y largo plazos y fija las directrices económicas y sociales para el sector energético paraestatal.

Integra el Consejo Nacional de Energía.

Otorga, y en su caso, cancela permisos y autorizaciones en materia energética, conforme a las disposiciones

aplicables.

Otorga, rehúsa, modifica, revoca y, en su caso, cancela asignaciones para exploración y explotación de

hidrocarburos, tomando en consideración los dictámenes técnicos que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Aprueba los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos

Mexicanos con base en los lineamientos de la política energética y con apoyo en los dictámenes técnicos que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Tiene a su cargo el catastro petrolero.

Establece la regulación en materia de asignación de áreas para la exploración y explotación petrolera y de

permisos de reconocimientos y exploración superficial y supervisa su debido cumplimiento.

Propone al Titular del Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de reservas petroleras.

Propone al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción de petróleo y de gas de Petróleos Mexicanos, con base en las reservas probadas y los recursos disponibles, dando prioridad a la seguridad

energética del país en el marco de la Estrategia Nacional de Energía.

Establece la política de restitución de reservas de hidrocarburos.

Regula y, en su caso, expide Normas Oficiales Mexicanas en materia de seguridad industrial del sector de hidrocarburos y supervisa su debido cumplimiento.

Registra y da a conocer, con base en la información proporcionada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, las reservas de hidrocarburos, conforme a los estudios de evaluación y de cuantificación, así como a las certificaciones correspondientes.

Requiere la información necesaria para el desarrollo de sus funciones a los órganos desconcentrados, organismos descentralizados y empresas del sector y, en general, a toda persona física o moral que realice

cualquiera de las actividades a que se refiere la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.

Ordena que se realicen visitas de inspección a las instalaciones de los órganos, organismos y empresas del sector, y, en general, a toda persona física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refiere la

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.


65

Participa en foros internacionales respecto de las materias competencia de la Secretaría, con la intervención que corresponda a la Secretaría de Relaciones Exteriores y propone a ésta la celebración de convenios y

tratados internacionales en tales materias; y, asimismo, participa en la concertación y el seguimiento de la ejecución de los acuerdos internacionales en materia de explotación de yacimientos transfronterizos de

hidrocarburos de los que el Estado Mexicano sea parte.

Inicia, tramita y resuelve procedimientos administrativos e impone las sanciones que correspondan, en términos de las disposiciones aplicables.

Otorga a Pemex el permiso necesario para que este organismo lleve a cabo el reconocimiento y exploración superficial de áreas para investigar sus posibilidades petrolíferas y ejerce la vigilancia de los trabajos

petroleros.

Otorga a Pemex el permiso previo para la ejecución y funcionamiento de cualquier trabajo u obra relacionada

con la industria petrolera, y vigila e inspecciona, rutinariamente, las obras e instalaciones autorizadas a este organismo, tanto en la ejecución de los trabajos, como durante el funcionamiento y operación de los

mismos, distintos de los mencionados en el inciso anterior.

En el ejercicio de sus atribuciones, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación los siguientes

instrumentos normativos:

cuales la Secretaría de Energía supervisará el cumplimiento, implementación y ejecución de la normatividad de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en relación con las condiciones de seguridad

lecer los términos mediante los cuales la Secretaría de

Energía vigilará y verificará el cumplimiento, implementación y/o ejecución de la Normativa de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en materia de condiciones de seguridad industrial de las

actividades de refinación del petróleo, elaboración y procesamiento del gas y de petroquímicos básicos, así como en las demás actividades. Asimismo, establece esquemas de supervisión que aseguran el cumplimiento de las condiciones de seguridad industrial, evitando criterios discrecionales y generando incentivos correctos

en las actividades de verificación, de tal suerte que en materia de seguridad industrial, deban revisarse periódicamente los mecanismos instrumentados para identificar y controlar riesgos operativos de Petróleos

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios.

determinarán los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos

Energía determinará los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore

Pemex, con base en su participación porcentual en el portafolio de inversión de estos proyectos o en su importancia estratégica para alcanzar las metas consignadas en la política energética.

Por otra parte y en términos de lo dispuesto por la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, publicada en el

Diario Oficial de la Federación de 28 de noviembre de 2008, se instituye la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) como órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía. La CNH tiene como objeto fundamental regular y supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, que se encuentren en mantos o yacimientos

cualquiera que fuere su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que compongan el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él, así como las actividades de proceso, transporte y almacenamiento que se relacionen


66

directamente con los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos. En este contexto, es de resaltar que la CNH se instaló el 20 de mayo de 2009.

Corresponde a la CNH, entre otras atribuciones, las siguientes:

Aportar los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país, así como

para la formulación de los programas sectoriales en materia de exploración y extracción de hidrocarburos, conforme a los mecanismos establecidos por la Secretaría de Energía;

Establecer las disposiciones técnicas aplicables a la exploración y extracción de hidrocarburos, en el ámbito de su competencia y verificar su cumplimiento;

Participar, con la Secretaría de Energía, en la política de restitución de reservas de hidrocarburos;

Proporcionar a la Secretaría de Energía, el apoyo técnico que le solicite para el cumplimiento de sus

funciones;

Establecer los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los proyectos de exploración y

extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión de Petróleos Mexicanos;

Dictaminar técnicamente los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, previo a las

asignaciones que otorgue la Secretaría de Energía, así como sus modificaciones sustantivas;

Formular propuestas técnicas para optimizar los factores de recuperación en los proyectos de extracción de

hidrocarburos;

Realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de reservas del petróleo;

Emitir opinión sobre la asignación o cancelación de asignaciones de áreas para fines de explotación y exploración petrolíferas, así como sobre los permisos para el reconocimiento y la explotación superficial a efectos de investigar sus posibilidades petrolíferas;

Proponer a la Secretaría de Energía el establecimiento de zonas de reservas petroleras, y

Establecer y llevar un Registro Petrolero.

Las anteriores atribuciones se reflejan en el Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, publicado

el 28 de agosto de 2009, en el DOF, en el que se establece las bases para el funcionamiento de la CNH, así como su organización, las facultades de sus Comisionados y de sus funcionarios. En el ejercicio de sus atribuciones, la CNH

publicó en el DOF los siguientes instrumentos normativos:

El 21 de diciembre 2009 se publicaron los Lineamientos técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos y su dictaminación. Dichos Lineamientos tienen por objeto

establecer los elementos específicos que deberán contener los proyectos de exploración y explotación que Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios presenten para su dictaminación a la Comisión, así como

los procedimientos que ésta observará durante la revisión de los mismos.

El 4 de diciembre 2009 se publicaron las Disposiciones Técnicas para Evitar y Reducir la Quema y el Venteo

de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Dichas disposiciones tienen por objeto que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios realicen la planificación sobre la forma en la que deberán conservar el valor económico del gas presente en los yacimientos objeto de trabajos de

exploración y explotación de hidrocarburos, en tanto que es patrimonio de la nación; buscando siempre la maximización de su valor económico una vez que sea producido.


67

Las acciones que se han tomado hasta el momento para reducir la quema y venteo de gas son las siguientes:

Se ha determinado como límite máximo permitido para la quema de gas asociado en Pemex Exploración y

Producción para 2010, sin incluir al Activo Integral Cantarell, 141 millones de pies cúbicos diarios(mmpcd), que corresponde a 95.3% de aprovechamiento de gas asociado50.

Se han conformado, al interior de Pemex Exploración y Producción, los grupos de trabajo para atender los asuntos relacionados con las disposiciones.

Actualmente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos está revisando y validando los manifiestos en los que

se plasman las actividades e inversiones requeridas para alcanzar las metas de aprovechamiento de gas por Activo para 2010.

2.3 Régimen jurídico de Pemex

2.3.1 Ley de Petróleos Mexicanos

Como parte de la estructura organizacional del sector energético, el Congreso de la Unión aprobó la Ley de Petróleos

Mexicanos, basada en los principios constitucionales que le otorgan facultades únicamente al Estado para desarrollar actividades en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, precisando que dichas actividades se desarrollan a través de esa paraestatal y de sus organismos subsidiarios.

La definición de los organismos subsidiarios deja de imponerse de manera rígida en la ley, por lo que corresponderá al

Consejo de Administración la facultad de determinar su estructura organizacional y, de darse el caso, proponer al Ejecutivo Federal la creación de tales organismos, según las particularidades y necesidades de cada momento. Asimismo, se mantiene la estructura actual del Consejo de Administración. Sin embargo, en congruencia con el

establecimiento de un régimen de gobierno corporativo, se establece la adición de cuatro consejeros profesionales.

Respecto al régimen de deuda, se liberó a Pemex de las autorizaciones intermedias ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. En cambio, se limita a dicha Secretaría a que únicamente apruebe lineamientos específicos respecto a las características de su endeudamiento.

Un cambio importante es que Pemex podrá realizar las negociaciones y gestiones necesarias para acudir al mercado

externo de dinero y contratar los financiamientos que requiera, sin la autorización de dicha Secretaría, manteniendo solamente la obligación de registrar tales operaciones.

Por otra parte, la creación de diversos comités refleja una real innovación en Pemex que tiene como consecuencia la adecuada instrumentación del gobierno corporativo.

50 El aprovechamiento de 95.3%, que corresponde al límite máximo permitido para la quema de gas, se refiere a un cálculo que considera el

gas enviado a la atmósfera, excluyendo el de Cantarell, respecto a la producción nacional de gas asociado, sin incluir Cantarell. Por otra parte,

la meta prevista para 2024 en la Estrategia Nacional de Energía, de 99.4% de aprovechamiento, se refiere al gas natural nacional enviado a

la atmósfera respecto a la producción nacional del hidrocarburo.


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La paraestatal podrá celebrar contratos con personas físicas o morales. En este sentido, la Nación mantendrá en todo momento el dominio directo de los hidrocarburos.

La Ley de Petróleos Mexicanos señala, en términos generales, lo siguiente:

La Ley tiene como objeto regular la organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de Petróleos Mexicanos, así como fijar las bases generales aplicables a sus organismos subsidiarios.

Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios que se constituyan se sujetarán, en primer término, a lo establecido en esta Ley, su Reglamento y, sólo en lo no previsto, a las disposiciones legales que por materia corresponda. Los organismos subsidiarios también se sujetarán a las disposiciones de los respectivos decretos

del Ejecutivo Federal.

El Estado realizará las actividades que le corresponden en exclusiva en el área estratégica del petróleo, demás

hidrocarburos y la petroquímica básica, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y

patrimonio propios, que tiene por objeto llevar a cabo la exploración, la explotación y las demás actividades a que se refiere el párrafo anterior, así como ejercer la conducción central y dirección estratégica de la industria

petrolera.

Petróleos Mexicanos podrá contar con organismos descentralizados subsidiarios para llevar a cabo las actividades que abarca la industria petrolera.

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, de acuerdo con sus respectivos objetos, podrán celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos y suscribir títulos de crédito,

manteniendo en exclusiva la propiedad y el control del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos, con sujeción a las disposiciones aplicables.

Los organismos subsidiarios de Pemex serán creados por el Titular del Ejecutivo Federal, a propuesta del Consejo de Administración, con el objeto de llevar a cabo las actividades en las áreas estratégicas de la

industria petrolera estatal.

Las actividades de Petróleos Mexicanos de fabricación de productos petroquímicos distintos de la petroquímica básica también serán realizadas por organismos subsidiarios; estos organismos podrán realizar

las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de los productos señalados.

Pemex será dirigido y administrado por un Consejo de Administración y un Director General, nombrado por

el Ejecutivo Federal.

El Consejo de Administración se compondrá 15 miembros propietarios, de los cuales 6 serán representantes

del Estado, designados por el Ejecutivo Federal; 5 representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) y 4 consejeros profesionales designados por el Ejecutivo Federal,

ratificados por la Cámara de Senadores o, en sus recesos, por la Comisión Permanente. El Presidente del Consejo será el Titular de la Secretaría de Energía, quien tendrá voto de calidad en caso de empate.

Los consejos de administración de los organismos subsidiarios se integrarán con: El Director General de

Petróleos Mexicanos, quien los presidirá; representantes del Estado, designados por el Ejecutivo Federal y al menos dos consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal, que representarán al Estado.

En todo caso, Petróleos Mexicanos contará con los comités de:

I. Auditoría y Evaluación del Desempeño;

II. Estrategia e Inversiones;


69

III. Remuneraciones;

IV. Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios;

V. Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable;

VI. Transparencia y Rendición de Cuentas, y

VII. Desarrollo e Investigación Tecnológica.

La vigilancia interna y externa de Petróleos Mexicanos se realizará por: El Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño; un Comisario; el Órgano Interno de Control; la Auditoría Superior de la Federación y el

Auditor Externo.

Los bonos ciudadanos previstos en la Ley tendrán como finalidad poner a disposición de los mexicanos, de

manera directa, los beneficios de la riqueza petrolera nacional, permitiéndoles, a la vez, dar seguimiento al desempeño de Pemex, por lo que constituyen un instrumento de vinculación y transparencia social para el organismo; serán títulos de crédito que otorgarán a sus tenedores una contraprestación vinculada con el

desempeño del organismo; las contraprestaciones que se consignen en los bonos por ningún motivo y en ningún caso otorgarán o concederán a sus tenedores derechos corporativos, ni sobre la propiedad, control o

patrimonio de Pemex, o bien sobre el dominio y la explotación de la industria petrolera estatal.

Conforme a los principios de eficiencia y eficacia en el ejercicio del gasto público, Petróleos Mexicanos

tomará las medidas necesarias para incrementar la participación de proveedores y contratistas nacionales en las obras, bienes y servicios que requiere la industria petrolera, de una forma competitiva y sustentable, atendiendo para tal efecto las características, complejidad y magnitud de sus proyectos, con base en las

políticas y los programas que en esta materia establezca el Gobierno Federal.

Las adquisiciones, arrendamientos y prestación de servicios, así como las obras y servicios relacionados con

las mismas que requiera contratar Pemex y sus organismos subsidiarios tratándose exclusivamente de las actividades sustantivas de carácter productivo, así como de la petroquímica distinta de la básica, se regirán

conforme a lo dispuesto por este y, su reglamento y las disposiciones que emita el Consejo de Administración; la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas se aplicarán en sus términos, según corresponda, para las

adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios que no formen parte de las actividades sustantivas de carácter productivo, así como de la petroquímica distinta de la básica.

Pemex y sus organismos subsidiarios podrán celebrar con personas físicas o morales los contratos de obras y prestación de servicios que la mejor realización de sus actividades requiere, con las restricciones y en los términos del artículo 6° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo,

sujetándose a lo siguiente:

1. Se mantendrá en todo momento, el dominio directo de la Nación sobre los hidrocarburos.

2. No se concederá derecho alguno sobre las reservas petroleras.

3. Se mantendrá, en todo momento, el control y la dirección de la industria petrolera.

4. Las remuneraciones que en los contratos se establezcan serán siempre en efectivo, por lo que en ningún

caso podrá pactarse como pago por los servicios que se presten o las obras que se ejecuten, un porcentaje de la producción o del valor de las ventas de los hidrocarburos ni de sus derivados o de las utilidades de la

entidad contratante.

5. No se otorgarán derechos de preferencia de ningún tipo para la adquisición del petróleo o sus derivados, o para influir en la venta a terceras personas.


70

6. No se suscribirán contratos que contemplen esquemas de producción compartida ni asociaciones en las áreas exclusivas y estratégicas a cargo de la Nación señaladas en el artículo 3° de la Ley Reglamentaria.

Las remuneraciones de los contratos de obras y prestación de servicios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán sujetarse a las siguientes condiciones:

1. Deberán pactarse siempre en efectivo, ser razonables en términos de los estándares o usos de la industria y estar comprendidas en el Presupuesto autorizado de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios;

2. Serán establecidas a través de esquemas fijos o fórmulas predeterminadas con las que se obtenga un

precio cierto, de conformidad con la legislación civil;

3. Los contratos de obra plurianuales podrán estipular revisiones necesarias por la incorporación de avances

tecnológicos o la variación de precios de mercado de los insumos o equipos utilizados en los trabajos correspondientes u otros que contribuyan a mejorar la eficiencia del proyecto, con base en los mecanismos para el ajuste de costos y fijación de precios autorizados por el Consejo de Administración;

4. Deberán establecerse a la firma del contrato;

5. Se incluirán penalizaciones en función del impacto negativo de las actividades del contratista en la

sustentabilidad ambiental y por incumplimiento de indicadores de oportunidad, tiempo y calidad, y

6. Sólo se podrán incluir compensaciones adicionales cuando:

a) El contratante obtenga economías por el menor tiempo de ejecución de las obras;

b) El contratante se apropie o se beneficie de nuevas tecnologías provistas por el contratista, o

c) Concurran otras circunstancias atribuibles al contratista que redunden en una mayor utilidad de

Pemex y en un mejor resultado de la obra o servicio, y siempre que no se comprometan porcentajes sobre el valor de las ventas o sobre la producción de hidrocarburos. Las posibles compensaciones deberán establecerse expresamente a la firma del contrato.

Los contratos que no observen las disposiciones antes mencionadas serán nulos de pleno derecho.

En resumen, la nueva Ley de Petróleos Mexicanos tiene entre sus objetivos principales los siguientes: a) instalar una nueva estructura administrativa con mayores facultades de decisión y administración, lo cual incluye un nuevo

esquema de gobierno corporativo, una nueva conformación del Consejo de Administración, y la integración de siete comités de apoyo al Consejo, b) crear un régimen contractual específico para enfrentar con mayor flexibilidad la

incertidumbre que caracteriza la industria petrolera, optar por modalidades especiales de contratación y tener esquemas de contratación más eficientes, c) dotar de mayor autonomía para integrar y ejecutar su presupuesto, d) permitirle una mayor capacidad de ejecución e) crear un régimen específico de deuda, f) establecer nuevos esquemas

para impulsar proveedores y contratistas, y g) ofrecer a la industria de los fertilizantes un suministro confiable y contratos con el propósito de apoyar a los productores agropecuarios.

Adicionalmente, en términos de las reformas a las Leyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, publicadas en el DOF el 28 de noviembre de

2008, las adquisiciones, arrendamientos y servicios y las obras públicas y servicios relacionados con las mismas, relativos a las actividades sustantivas de carácter productivo a que se refieren los artículos 3o. y 4o. de la Ley

Reglamentaría del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo que realicen Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios quedan excluidos de la aplicación de esos ordenamientos, por lo que se regirán por lo dispuesto en su Ley, salvo en lo que expresamente ésta remita a dichos ordenamientos.


71

El 4 de septiembre de 2009 se publicó en el DOF, el Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos. Este ordenamiento tiene por objeto reglamentar dicha Ley y será de observancia general y obligatoria para Petróleos

Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y para las personas que mantengan relaciones con dichos Organismos Descentralizados. Dicho Reglamento consta de nueve capítulos y once artículos transitorios:

a) Capítulo I. Disposiciones Generales

b) Capítulo II. Del Gobierno Corporativo de Petróleos Mexicanos

c) Capítulo III. De la Planeación, Presupuestación y Financiamiento de Petróleos Mexicanos y sus

Organismos Subsidiarios

d) Capítulo IV. De los Procedimientos para la Contratación de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo

e) Capítulo V. De la Administración del Patrimonio de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios

f) Capítulo VI. De la Constitución y Participación de Petróleos Mexicanos en sociedades mercantiles

g) Capítulo VII. Del Desarrollo Sustentable, la Protección Ambiental, la Salud en el Trabajo y la Seguridad Industrial

h) Capítulo VIII. De las Ventas de Azufre

i) Capítulo IX. Del Control, Vigilancia y Evaluación del Desempeño

Entre los nuevos contenidos del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos se destacan los siguientes:

comprenden la Industria Petrolera Estatal, la petroquímica distinta de la básica y las demás que Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios deban realizar de conformidad con lo dispuesto en los artículos 3o.

y 4o. de la Ley Reglamentaria, respecto a las cuales será aplicable el nuevo régimen de contratación.

Se establece que las remuneraciones en los nuevos esquemas contractuales se podrán fijar en función de

indicadores, los cuales podrán referirse a productividad, capacidad, reserva incorporada, recuperación de reservas, tiempos de ejecución, ahorro de costos y otros que redunden en una mayor utilidad para Pemex o contribuyan a mejorar los resultados de un proyecto.

Se precisa que la Industria Petrolera Estatal es el conjunto de actividades que le corresponden a Petróleos Mexicanos y a sus Organismos Subsidiarios de manera exclusiva respecto de los hidrocarburos propiedad de

la Nación, de conformidad con lo previsto en los artículos 2o. y 3o. de la Ley Reglamentaria.

Se establece que la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentación (SAGARPA) podrá establecer

un registro público de productores nacionales de fertilizantes nitrogenados interesados en adquirir azufre de Petróleos Mexicanos.

2.3.2 Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos

Derivado de las reformas y la creación del nuevo esquema corporativo de Pemex, su Estatuto Orgánico, publicado en

el DOF el 24 de septiembre de 2009, establece la estructura, bases de organización y funciones de las unidades administrativas de Pemex, así como las atribuciones y reglas internas de su Consejo de Administración.


72

En tal virtud, dicho Estatuto determina:

1) Las atribuciones y funciones del Consejo de Administración; las Funciones del Presidente, del Secretario

y Prosecretario del Consejo; el funcionamiento del Consejo, los Comités y Consejeros Profesionales del Consejo;

2) Las atribuciones y funciones del Director General de Pemex;

3) Las funciones de los Directivos y Personal de Pemex;

4) La Estructura Orgánica de Pemex;

5) Los sistemas institucionales;

6) Los servicios y normatividad interna;

7) La representación y suplencias; y

8) La vigilancia de Pemex.

Este nuevo esquema de organización permite que Pemex se sujete a criterios de racionalidad, austeridad y disciplina presupuestaria; establece lineamientos y políticas a las cuales se sujetarán las atribuciones y funciones del Consejo, las cuales comprenden, entre otras, emitir la propuesta del comité correspondiente, las políticas y lineamientos en

materia de programas y proyectos de inversión, contratación de tercero experto independiente, prelación entre los proyectos de gran magnitud y alta prioridad y otros proyectos relevantes, así como los criterios para definir los casos y

la etapa de la fase de los proyectos y programas de inversión de los organismos subsidiarios que deberán ser aprobados por el Consejo de Administración, previo acuerdo del Consejo de Administración del organismo subsidiario correspondiente.

De igual manera, la estructura orgánica básica de Pemex tendrá las unidades administrativas siguientes: 1) La

Dirección General, 2) La Dirección Corporativa de Administración, 3) La Dirección Corporativa de Finanzas, 4) La Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, 5) La Dirección Corporativa de Operaciones, 6) La Oficina del Abogado General, 7) La Gerencia de Comunicación Social y 8) El Órgano Interno de Control.

2.3.3 Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones

Petróleos Mexicanos, previa opinión del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de dicho Organismo, publicó en el DOF el pasado 6 de enero de 2010 las Disposiciones administrativas de contratación en materia de adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios de las actividades sustantivas de carácter productivo de

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las Disposiciones Administrativas fueron reformadas y dadas a conocer nuevamente el 10 de marzo de 2010.

El objetivo de las Disposiciones Administrativas de Contratación es regular las adquisiciones, arrendamientos, obras y

servicios que requieran contratar tratándose de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo, previstas en el artículo 51 de la Ley de Petróleos Mexicanos y serán la guía para los procedimientos de contratación y para la elaboración, asignación y ejecución de los contratos.


73

2.3.4 Obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex

Por lo que respecta a las obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex, se encuentran establecidas en los

preceptos jurídicos siguientes:

a) Ley de Ingresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente);

b) Ley Federal de Derechos;

c) Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria;

d) Presupuesto de Egresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente).

a) Ley de Ingresos de la Federación

La Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2010, en su artículo 7o, obliga a Pemex y sus organismos subsidiarios al pago de contribuciones y sus accesorios, de productos y de aprovechamientos, excepto el

impuesto sobre la renta, de acuerdo con las disposiciones que los establecen y con las reglas que al efecto expida la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, además, estarán a lo siguiente:

De acuerdo con lo establecido en el artículo 260 de la Ley Federal de Derechos, Pemex-Exploración y Producción deberá realizar los anticipos que se señalan en el siguiente párrafo.

A cuenta del derecho ordinario sobre hidrocarburos a que se refiere el artículo 254 de la Ley Federal de Derechos, Pemex-Exploración y Producción deberá realizar pagos diarios, incluyendo los días inhábiles, por 498 millones 772

mil pesos durante el año. Además, el primer día hábil de cada semana del ejercicio fiscal deberá efectuar un pago de 3 mil 500 millones 993 mil pesos.

A su vez, se prevé que cuando el Ejecutivo Federal, en ejercicio de las facultades a que se refiere el artículo 131 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, establezca impuestos a la exportación de petróleo crudo, gas

natural y sus derivados, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán determinarlos y pagarlos a más tardar el último día hábil del mes siguiente a aquél en que se efectúe la exportación.

Para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 257, último párrafo, de la Ley Federal de Derechos se establece que la plataforma de extracción y de exportación de petróleo crudo durante 2010 será por una estimación máxima

de 2.5 y 1.1 millones de barriles diarios en promedio, respectivamente.

Finalmente, cabe destacar que se aplicará lo establecido en esta Ley a los ingresos que por cualquier concepto reciban las entidades de la Administración Pública Federal paraestatal que estén sujetas a control en los términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, de su Reglamento y del Decreto de Presupuesto de Egresos de

la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010, entre las que se comprende a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

b) Ley Federal de Derechos

En la Ley Federal de Derechos, en lo referente a hidrocarburos, se establecen las obligaciones que le corresponden a Pemex Exploración y Producción (PEP), mismas que se especifican en el cuadro 11:


74

Cuadro 11 Obligaciones de PEP

Derechos a cargo de PEP Concepto Pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos

PEP estará obligado al pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos, aplicando la tasa de 73% a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año y las deducciones permitidas 1.

Pago anual del derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía

PEP estará obligado al pago anual del derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía, aplicando la tasa del 0.40%

al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año 2.

Pago anual del derecho para la fiscalización petrolera

Aplicando la tasa de 0.003% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año.

Pago anual del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización

Cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado exceda de 22.00 dólares de los Estados Unidos de América.

Pago anual del derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo crudo

Cuando en el mercado internacional el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exceda del precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1° de la Ley de

Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, el derecho se calculará aplicando la tasa de 13.1% sobre el valor que resulte de multiplicar la diferencia que exista entre el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano y el precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la Ley de

Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, por el volumen total de exportación acumulado de petróleo crudo mexicano en el mismo ejercicio.

Pago anual del derecho sobre extracción de hidrocarburos3

Se aplica la tasa del 15% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en cada campo, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe Pemex Exploración y Producción, así como las mermas por

derramas o quema de dichos productos.

Pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos3

Se calculará aplicando la tasa del 30%, a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el campo de que se trate, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe Pemex Exploración y Producción, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos y las deducciones permitidas en el artículo 257 quáter de

la Ley Federal de Derechos.

Pago anual del derecho adicional sobre hidrocarburos3

Aplica cuando el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído en el campo de que se trate sea mayor a 60 dólares de los Estados Unidos de América. Este último monto se


75

actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América.4

1 Los conceptos que son deducibles para la determinación de la base de este derecho se enlistan en el artículo 254 de la Ley Federal de

Derechos con disposiciones al texto vigente del artículo Cuarto Transitorio, publicado en el DOF del 27 de noviembre de 2009. 2 A partir del 1 de enero de 2008 y hasta 2011, conforme al Artículo Sexto Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan

diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el DOF del 1 de octubre de 2007, se aplicará una tasa diferenciada para

cada año. En 2010 la tasa anual será de 0.40%, cuya recaudación se distribuirá en: 63% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-

Hidrocarburos, cuyo objeto será: a) La investigación científica y tecnológica aplicada, tanto a la exploración, explotación y refinación de

hidrocarburos, como a la producción de petroquímicos básicos y b) La adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico en las

materias señaladas en el inciso anterior; 2% al fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Hidrocarburos para la formación de recursos

humanos especializados en la industria petrolera; 15% al fondo de investigación científica y desarrollo tecnológico del Instituto Mexicano del

Petróleo y 20% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Sustentabilidad Energética, cuyo objeto será: a) La investigación científica

y tecnológica aplicada, tanto a fuentes renovables de energía, eficiencia energética, uso de tecnologías limpias y diversificación de fuentes

primarias de energía y b) La adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico de las materias señaladas en el inciso anterior. 3 Aplica en la extracción de petróleo crudo y gas natural de los siguientes campos: i) como una sola unidad, la totalidad de los campos en el

Paleocanal de Chicontepec como se define en el artículo 258 Bis de la Ley Federal de Derechos, con excepción de aquéllos que hayan sido

expresamente segregados como campos de extracción de petróleo crudo y gas natural de por lo menos 5 minutos de latitud por 5 minutos

de longitud de superficie, mediante declaración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, previa autorización de la Secretaría de Hacienda y

Crédito Público; ii) Los campos en el Paleocanal de Chicontepec que hayan sido segregados conforme a lo establecido en la fracción anterior.

En el caso de estos campos, para efectos de lo que se determina en el párrafo segundo del artículo 257 Quáter, la producción acumulada de

dicho campo se considerará como la producción acumulada a partir del inicio de operaciones, y en ningún caso a partir de que hayan sido

segregados, y iii)Los campos en aguas profundas, como se define en el artículo 258 Bis de la Ley Federal de Derechos. 4 Este derecho se calculará aplicando una tasa de 52% al resultado que se obtenga de realizar el siguiente procedimiento: i) Se calculará la

diferencia entre el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído en el campo de que se trate y 60

dólares de los Estados Unidos de América. Este último monto se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al

productor de los Estados Unidos de América, y ii) El resultado que se obtenga conforme a la fracción anterior se multiplicará por el volumen

de petróleo crudo equivalente extraído en el campo de que se trate en el año, incluyendo el consumo que de este producto efectúe Pemex

Exploración y Producción, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos.

Fuente: Ley Federal de Derechos, texto vigente publicado 27 de noviembre de 2009 en el DOF.

Cabe mencionar que, para los efectos del pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos, cuando la producción acumulada del campo de que se trate sea mayor a 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se aplicará la tasa de 36% al valor de la producción que exceda de dicho monto.

Asimismo es importante explicar que la aplicación de los pagos anuales de derechos sobre extracción de

hidrocarburos, derecho especial sobre hidrocarburos y derecho adicional sobre hidrocarburos, para efectos de la Ley de Derechos considera: I) Campos en aguas profundas, aquellos campos de extracción de petróleo crudo y/o gas

natural que, en promedio, sus pozos se encuentren ubicados en zonas con un tirante de agua superior a 500 metros, y ii) Campos en el Paleocanal de Chicontepec, aquellos campos de extracción de petróleo crudo y/o gas natural ubicados en los municipios de Castillo de Teayo, Coatzintla, Coyutla, Chicontepec, Espinal, Ixhuatlán de Madero,

Temapache, Papantla, Poza Rica de Hidalgo, Tepetzintla o Tihuatlán, en el Estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, o en los municipios de Francisco Z. Mena, Pantepec o Venustiano Carranza, en el Estado de Puebla.

Para los efectos del artículo 2 de la Ley de Coordinación Fiscal, a la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos, por el derecho especial sobre hidrocarburos y por el derecho adicional sobre hidrocarburos a que

se refieren los artículos 254, 257 Quáter y 257 Séptimus de la Ley de Derechos, respectivamente, se le aplicará la tasa de 83.28%; el monto que resulte de esta operación se considerará como recaudación federal participable.


76

El 3.17% de la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos, por el derecho especial sobre hidrocarburos y por el derecho adicional sobre hidrocarburos a que se refieren los artículos anteriormente citados, se

multiplicará por el factor de 0.0145; el monto que resulte de esta operación se destinará a los municipios colindantes con la frontera o litorales por los que se realice materialmente la salida del país de los hidrocarburos.

Pemex Exploración y Producción debe informar mensualmente a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público los montos y los Municipios a que se refiere el párrafo anterior. El Ejecutivo Federal a través de la Secretaría de Hacienda

y Crédito Público publicará, en los Informes sobre la Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública, la información que se derive de la presentación de las declaraciones a que se refiere la Ley Federal de Derechos.

c) La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria prevé que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), podrá autorizar erogaciones adicionales a las aprobadas en el Presupuesto de Egresos con cargo a los excedentes que, en su caso, resulten de los ingresos autorizados en la Ley de Ingresos de la Federación o de

excedentes propios de las entidades.

Cuadro 12

Destino de los excedentes petroleros

Destino de ingresos excedentes Monto de reserva en pesos Porcentaje

Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades

Federativas

Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en

barriles, por un factor de 3.25 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio.

25%

Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos

Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 3.25 por el tipo de cambio del dólar

estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio.

25%

Fondo de Estabilización de los

Ingresos Petroleros

Igual al producto de la plataforma de producción de

hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 6.50 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio.

40%

Programas y proyectos de inversión en infraestructura y

equipamiento de las entidades federativas

Conforme a la estructura porcentual que se derive de la distribución del Fondo General de Participaciones reportado

en la Cuenta Pública más reciente.

10%

Fuente: Sener.

d) Presupuesto de Egresos de la Federación

El Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010 señala que Pemex y sus organismos subsidiarios se sujetarán a las erogaciones y a las metas de balance primario y financiero aprobadas en ese

Presupuesto y, para su ejercicio, control y evaluación, así como para la elaboración del anteproyecto de presupuesto del próximo ejercicio fiscal, observarán lo dispuesto en la Ley de Petróleos Mexicanos y la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.


77

A efecto de que Pemex mantenga sus metas y pueda tomar medidas en caso de que durante el ejercicio se presente una disminución de los ingresos netos previstos en su presupuesto por condiciones de mercado, deberá apegarse a lo

dispuesto en el artículo 21 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Asimismo, para efectos de la evaluación de estas metas se tomarán en cuenta las siguientes consideraciones:

I. La cantidad que exceda del monto correspondiente a la importación de mercancía para reventa por

$182,290,842,161.00, no se considerará para evaluar el cumplimiento de las metas de balance primario y financiero; y,

II. En caso de que durante el ejercicio fiscal se presenten retrasos en la cobranza por ventas de combustibles realizadas a organismos públicos del sector eléctrico, dicho retraso no se considerará para evaluar las metas de balance primario y financiero.

En caso de que dichas condiciones sean ajenas a la operación de esta entidad, la Secretaría de Hacienda y Crédito

Público determinará el mecanismo para evaluar las metas de balance primario y financiero.

2.3.5 Normas de Referencia

Con fundamento en la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización, Pemex y sus organismos subsidiarios deben constituir comités de normalización para la elaboración de las normas de referencia, conforme a las cuales adquieran,

arrienden o contraten bienes o servicios, cuando las normas mexicanas o internacionales no cubran los requerimientos de las mismas, o bien las especificaciones contenidas en dichas normas se consideren inaplicables u

obsoletas, así como especificaciones técnicas, en caso de no estar elaboradas las respectivas normas de referencia.

Estas normas tienen por objeto especificar los materiales de construcción de instalaciones asociadas a las actividades de exploración y producción, instrumentos, sistemas de protección, manejo de residuos, sistemas de tratamiento de aguas residuales, entre otras, de acuerdo al programa de trabajo correspondiente. De acuerdo a lo anterior, los

responsables de elaborar las bases de licitaciones públicas deberán incluir en la parte correspondiente de las mismas, un párrafo estipulando las normas aplicables a la misma. En el Anexo 3.A se muestran aquellas Normas de Referencia

importantes que están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración y Producción.

2.3.6 Normas ecológicas

A la actividad de exploración, explotación, proceso, transporte y distribución del petróleo, le son aplicables los

ordenamientos jurídicos en materia ambiental, expedidos en los tres niveles de gobierno, toda vez que la ecología es una materia concurrente.

Disposiciones en materia ecológica

Normas Oficiales Mexicanas, en materia ambiental (véase Anexo 3.B)

Acuerdos o Convenios de Coordinación o Concertación

Norma Mexicana NMX- L-169-SCFI-2004.- Establece los requisitos mínimos para aislar adecuadamente,

definitiva o temporalmente, las formaciones atravesadas en la perforación, terminación y mantenimiento de pozos)


78


79

Mercado nacional de petróleo crudo 1999-2009

En el caso de México, Petróleos Mexicanos (Pemex) es la empresa paraestatal encargada de llevar

a cabo todas las actividades relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en el territorio nacional. Esto genera una serie de retos, ya que a diferencia de las compañías petroleras

internacionales, Pemex, para ser exitosa en la consecución de sus objetivos de negocio, debe lograr el equilibrio entre los diferentes roles que juega en la economía nacional, en donde participan múltiples actores y grupos de interés, con influencia en las decisiones estratégicas.

Pemex busca mantener su sustentabilidad de largo plazo en un entorno en el que es el principal

proveedor de energía del país, jugando un papel preponderante para el crecimiento de la economía y la seguridad energética, ya que es el principal contribuyente a las finanzas públicas y es el responsable del suministro de los principales petrolíferos.

El presente capítulo presenta un análisis del comportamiento del mercado de petróleo crudo en la

actualidad y la evolución de la producción y las reservas de hidrocarburos nacionales en los últimos 10 años, con el fin de presentar la situación que enfrentará tanto el país como Pemex. Además, se presentan además los resultados de las actividades de exploración y explotación que indican las

tendencias de integración de reservas y producción de crudo en el mediano y largo plazo. Por otra parte se ilustra la evolución histórica de la demanda del mercado interno, se caracteriza la oferta de

manera detallada por región y por tipo de crudo, además de mostrar el destino de las exportaciones.

3.1 Evolución de las reservas de crudo al primero de enero, 2000-2010

Cada año Pemex Exploración y Producción (PEP) presenta su reporte de reservas51 de hidrocarburos, con base en los lineamientos y definiciones de la American Association of

Petroleum Geologist (AAPG), la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Council (WPC); organismos con los que México mantiene activas relaciones de trabajo y cooperación.

51 Todos los valores de reservas, a excepción de reservas probadas son preliminares, ya que las cifras de reservas

probables y posibles están sujetas a revisión y aprobación por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

(CNH)

CAPÍTULO TRES


80

En la determinación de las reservas probadas se hace uso de los nuevos lineamientos y definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) organismo estadounidense que regula los mercados de valores y

financieros de ese país. Para las reservas probables y posibles se utilizan las definiciones de la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Council (WPC). Esta actividad se ha venido realizando desde 2002, además de que Pemex desde 2004, somete los reportes emitidos

hacia la SEC a una certificación anual por compañías consultoras externas.

En adición, con la reforma energética, aprobada durante 2008, se creó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), quien, entre otras actividades, se encarga de revisar los datos de reservas presentados por Pemex, para que posteriormente la Secretaría de Energía presente un reporte definitivo sobre las reservas de la nación.

definido las siguientes líneas de acción en materia de exploración:

Acelerar el desarrollo de nuevas reservas a través de procesos encaminados a establecer las mejores

estrategias de explotación de estos campos.

Acelerar los trabajos exploratorios en la parte profunda del Golfo de México, a través de intensificar la

adquisición sísmica y la perforación de pozos exploratorios.

Mejorar el éxito exploratorio a través de una exploración dirigida hacia áreas específicas y la incorporación de

tecnologías robustas.

Acelerar la delimitación de los descubrimientos para reducir la incertidumbre en su desarrollo. Aumentar el

nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres.

3.1.1 Reservas Totales

Las reservas totales son el resultado de la adición de las reservas probadas, probables y posibles, también llamadas 3P. Estas se reportan en millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) ya que incorporan volúmenes de

aceite ó petróleo crudo, el gas seco en su equivalente líquida, los líquidos de planta y los condensados, donde predominan las reservas de aceite sobre el resto de los hidrocarburos.

Al 1° de enero de 2010 las reservas totales, publicadas por Pemex, alcanzaron 43,074.7 mmbpce, registrando una disminución de 1.1% con respecto al año anterior. La aportación por tipo de fluido al cierre de 2009, presenta al

aceite crudo como el volumen principal con 70.8% del total, seguido del gas seco equivalente con 20.0%, los líquidos de planta representan 8.3% y los condensados 0.9%. En el cuadro 13 se muestra la evolución de las reservas totales por tipo de fluido de los últimos 10 años.


81

Cuadro 13 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos 2000 -20101

(millones de barriles de petróleo equivalente)

1 cifras al 1 de enero de cada año.

Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las Reservas de hidrocarburos de México, varios años.

El volumen de reservas totales remanentes disminuyó 15,129.4 mmbpce en el período 2000-2010, equivalente a una reducción de 26.0%. De este volumen 10,998.0 millones de barriles (mmb) corresponden a la disminución de reservas de aceite (72.7%), la reducción de reservas de gas seco equivalente fue de 2,075.5 mmbpce (13.7%), las

reservas correspondientes a los líquidos de planta registraron un decremento de 1,274.5 mmbpce (8.4%) y las de condensados una reducción de 781.4 mmbpce (5.2%).

La disminución en el volumen de reservas totales al 1 de enero de 2010 fueron resultado, en gran parte, de la producción de 1,378.4 mmbpce, del desarrollo y delimitación de reservas por 174.4 mmbpce, de las revisiones por

709.1 mmbpce. La incorporación de reservas por descubrimientos por 1,773.9 mmbpce, restituyeron 128.7% la producción de 2009. De esta forma, tomando en cuenta las adiciones, revisiones y desarrollos se registró una

restitución de 890.5 mmbpce en reservas 3P quedando una tasa de restitución integrada de 64.6% para esta clasificación. Esta tasa se incrementó 76.5% con respecto al año pasado debido a que la producción disminuyó, las incorporaciones aumentaron y las reducciones por desarrollo y revisiones fueron menores en 2009. La complejidad

técnica y los costos de los nuevos proyectos de exploración y representan una limitante para el incremento de descubrimientos.

La distribución regional de las reservas totales indica que las Regiones Marinas Noreste y Suroeste concentran el 42.1% del total con 18,108.0 mmbpce, de los cuales 12,097.2 mmbpce (28.1%), fueron aportación de la Región

Marina Noreste y 6,010.8 mmbpce, (14.0%) de la Región Marina Suroeste. Las Regiones Norte y Sur complementan con 57.9%, con un volumen de 24,966.6 mmbpce, de los cuales la Región Sur aporta 5,824.3

mmbpce (13.5%). Cabe destacar que la Región Norte hasta el primero de enero de 2010, es la más importante en volumen de reserva con una aportación de 19,142.4 mmbpce, representando 44.4% del total.

Del total de adiciones a las reservas totales por descubrimientos en 2009, las Regiones Marinas Noreste y Suroeste alcanzaron los 1,307.2 mmbpce, lo que representa el 73.7% del total nacional, la Región Norte incorporó 63.4

mmbpce que representa el 3.6% y la Región Sur aportó 403.4 mmbpce equivalente a 22.7%. Esta última región aumentó más de tres veces las adiciones en comparación con lo registrado en 2008. En 2009, las reservas totales se integraron con 32.5% de reservas probadas, 33.0% de reservas probables y 34.5% de reservas posibles (véase

gráfica 12).

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 tmca

Total 58,204.1 56,154.0 52,951.0 50,032.2 48,041.0 46,914.1 46,417.5 45,376.3 44,482.7 43,562.6 43,074.7 -3.0

Aceite 41,495.3 39,917.9 38,286.1 36,265.9 34,388.9 33,312.2 33,093.0 31,908.8 31,211.6 30,929.8 30,497.3 -3.0

Condensado 1,198.7 1,194.5 1,136.7 884.2 791.7 835.3 863.0 941.2 879.0 561.7 417.3 -10.0

Liquidos de planta 4,837.6 4,379.3 3,790.0 3,499.8 3,437.4 3,412.6 3,479.4 3,417.5 3,574.7 3,491.3 3,563.1 -3.0

Gas seco equivalente 10,672.5 10,662.3 9,738.2 9,382.4 9,423.0 9,354.0 8,982.2 9,108.9 8,817.4 8,579.7 8,597.0 -2.1


82

Gráfica 12 Reservas remanentes totales en México al primero de enero de 2010

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Fuente: Pemex Exploración y Producción.

La aportación en volumen de aceite crudo a las reservas totales reportadas por Pemex fue de 30,497.3 mmb, de los cuales 15,997.9 mmb corresponden a crudo pesado, 10,763.2 mmb a crudo ligero y 3,736.2 mmb a crudo

superligero (véase gráfica 13). Así, se reportó un incremento de crudo superligero de 18.8%, y disminuciones de crudo ligero de 1.7% y de crudo pesado de 5.0%, todas las variaciones son con respecto al año anterior.

Gráfica 13

Participación porcentual por tipo de crudo de las reservas totales de aceite al primero de enero de 2010


Los cambios en la producción y en las reservas probadas modificaron la relación reserva probada-producción (R/P), o

vida media de las reservas probadas, al aumentar de 9.9 años en 2008 a 10.2 años en 2009. Cabe mencionar que la

13,992.1

14,236.6 28,228.7

14,846.0 43,074.7

Reservas 1P o probadas

Reservas probables Reservas 2P Reservas Posibles Reservas 3P o Totales

Pesado52.4%

Ligero35.3%

Superligero12.3%

Total

30,497.3 mmb


83

relación R/P no contempla la declinación de la producción, la incorporación de reservas en el futuro, ni variaciones en los precios de hidrocarburos y costos de operación y transporte52. Además, es importante mencionar que estos

valores se estiman bajo la suposición de una producción constante durante el mismo periodo.

3.1.2 Reservas probadas

De acuerdo con las definiciones de reservas citadas en el anexo 1, las reservas probadas son hidrocarburos, provenientes de yacimientos conocidos, de cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada, y bajo las condiciones económicas

actuales. Estas reservas son las que aportan la producción y sustentan los proyectos de inversión y se clasifican en desarrolladas y no desarrolladas.

Al primero de enero de 2010, las reservas probadas alcanzaron un nivel de 13,992.1 mmbpce con una participación por tipo de fluido de 74.5% para el crudo, 1.8% para los condensados, 7.3% líquidos de planta y 16.4% para la

equivalencia a gas seco (véase cuadro 14).

Cuadro 14

Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos 2000 -20101 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

1 Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento

anual desde 2003.

Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años.

Dentro de la clasificación de las reservas probadas están las reservas desarrolladas, que son aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes, además de las que puedan ser obtenidas con la infraestructura actual y montos de inversión moderados.

Del total de las reservas probadas, 68.8% o 9,626 mmbpce son reservas desarrolladas. De este monto, el 74% se

encuentra en los complejos de Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoacan, Ixtal, Bolontikú, Caan, May y Chuc.

Por otra parte las reservas probadas no desarrolladas, que son aquellas que se espera producir por medio de pozos futuros sin instalaciones actuales para producción y transporte, representan el 31.2% de las reservas probadas de.

De las reservas no desarrolladas, el 57% se encuentran en los complejos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoacán, Tsimin, Ayatsil, Kayab y Xux

52 Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tmca2

2003-2010

Total 34,103.8 32,614.4 30,837.5 20,077.3 18,895.2 17,649.8 16,469.6 15,514.2 14,717.2 14,307.7 13,992.1 -5.0

Aceite 24,631.3 23,660.4 22,419.0 15,123.6 14,119.6 12,882.2 11,813.8 11,047.6 10,501.2 10,404.2 10,419.6 -5.2

Condensado 752.4 723.9 695.0 550.5 476.9 518.7 537.9 608.3 559.6 378.4 256.5 -10.3

Liquidos de planta 2,876.2 2,556.5 2,310.9 1,521.9 1,443.3 1,401.8 1,318.8 1,193.5 1,125.7 1,082.9 1,015.2 -5.6



84

La reserva probada de aceite crudo alcanzó 10,419.6 mmb, compuesta principalmente de petróleo crudo pesado cuya participación en las reservas probadas fue de 62.2%, seguido del crudo ligero con 29.0% y por último el crudo

superligero con 8.8%(véase gráfica 14). Durante los últimos 10 años, la participación promedio histórica registrada por las reservas probadas de aceite es de 72.9%, para las de gas 16.7%, líquidos de planta 7.8% y condensados 2.6%. La mayor parte de la reserva probada de crudo pesado la aporta la Región Marina Noreste con un 93.2%, en

tanto que los crudos ligero y superligero los aporta principalmente la Región Sur con 62.3% y 66.6% respectivamente.

Gráfica 14 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo 2000-20101

(millones de barriles)

1 Cifras al primero de enero de cada año.

Nota: La reducción en el volumen de las reservas probadas entre 2002 y 2003, es debido a que en ese año Pemex adoptó los criterios de la

SEC para la definición de reservas probadas, reubicando parte de las reservas probadas en probables y posibles sin que se modificara el

volumen total de reservas 3P.


Al cierre de 2009 se presentó una disminución de 2.2% en las reservas probadas equivalente a 315.6 mmbpce. Esta

reducción fue menos significativa que la registrada el año anterior de 2.8% (409.5 mmbpce), fue resultado de incorporar 388.9 mmbpce por adiciones y 1,007.5 mmbpce por desarrollos que registraron un incremento de 6.9% y una disminución de 5.7%, respectivamente. La reducción de la producción en el último año fue de 5.0%

equivalente a 72.7 mmbpce. Para este año, sólo las revisiones presentaron una reducción de 333.6 mmbpce.

Cabe mencionar que las reservas de crudo superligero y pesado presentaron un incremento de 16.6% y 1.6% respetivamente, esto con relación a lo registrado en 2008. Por otra parte, en el mismo período, las reservas de crudo

ligero presentaron una disminución de 6.7%.

13,946.8 13,232.6 12,412.9

9,809.3 9,086.5 8,198.3 7,557.4 7,009.4 6,545.7 6,381.4 6,482.5

8,104.07,896.9

7,672.6

4,462.94,215.2

3,839.33,550.4

3,402.93,258.7 3,237.6 3,021.7

2,580.42,530.8

2,333.5

851.4817.9

844.6706.0

635.3696.9 785.2 915.3

24,631.323,660.4

22,419.0

15,123.614,119.6

12,882.211,813.8

11,047.610,501.2 10,404.2 10,419.6

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Pesado Ligero Superligero

tmca

2003-2010

-5.2


85

Tasa de restitución integrada de reservas

Al 1 de enero de 2010, se logró una tasa de restitución de reservas 1P integrada de 77.1%, la mayor obtenida desde

la adopción de los lineamientos de la SEC aunque también derivada de una reducción de la producción. La tasa de restitución ha venido en aumento desde 2005 (véase gráfica 15). Se espera poder alcanzar un 100% de restitución

de reservas probadas en los próximos tres años por incorporaciones y descubrimientos.

Gráfica 15 Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P), 2004-20101

(por ciento)

1 Datos al primero de enero de cada año

Fuente: Memoria de labores 2009, Pemex.

3.1.3 Reservas probables

Las reservas probables53 registradas al 1 de enero de 2010 alcanzaron 14,236.6 mmbpce, éstas fueron 1.7% mayor

que las reservas probadas y 4.1% menor que las reservas posibles. El 60% de las reservas probables se ubican en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), asimismo, la porción marina concentra el 28% de estas reservas, donde destacan el complejo Ku-Maloob-Zaap, May, Pit, Ayatsil y Sinan. Respecto al volumen registrado el año

pasado las reservas probables registraron una reducción de 1.9%, que resultó menor comparada con la disminución de 4.1% del año anterior.

La disminución de 280.3 mmbpce registrada en 2009, fue el resultado de una reducción de 962.8 mmbpce en desarrollos por la reclasificación hacia categorías de probadas y posibles, así como de las incorporaciones de 470.3 y

212.2 mmbpce por concepto de adiciones y revisiones, respectivamente. Las aportaciones por tipo de hidrocarburo

53 Referirse al Anexo 1. Glosario de esta publicación para la definición oficial de reservas probables.

25.522.7

26.4

41.0

50.3

71.877.1

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


86

fueron de 70.4% de aceite, 20.6% por el equivalente a gas seco, 8.5% de líquidos de planta y 0.5% de condensados (véase cuadro 15).

Cuadro 15 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos 2000 -20101


1 Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas con la nueva metodología, se toma la tmca desde 2003.


En esta clasificación de reservas, la Región Norte aportó 64.3% del volumen total mientras que 17.4% y 10.7% correspondieron a las Regiones Marinas Noreste y Suroeste, respectivamente. La menor aportación fue de la Región

Sur con 7.6% de reservas probables. La aportación de aceite crudo a las reservas probables fue de 10,020.5 mmb, de los cuales 47.0% corresponde al crudo pesado, 37.9% al crudo ligero y 15.1% al crudo superligero (véase gráfica 16).

En crudo pesado, la Región Marina Noreste aportó 47.5%, mientras que la Región Norte aportó 44.9%. Por su

parte las Regiones Marina Suroeste y Sur aportaron 4.7% y 2.9%, respectivamente. Cabe mencionar que la Región Norte aportó a las reservas probables 78.7% del crudo ligero y 64.4% del crudo superligero.

El cambio en las reservas probables entre 2002 y 2003 es el resultado de la reclasificación de reservas que realizó Pemex al adoptar los lineamientos de la SEC, donde parte de las reservas probadas pasaron a las reservas probables y

posibles sin que esto afectara el volumen total de reservas 3P.

A lo largo de 2009 sólo las reservas probables de crudo pesado registraron una disminución de 12.8%, mientras que el crudo ligero y superligero registraron incrementos de 4.1% y 14.1% respectivamente. Cabe destacar, que las reservas de aceite superligero retoman importancia después del decremento en 2006 y alcanzaron en este último

año el nivel más alto del período.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tmca2

2003-2010

Total 12,140.8 12,196.2 11,862.5 16,965.0 16,005.1 15,836.1 15,788.5 15,257.4 15,144.4 14,516.9 14,236.6 -2.5

Aceite 9,035.0 8,982.3 8,930.4 12,531.1 11,814.1 11,621.2 11,644.1 11,033.9 10,819.4 10,375.8 10,020.5 -3.1

Condensado 206.8 220.1 221.6 173.7 157.9 168.9 166.6 159.0 155.6 81.6 70.9 -12.0

Liquidos de planta 866.4 834.6 726.8 1,018.2 959.4 980.2 1,046.5 1,071.0 1,198.4 1,174.6 1,210.9 2.5



87

Gráfica 16 Composición de las reservas probables de aceite crudo por tipo 2000-20101




3.1.4 Reservas posibles

Las reservas posibles54 registradas al 1 de enero de 2010 se ubican en 14,846.0 mmbpce, de éstas el 67.7%

corresponde al aceite crudo, 22.6% son de gas seco equivalente a líquido, 0.6% de condensados y 9.0% de líquidos de planta (véase cuadro 16). El incremento en 2009 fue de 108.0 mmbpce con respecto al año anterior. Las

adiciones registradas se ubicaron en 886.5 mmbpce, en tanto que los desarrollos y revisiones restaron reservas en 190.9 y 587.7 mmbpce respectivamente.

La distribución de las reservas posibles de aceite indica que el 52.1% se encuentra en los 29 campos del paleocanal de Chicontepec donde se desarrolla el proyecto más ambicioso del país con el objetivo de sustituir la declinación de la

producción en Cantarell y que requerirá grandes inversiones y esfuerzos técnicos.

En el reporte publicado en abril de 2010, la Comisión Nacional de Hidrocarburos señaló que el proyecto Chicontepec

deberá ser administrado de acuerdo con las mejores prácticas para este tipo de proyectos, ya que a pesar de que es un tipo de campo muy complejo, a nivel internacional se han identificado varias experiencias exitosas.

54 Referirse al Glosario del Anexo 1 de esta publicación para la definición oficial de reservas posibles.

5,484.2 5,425.2 5,431.26,280.4 5,875.1 5,725.1

6,774.96,127.5 5,730.8 5,402.1

4,711.6

2,805.8 2,847.1 2,872.7

4,899.14,621.6 4,477.1

3,891.7

3,815.83,948.5

3,646.13,794.5

744.9 709.9 626.5

1,351.6

1,317.4 1,419.0 977.5

1,090.6 1,140.11,327.6

1,514.49,035.0 8,982.3 8,930.4

12,531.1

11,814.1 11,621.2 11,644.111,033.9 10,819.4

10,375.810,020.5

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


tmca

2003-2010

-3.1


88

A su vez, es necesario que el proyecto Chicontepec intensifique el proceso para concluir su etapa de aprendizaje, emulando las mejores prácticas internacionales, a fin de establecer el plan de desarrollo y la estrategia de explotación

óptimos. Con ello estará en posición de contar con los elementos para la implementación a gran escala de alguna de las alternativas tecnológicas.

En este mismo análisis, se muestra que si se deseara extraer la reserva 2P, se requeriría un gran número de pozos llegando al extremo de lo que sería posible de manejar para Pemex. Sin embargo, el número de pozos disminuirá en

función de que se obtengan mejores productividades y recuperaciones máximas estimadas a través del uso de tecnologías más adecuadas, resultado de la etapa de aprendizaje.

Cuadro 16 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos 2000 -20101


1 Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas con la nueva metodología, se toma la tmca desde 2003.


Las reservas posibles de aceite crudo reportaron para el 1 de enero de 2010, un volumen de 10,057.2 mmb, destacando el crudo pesado con una participación de 47.8%, seguido del crudo ligero con 39.2% y por último el

superligero con 13.0%. En esta clasificación de reservas, la Región Norte aportó 53.6% del volumen total de aceite mientras que 27.0% y 14.4% correspondieron a las Regiones Marinas Noreste y Suroeste, respectivamente. La

menor aportación fue de la Región Sur con 5.0% (véase gráfica 17).

En cuanto a crudo pesado, la Región Marina Noreste aportó 56.5%, mientras que la Región Norte aportó 32.0%, las

Regiones Marina Suroeste y Sur aportaron 8.5% y 3.0%, respectivamente. Para el crudo ligero la Región Norte aportó a las reservas posibles 81.0%, la Región Marina Suroeste 13.6%, la Región Sur 5.3% y la Región Marina

Noreste aportó marginalmente 0.1%.

Las reservas posibles de aceite crudo superligero se conformaron principalmente por las aportaciones de las Regiones

Norte y Marina Suroeste con 50.4% y 38.4%, respectivamente. La Región Sur aportó 11.2% y la Región Marina Noreste no registró aportaciones de este tipo de crudo.

Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

tmca2

2003-2010

Total 11,959.5 11,343.4 10,251.0 12,990.0 13,140.7 13,428.2 14,159.4 14,604.7 14,621.2 14,737.9 14,846.0 1.9

Aceite 7,829.1 7,275.2 6,936.6 8,611.2 8,455.2 8,808.9 9,635.0 9,827.3 9,891.1 10,149.8 10,057.2 2.2

Condensado 239.5 250.5 220.2 159.9 156.9 147.7 158.5 173.9 163.9 101.7 89.8 -7.9

Liquidos de planta 1,095.0 988.2 752.3 959.6 1,034.7 1,030.6 1,114.1 1,153.0 1,250.5 1,233.8 1,337.1 4.9

Gas seco equivalente 2,795.9 2,829.4 2,341.9 3,259.2 3,493.9 3,441.1 3,251.8 3,450.4 3,315.8 3,252.6 3,361.9 0.4


89

Gráfica 17 Composición de las reservas posibles de aceite crudo por tipo 2000-20101




3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región

Las actividades realizadas por PEP destinadas a la exploración y producción, así como la infraestructura necesaria para transportar, almacenar y comercializar el petróleo crudo y el gas natural en el país, están divididas en cuatro regiones

geográficas para una mejor administración y desarrollo; así las subdivisiones en el territorio mexicano son: Región Marina Noreste, Región Marina Suroeste, Región Norte y Región Sur (Véase figura 3).

3,028.5 2,776.7 2,757.9 3,069.5 3,074.1 3,449.94,454.3 4,573.6 4,899.2 5,052.7 4,803.8

3,696.83,424.0 3,249.3

4,274.9 4,095.84,155.8

4,081.1 4,099.03,959.0 4,064.4

3,946.91,103.7

1,074.5929.4

1,266.9 1,285.31,203.2

1,099.5 1,154.7 1,032.91,032.6

1,306.5

7,829.17,275.2

6,936.6

8,611.2 8,455.28,808.9

9,635.0 9,827.3 9,891.110,149.7 10,057.2

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


tmca

2003-2010

2.2


90

Figura 3 Regiones administrativas para exploración y explotación y su participación de las reservas 1P y 3P de aceite

crudo

Fuente: Sener con base en Pemex.

3.1.5.1 Región Marina Noreste

Se localiza en el sureste de la República Mexicana en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados

de Campeche, Yucatán y Quintana Roo, esta región forma parte de la plataforma continental y del talud del Golfo de México cubriendo una superficie de 166,000 kilómetros cuadrados, por lo que es la región de menor extensión

territorial. Consta de dos activos que son: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Estos integran 27 campos, de los cuáles 14 se encuentran en explotación. Es importante mencionar que el activo con mayor número de campos en producción es Cantarell con 9 campos.

La Región Marina Noreste ocupa el segundo lugar en volumen de reservas totales con una participación de 28.1% y

un volumen registrado de 12,097.2 mmbpce, lo que representa una disminución de 5.4% en volumen con respecto al año pasado. Así su participación sobre el total de reservas 3P disminuyó 1.3%. El volumen de reservas totales de la región estuvo compuesto de 11,123.6 mmb de petróleo crudo (92.0%), 482.5 mmbpce de gas seco equivalente

(4.0%), 248.1 mmb (2.1%) de condensados y 243.1 mmb (2.0%) de líquidos de planta.

Reservas de petróleo crudo

En la Región Marina Noreste predomina la participación crudo pesado (véase gráfica 18). Cabe destacar el desarrollo

de los campos del activo Ku-Maloob-Zaap que registró 54.2% de las reservas totales de aceite pesado que superó, a partir de 2008, al Activo Cantarell. Este último reportó una participación de 45.8% para la misma clasificación en 2009.

Región Marina Noreste

36%

Región Marina Suroeste

12%

Región Norte40% Región Sur

12%

Reservas 3P de crudo30,497.3 mmb

Región

Norte

Región

Marina

Noreste

Región

Marina

Suroeste

Región Sur

Región Marina Noreste

59%

Región Marina Suroeste

11%

Región Norte6%

Región Sur24%

Reservas 1P de crudo

10,419.6 mmb


91

Asimismo, la región registra una reserva marginal de crudo ligero que representa el 1.2% de las reservas totales del país en esta clasificación. Ninguno de los activos de esta región reporta reservas de crudo superligero.

Gráfica 18 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Noreste al primero de enero de

2010


Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2010.

En 2009 la reserva probada de aceite crudo en la región presentó un incremento de 2.9% con relación al año pasado,

ya que registró un volumen de 6,091.0 mmb (véase gráfica 19). Este representa 58.5% de la reserva probada de crudo del país. De ese volumen, 76.5% representa las reservas probadas desarrolladas y el 23.5% restante las no

desarrolladas.

La región Marina Noreste se ha caracterizado por proveer crudo pesado. Cabe resaltar que para 2009 el crudo pesado

representó 99.2% del total de reservas 1P de aceite de la región y el 0.8% restante fue crudo ligero. A nivel de activos, Ku-Maloob-Zaap concentra 58.3% de las reservas probadas de aceite de la región, mientras que el Activo

Integral Cantarell contiene el 41.7%. En cuanto a los campos, Akal es el que reportó la mayor proporción de la reserva de crudo regional.

En la reserva probable de aceite, al 1° de enero de 2010, se registró un decremento de 18.7% con una diferencia de 530.9 mmb con relación al año anterior. Esta disminución se debió al decremento de 670.0 mmb de los campos

Ayatsil, Maloob, Zaap y Sihil ocasionado primordialmente por la reclasificación de reservas de probables a probadas. La compensación de volumen para esta clasificación se originó por la incorporación de los campos Bacab a nivel jurásico, Chapabil, Tekel, Kayab por la perforación del pozo Kayab-1ADL y en Balam por su comportamiento presión-

producción. De esta manera el volumen de reserva probable de aceite alcanzó 2,313.6 mmb. Cabe mencionar que el Activo Integral Cantarell concentra el 50.6% de la reserva probable de la región.

5,032.3

5,957.2

83.5

50.6

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap

Ligero Pesado


92

Gráfica 19 Reservas totales de aceite en la Región Marina Noreste al 1° de enero de 2010



En cuanto a las reservas posibles de aceite, esta región reportó un volumen de 2,719.0 mmb, registrando un

decremento de 173.8 mmb como resultado del comportamiento presión-producción de los campos Balam, Ek, Lum y Maloob además por la actividad exploratoria en el campo Kayab que reclasificó de posible a probada y probable.

Gráfica 20 Región Marina Noreste. Reservas de aceite al 1° de enero de 2010


Nota: Las cifras pueden no coincidir debido al redondeo.


6,091.0

2,313.6 8,404.6

2,719.0 11,123.6



Volumen de reservas por tipo de crudo


Pesado Ligero

Reservas 3P 10,989.5 134.1

Reservas probadas 6,039.2 51.8

Reservas probables 2,236.8 76.8

Reservas posibles 2,713.5 5.5Pesado

99%

Ligero

1%

Porcentaje de participación por tipo de crudo

en las reservas totales


93

En compensación se registraron incrementos por la incorporación de los campos Bacab a nivel jurásico, Chapabil y Tekel. El Activo Integral Cantarell aportó 51.6% del total de reservas posibles de la región, mientras que el Activo

Integral Ku-Maloob-Zaap aportó el 48.4% restante. La Región Marina Noreste aportó el 56.5% al total de reservas posibles de crudo pesado del país.

Relación reserva-producción

Durante 2009, la producción que registró la Región Marina Noreste fue de 586.2 mmbpce y la relación reserva-producción (R/P) ascendió a 11.4 años en la clasificación 1P, lo cual representó un incremento de 1.7 años respecto al año anterior. En las reservas 2P, que integran a las reservas probadas y probables, la relación reserva-

producción R/P fue de 15.7 años, es decir un incremento de 1.6 años con relación a 2008. En cuanto a las reservas 3P, la relación R/P alcanzó 20.6 años, 2.1 años más que el año pasado. Cabe resaltar que los incrementos en la

relación R/P son principalmente resultado de la incorporación de reservas por nuevos descubrimientos así como la reducción en la producción.

Aplicando los datos de producción y reservas por activos, la relación R/P en la clasificación 1P para Cantarell fue de 10.6 años con una producción de 269.7 mmbpce y para Ku-Maloob-Zaap fue de 12.1 años con una producción de

316.5 mmbpce, lo cual representa un incremento de 2.2 años en Cantarell y de 0.4 años en Ku-Maloob-Zaap. Esta relación R/P para las reservas 2P, reportó 16.0 años en Ku-Maloob-Zaap mientras que en Cantarell registró 15.3 años. Por último, con relación a las reservas 3P, la relación R/P fue de 21.0 años en Cantarell y de 20.3 años en Ku-

Maloob-Zaap.

3.1.5.2 Región Marina Suroeste

Con una extensión mayor a 352,390 kilómetros cuadrados, esta región se encuentra ubicada en aguas territoriales pertenecientes a la plataforma y talud continental del Golfo de México. Colinda al sur con Veracruz, Tabasco y

Campeche; al este con la Región Marina Noreste; al norte y poniente con aguas territoriales nacionales.

Es la Región Marina con mayor extensión territorial y se constituye por los activos integrales de Abkatún-Pol-Chuc y

Litoral de Tabasco. En los esfuerzos para investigar y desarrollar la porción marina, se incorporó recientemente el activo Holok-Temoa con el propósito de desarrollar y administrar campos ubicados en aguas con profundidades

mayores a 500 metros denominadas aguas profundas.

Dentro de los objetivos estratégicos de Pemex se encuentra la incorporación de volúmenes de hidrocarburos que

vayan orientados a restituir la producción de los yacimientos existentes. Bajo esta premisa, las actividades de exploración se han concentrado de manera importante en esta región.

Adicionalmente la región cuenta con un activo que cambió su nombre de Activo Regional de Exploración por el de Activo de Exploración Plataforma Continental Sur. Actualmente la región administra 68 campos de los cuales 21

producen aceite ligero, superligero y gas asociado. Una porción importante de estos campos (69.1%) está por desarrollarse lo que indica el potencial en la zona marina de la región. Dentro de los campos en proceso de desarrollo

se encuentran los campos Xux y Leek descubiertos en 2009, como resultado de las actividades exploratorias


94

realizadas en la región. Además se incorporaron yacimientos adicionales en campos ya existentes, lo que incrementó las posibilidades de mantener la producción e incrementar las reservas.

Las reservas totales de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de 2010, ascendieron a 6,010.8 mmbpce, aportando 14.0% al total nacional y están compuestas de 59.1% de aceite, 1.2% de condensados, 11.2% de líquidos de

planta y 28.5% de gas seco equivalente a líquido.


Las reservas totales de crudo de esta región ascendieron a 3,551.4 mmb. En la distribución por activos, el Activo

Integral Litoral de Tabasco aporta 71.1% correspondiente a 2,525.5 mmb y el Activo Abkatún-Pol-Chuc 28.9% con 1,026.0 mmb. El nuevo activo Holok-Temoa administra únicamente campos de gas no asociado, por lo que no reporta reservas de crudo (véase gráfica 21).

Al primero de enero de 2010, la Región Marina Suroeste ocupa el tercer lugar en participación del total nacional de

reservas probadas de crudo con 11.2%, correspondiente a 1,169.8 mmb. El 52.2% se localiza en el Activo Integral Litoral de Tabasco y el 47.8% restante en el Activo Abkatún-Pol-Chuc, con 610.2 mmb y 559.6 mmb, respectivamente.

Gráfica 21 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Suroeste al 1° de enero de

2010 (millones de barriles)

Nota: No se incluye el Activo Integral Holok-Temoa por no registrar reservas de crudo al cierre de 2009.


La reducción de reservas probadas de esta región fue de 6.2 mmb debido a la producción de 188.9 mmb registrada en el año, ya que los incrementos netos fueron de 182.7 mmb resultado de las revisiones en los campos Ixtal, Chuc,

251.1

488.8

727.7

1,050.3

47.1

986.3

Abkatún-Pol-Chuc

Litoral de Tabasco

Superligero Ligero Pesado


95

Caan, y Taratunich del Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc. Además de los incrementos en el Activo Integral Litoral de Tabasco las revisiones de los campos Och, Uech y Kax así como de las incorporaciones en Xux. Cabe mencionar que

la calidad de aceite, esta región se caracteriza por poseer un mayor volumen de reservas de crudo ligero (65.5%), seguida de crudo superligero (24.8%) y una menor participación de crudo pesado (9.7%).

Las reservas probables de aceite en la región alcanzaron 936.3 mmb que representan el 9.3% del total nacional en esta clasificación (véase gráfica 22). Al 1° de enero del 2010, estas registraron un decremento de 49.2 mmb con

respecto al año pasado, a causa del decremento de 55.1 mmb del Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc, así como el incremento de 6.0 mmb del Activo Integral Litoral de Tabasco.

En la clasificación de reservas posibles de crudo, se registró un incremento anual de 36.9%, contabilizando 1,445.3 mmb, de los cuales 28.2% corresponde a crudo pesado, 37.0% a crudo ligero y 34.8% a crudo superligero. El Activo

Integral Abkatún-Pol-Chuc registró un incremento de 1.4 mmb por revisiones, mientras que el Activo Integral Litoral de Tabasco registró un aumento de 387.9 mmb por descubrimientos en Tsimin, Ichalkil y Xux, por el desarrollo de Xanab y por la revisión de Yaxché.

Gráfica 22 Reservas de aceite en la Región Marina Suroeste al 1° de enero de 2010



Las reservas 3P de la región se componen de 50.1% de crudo ligero, 29.1% de crudo superligero y 20.8% de crudo

pesado. Cabe destacar el incremento de reservas posibles de crudo superligero, ya que al cierre de 2009 resultó más del doble de lo registrado en 2008. En ese año la participación de este tipo de crudo sobre las reservas 3P fue de

29.1% (véase gráfica 23). Esta región es la de menor aportación de crudo (11.6%) al total de reservas 3P de aceite del país.

1,169.8

936.3 2,106.1

1,445.3 3,551.4




96

Gráfica 23 Región Marina Suroeste, Reservas de crudo al 1° de enero de 2010




La Región Marina Suroeste presentó una relación reserva/producción de 7.0 años para las reservas 1P al cierre de 2009. Este valor es 0.3 años menor al registrado el año pasado ya que el volumen de producción utilizado para su cálculo aumentó de 260.2 mmb en 2008 a 269.5 mmb en 2009, lo que justifica en cierta medida la disminución.

Para las reservas 2P y 3P la relación alcanza 12.7 años y 22.3 años, respectivamente.

En el análisis por activos, el de menor relación R/P es el Activo Abkatún-Pol-Chuc que considerando la reserva probada sólo registró 5.3 años comparada con 8.7 años del Activo Integral Litoral de Tabasco. En cuanto al activo de reciente creación Holok-Temoa, se estima pueda incorporar producción con el proyecto Lakach hasta 2014. En lo

que respecta a petróleo crudo equivalente, para las reservas 2P, la relación resulta de 7.6 años para Abkatún-Pol-Chuc y 17.7 años para Litoral de Tabasco. Para reservas 3P, la relación cambia a 8.9 años y 35.4 años

respectivamente.

3.1.5.3 Región Norte

La Región Norte cubre aproximadamente 1.8 millones de kilómetros cuadrados, la porción más grande del territorio nacional y, está conformada por una porción terrestre y otra marina. Se ubica en la parte norte del país y colinda al norte con los Estados Unidos de América, al sur con el río Tesechoacán, al este con la isobata55 de 500 metros del

Golfo de México y al oeste con el Océano Pacífico. Esta región cuenta con cuatro activos integrales: Burgos, Poza Rica-Altamira, Veracruz y Aceite Terciario del Golfo, este último de reciente creación56, además de contar con un

Activo Regional de Exploración.

55 Curva cartográfica que representa los puntos de igual profundidad en lagos, mares y océanos. 56 En 2008 se creó el Activo Integral Aceite Terciario del golfo, que anteriormente formaba parte del Activo Integral Altamira-Poza Rica.




Reservas 3P 740 1,777.9 1,033.5

Reservas probadas 113.2 766.4 290.1

Reservas probables 219.1 476.3 241.0

Reservas posibles 407.7 535.2 502.4

Pesado21%

Ligero50%

Superligero29%

Porcentaje de participación por tipo de crudoen las reservas totales


97

La Región Norte incorpora el volumen más grande de reservas remanentes totales equivalente a 19,142.4 mmbpce lo que representó 44.4% del total nacional. La composición de esta reserva fue 63.1% aceite, 26.9% gas seco

equivalente, 9.8% líquidos de planta y 0.1% de condensado.

En esta región destaca el Activo Aceite Terciario del Golfo en el cual se encuentra el Paleocanal de Chicontepec, que

se espera pueda contar con una producción que ayude a mantener la plataforma de producción mermada por la declinación de Cantarell. Ésta región es la que presenta un mayor desarrollo de campos a nivel nacional y es la región

más importante en producción de gas natural.


Al 1 de enero de 2010, la Región Norte reportó reservas totales de aceite por 12,083.1 mmb, siendo la aportación regional más grande con una participación de 39.6% a nivel nacional. La composición por tipo de crudo fue 32.5%

de crudo pesado, 53.8% de crudo ligero y 13.7% de crudo superligero.

En esta región destaca la cantidad de reservas que aporta al total nacional en crudo ligero y superligero, con 60.4% y 44.2% respectivamente. La participación por activo en las reservas totales de crudo de la región corresponden en 94.3% al Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, 5.5% para Poza Rica-Altamira y 0.2% para Veracruz. El Activo

Integral de Burgos no reporta reservas de crudo.

La importancia del Paleocanal de Chicontepec radica en la totalidad de reservas probables y posibles con las que cuenta, siendo sus volúmenes los más cuantiosos a nivel nacional en esas clasificaciones y es por ello que se considera que la Región Norte será la de mayor desarrollo a mediano plazo.

El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo aportó 58.4% de la reserva probada de crudo, seguido del Activo Integral

Poza Rica-Altamira con 40.1% y por último el Activo Integral Veracruz con 1.5% que sólo aporta crudo pesado (véase gráfica 24).

La Región Norte posee 5.9% de las reservas probadas de aceite crudo del país, siendo la de menor aportación. El volumen registrado al 1° de enero de 2010 es de 613.6 mmb, que respecto al año anterior presentó una

disminución de 26.0%. De este volumen 52.4% corresponde a crudo ligero, 45.0% a crudo pesado y el 2.6% restante a crudo superligero.

En reservas probables de crudo, la región registró 6,077.6 mmb, 60.7% del total nacional, ubicando a la región en el primer lugar en esta clasificación. El 95.4% de este volumen proviene de la aportación del Activo Integral Aceite

Terciario del Golfo, 4.5% del Activo Integral Poza Rica-Altamira y el resto del Activo Integral Veracruz. Las reservas 2P de crudo alcanzaron 6,691.1 mmb de los cuales 35.8% son de crudo pesado, 49.4% de crudo ligero y 14.8% de crudo superligero.


98

Gráfica 24 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Norte al 1° de enero de 2010


Nota: No se incluye el Activo Integral Burgos por no registrar reservas de crudo al cierre de 2009.


En cuanto a las reservas posibles de aceite crudo la región reportó 5,392.0 mmb el volumen más alto del país en su

clasificación al aportar 53.6%. Al igual que en las reservas probables, el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo registró la mayor participación con 97.3%. La composición por tipo de crudo fue 28.5% de crudo pesado, 59.3% para el crudo ligero y 12.2% para crudo superligero.

Gráfica 25 Reservas de aceite en la Región Norte al 1° de enero de 2010



3,692.0

222.2

18.5

6,061.5

439.3

0.0

1,646.2

3.5

0.0

Aceite Terciario del Golfo

Poza Rica -Altamira

Veracruz


613.6

6,077.6 6,691.2

5,392.0 12,083.2


Reservas probables

Reservas 2P Reservas Posibles Reservas 3P o Totales


99

La importancia de la región en cuanto a reservas se refiere no radica en la reserva 1P, sino en los volúmenes estimados en 2P y 3P (véase gráfica 26).

Gráfica 26 Región Norte. Reservas de crudo al 1° de enero de 2010




Para la Región Norte la relación R/P de reservas probadas de petróleo crudo equivalente fue de 6.3 años al 1 de enero de 2010. La producción anual considerada en el cálculo fue de 213.3 mmbpce en 2009. Esto representa 1.4

años menos respecto a 2008. Para las reservas 2P la relación R/P cambia a 49.2 años y al calcular con las reservas 3P de petróleo crudo equivalente se obtiene 89.7 años.

En términos de reserva probada de aceite crudo la relación R/P resultó de 18.0 años considerando una producción de 34.1 mmb en 2009. Al aplicar las reservas 2P y 3P de aceite se obtuvieron relaciones R/P de 196.5 años y 354.8

años respectivamente. Cabe mencionar que la magnitud de estas relaciones fue resultado de una baja producción y de los altos volúmenes de reservas probables y posibles registrados en la región.

3.1.5.4 Región Sur

La Región Sur cubre una superficie aproximada de 390,000 kilómetros cuadrados, abarcando los estados de Chiapas, Campeche, Tabasco, Quintana Roo, Yucatán, y porciones de los estados de Veracruz, Oaxaca y Guerrero, se ubica en

la porción sur del país y colinda al norte con el Golfo de México, al noreste con la Región Norte en el paralelo 18° y el río Tesechoacán, al este con el Mar Caribe, Belice y Guatemala y al Sur con el Océano Pacífico.

Administrativamente la región está conformada por un Activo Regional de Exploración y cinco Activos Integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna. La región cuenta con 160 campos con reservas

remanentes en 2009. El Activo Integral Cinco Presidentes registró el mayor número de campos con 43, mientras que el Activo Integral que menos campos tiene es Samaria-Luna con 18.




Reservas 3P 3,932.6 6,500.8 1,649.7

Reservas probadas 276.3 321.3 16.0

Reservas probables 2,117.6 2,984.3 975.6

Reservas posibles 1,538.7 3,195.2 658.1

Pesado32%

Ligero54%

Superligero14%



100

Las reservas totales de la región alcanzaron 5,824.3 mmbpce correspondientes a 13.5% del total nacional y están compuestas por 64.2% de aceite crudo, 21.4% de gas seco equivalente, 13.1% de líquidos de planta y 1.3% de

condensados. La disminución de reservas totales en esta región fue marginal con 0.7% de variación respecto a 2008.


Las reservas totales de aceite al 1° de enero de 2010 ascendieron a 3,739.1 mmb, representando un aumento de 2.4% respecto a 2008. Su aportación al total nacional fue de 12.3%, ubicando a la región en el tercer lugar de esta

clasificación, al aportar 9.0% de crudo pesado a las reservas de aceite de la región y el 2.1% a las reservas nacionales de aceite pesado.

En crudo ligero aportó 62.9% a las reservas totales regionales y 21.8% a las reservas nacionales. Respecto al crudo superligero, aportó 28.2% a las reservas totales de crudo de la región y 28.2% al total nacional de crudo superligero.

Esta región ocupa el segundo lugar en reservas 3P de crudo ligero y superligero concentradas principalmente en sus Activos Integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo (véase gráfica 27).

Gráfica 27 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Sur al 1° de enero de 2010



El Activo Integral Samaria-Luna destaca por el nivel de sus aportaciones regionales, ya que es el de mayor volumen registrado en todas las clasificaciones de crudo al contribuir con 48.4% a las reservas totales de crudo de la región,

posteriormente el Activo Integral Bellota-Jujo aporta 31.1%, seguido del Activo Integral Cinco Presidentes con 9.6% y al final los Activos Muspac y Macuspana con 8.4% y 2.5% respectivamente.

29.4

19.2

0.0

10.6

276.6

882.4

319.0

15.6

134.1

999.2

251.3

20.7

75.7

170.6

534.8

Bellota-Jujo

Cinco Presidentes

Macuspana

Muspac

Samaria-Luna



101

Las reservas totales de crudo de la región se componen de reservas probadas en un 68.1%, 18.5% de reservas probables y 13.4% de reservas posibles. Así, la reserva 2P de crudo en la región se ubicó en 3,238.4 mmb (véase

gráfica 28). La Región Sur aporta el 24.4% del total de reservas probadas de aceite del país, ubicándose en el segundo lugar nacional con un volumen de 2,545.3 mmb, del cual 2.1% fue crudo pesado, 73.9% crudo ligero y 24.0% de crudo superligero.

Al primero de enero de 2010 las reservas totales de crudo reportaron un incremento de 2.4%, gracias al incremento

de 2.6% en reservas probadas y de 6.1% en reservas posibles. Las reservas probadas de aceite crudo ligero en esta región son las más importantes del país, aportando 62.3% del total nacional en esta clasificación (véase gráfica 29).

Gráfica 28 Reservas de aceite en la Región Sur al 1° de enero de 2010



El volumen de reservas probables de aceite fue de 693.1 mmb, del cual 19.9% fue aceite pesado, 37.1% aceite ligero y 43.0% aceite superligero. La aportación de la región al volumen nacional de reservas en esta categoría fue de 6.9%, proveniente de los Activos Integrales Samaria-Luna y Bellota-Jujo que concentran 78.4% del total regional.

Así las reservas 2P fueron 3,238.3 mmb, distribuidos en los activos integrales Samaria-Luna (48.9%), Bellota-Jujo (34.5%), Cinco Presidentes (8.6%), Muspac (5.7%) y Macuspana (2.3%).

2,545.3

693.1 3,238.4

500.8 3,739.1


Reservas probables

Reservas 2P Reservas Posibles Reservas 3P o Totales


102

Gráfica 29 Región Sur. Reservas de crudo al 1° de enero de 2010



En cuanto a reservas posibles, la región alcanzó 500.8 mmb al cierre de 2009 equivalente a 5.0% del total nacional en esta categoría. El 67.1% de este volumen se concentró en los campos Magallanes-Tucán-Pajonal, Íride, Terra, Carrizo, Sitio Grande, Bricol y el complejo Antonio J. Bermúdez.


La relación R/P para la Región Sur, de reservas probadas (1P) de petróleo crudo equivalente, fue de 13.1 años, considerando una producción base de 309.3 mmbpce en 2009. En las reservas 2P la relación fue de 16.5 años y para las reservas 3P de 18.8 años. La tendencia de disminución se debió al incremento de 84.2% de la producción

de referencia. El Activo Integral Bellota-Jujo presentó la mayor relación R/P en las categorías de reservas probadas y 2P, con 16.5 años y 19.6 años, respectivamente. Para la categoría 3P el Activo Integral Samaria-Luna registró una

relación de 20.9 años.

Para aceite crudo, la relación R/P para la reserva probada de la región es de 14.0 años calculada con una producción

de 181.7 mmb en promedio durante 2009. Con la reserva 2P la relación se incrementa a 17.8 años y con la integración de reservas 3P a 20.6 años. Cabe mencionar que el Activo Integral Samaria-Luna registró la mayor

relación R/P de la región en reservas probadas con 16.9 años y la de menor valor la registró el Activo Integral Macuspana con 4.5 años.

3.2 Producción nacional

A partir de 2007 la producción de crudo ha experimentado una tendencia a la baja, ocasionada principalmente por la declinación en la producción de Cantarell. Además, la mayor concentración de la producción se encuentra en cuencas

maduras, que han ido disminuyendo su factor de recuperación (como es el caso de Cantarell). El entorno de producción ha tenido que enfrentar nuevas dificultades, pues los proyectos de explotación y exploración cada vez son más complejos y costosos, destacando principalmente el proyecto de Chicontepec. Con el fin de hacer frente a esta

situación, Pemex se ha planteado las siguientes líneas de acción:




Reservas 3P 335.8 2,350.2 1,053.0

Reservas probadas 53.8 1,882.2 609.2

Reservas probables 138.2 257 297.8

Reservas posibles 143.8 211 146.0

Pesado9%

Ligero63%

Superligero28%



103

Sostener e incrementar la producción de hidrocarburos para atender los requerimientos energéticos del país.

Desarrollar eficientemente campos complejos (Chicontepec y Crudos Extrapesados).

Reactivar campos marginales, abandonados y en proceso de abandono.

Adelantar el desarrollo de campos recientemente descubiertos para obtener producción temprana de crudo y

gas no asociado.

Incrementar la probabilidad de éxito comercial en aguas profundas

Asimismo, Las principales acciones emprendidas para mitigar la tendencia de la declinación natural de la producción

en Cantarell son:

Manejo de pozos con altas relaciones gas-aceite y volúmenes de agua.

Construcción e instalación de siete plataformas adicionales para perforar pozos.

Perforación de pozos no convencionales y aplicación de nuevas tecnologías en la perforación y terminación

de pozos para producir en zonas de espesor reducido.

Estudios y pruebas piloto para la implantación de procesos de recuperación mejorada para incrementar el

factor de recuperación de hidrocarburos.

Desarrollo de campos adyacentes a Cantarell como Sihil, Kutz, Ixtoc y Kambesah para aprovechar la

infraestructura existente.

Aplicación de nuevas tecnologías para el control de gas y agua en los pozos.

Con esta visión, se espera revertir la declinación en la producción nacional e incrementar conjuntamente la productividad, los ingresos y la eficiencia de Pemex. Para mejor mostrar el contexto en que se encuentra la

producción nacional, a continuación se presenta un resumen de su situación actual.

La producción nacional de crudo al cierre de 2009, registró una diminución de 6.8% con respecto al año anterior, ubicándose en 2,601.5 mbd, lo que representó una reducción de 23.1% con relación a su nivel máximo, registrado en 2004. La disminución en el volumen de producción del yacimiento de Cantarell ha sido la principal causa de la

reducción del la producción nacional. No obstante, los descubrimientos y mejoras que se han desarrollado para la recuperación de crudo, que se han visto reflejados en la producción de los activos Ku-Maloob-Zaap y aceite Terciario

del Golfo, han servido para detener parcialmente la declinación del volumen de producción. Sin embargo, el aumento de la recuperación en estos activos no ha sido suficiente para compensar en su totalidad la pérdida del volumen de recuperación de Cantarell.


104

Cuadro 17 Producción de petróleo crudo 1999-2009


Nota: Los incrementos y decrementos en 2002, se deben a la reclasificación de los crudos ligero y superligero.

Fuente: Pemex, Sener, SIE Prontuario Estadístico del sector Enero 2010. Datos al 31 de diciembre de 2009.

El crudo pesado aportó 58.4% a la producción total de 2009, el cual provino principalmente de la Región Marina Noreste. La aportación del crudo ligero a la producción nacional fue de 31.2%, donde destacan las aportaciones al

total de las Regiones Marina Suroeste y Sur con 51.6% y 38.7%, respectivamente. La participación de aceite superligero fue de 10.4% proveniente principalmente de las regiones Sur y Marina Suroeste.

La producción de petróleo crudo pesado y ligero registró decrementos de 13.9% y 0.4% respectivamente con relación al año pasado, en cambio, el crudo superligero presentó un incremento de 28.2% en el mismo período. La

variación más importante en el volumen de producción se presentó en el crudo pesado, dejando de producirse 245.7 mbd en el último año.

3.2.1 Evolución de la producción por región

De la producción nacional de crudo, la aportación de las Regiones Marinas constituyó 77.3%. Por su parte las

Regiones Sur y Norte aportaron 19.1% y 3.6% del total. La participación de la Región Marina Noreste disminuyó a lo largo de 2009 al pasar de 62.5% a 57.4%, mientras que las demás regiones han incrementado sus aportaciones

para compensar parcialmente esa reducción (véase gráfica 30).

Aún así, la Región Marina Noreste es la más importante en la producción de crudo a nivel nacional. Sus Activos

Integrales Ku-Maloob-Zaap y Cantarell continúan siendo los de mayores productores de crudo con 31.1% y 26.3% respectivamente; cabe mencionar que en esta región es donde se produce el 95.1% del crudo pesado del país. Por

otra parte, la producción de la Región Marina Suroeste, aportó 19.9% al total de crudo, su activo de mayor participación fue Abkatún-Pol-Chuc que tuvo una participación de 11.7% nacional y de 59.0% a nivel regional. Actualmente la Región Marina Suroeste ocupa el segundo lugar en la producción de crudo a nivel nacional.

La Región Norte es históricamente la de menor producción, en 2009 aportó 3.6% del total nacional, ya que está

dedicada primordialmente a la producción de gas no asociado; sin embargo, es la región en donde se espera la mayor recuperación de la producción de crudo en el largo plazo, con los proyectos del Activo Integral Aceite Terciario del Golfo.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 -1.1

Crudo pesado 1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 2,039.4 1,765.6 1,520.0 -0.3

Crudo ligero 806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 837.7 815.5 811.8 0.1

Crudo superligero 536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 198.6 210.4 269.7 -6.6


105

Gráfica 30 Producción de petróleo crudo por región, 1999-2009


Fuente: Pemex, Sener, SIE Prontuario Estadístico del sector, Enero 2010.

La tendencia decreciente de la producción obedece a los resultados de la Región Marina Noreste, que básicamente provee crudo pesado. El crudo ligero y superligero lo aportan las regiones Marina Suroeste y Sur con un comportamiento muy uniforme. En conjunto aportaron 39.0% de la producción total de crudo en 2009.

3.2.1.1 Producción de la Región Marina Noreste

La producción de la Región Marina Noreste al cierre de 2009 registró 1,492.8 mbd, una disminución de 14.5% con

respecto al año anterior, alcanzando el nivel más bajo del período 1999-2009. Esto es atribuido principalmente a la declinación de Cantarell, que reportó una caída de 34.1% con respecto a 2008. La producción del Activo Integral

Ku-Maloob-Zaap aumentó 14.4% en el mismo período, sin embargo fue insuficiente para mantener la producción de la región, donde persiste la tendencia negativa de los últimos cinco años.

El crudo producido por la Región Marina Noreste es básicamente pesado y en 2009 alcanzó 1,445.9 mbd, además de producir 46.9 mbd de crudo ligero. De esta forma, la participación sobre la producción nacional de crudo fue

57.4%. A lo largo del período 1999-2009 la región registró una tasa de crecimiento negativa de 0.4% en promedio anual (véase gráfica 31).

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Región Marina Noreste Región Marina Suroeste Región Sur Región Norte


106

Gráfica 31 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, 1999-2009


Nota: La tasa de crecimiento (tmca) está calculada para el período 1999-2009.

Fuente: BDI Pemex, Sener, SIE Prontuario estadístico del sector. Enero de 2010.

En 2009 el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap se convirtió en el principal productor de la región con una aportación regional de 54.1% de la producción de crudo, superando al Activo Integral Cantarell que alcanzó una participación de

45.9%. Aunque la producción de Ku-Maloob-Zaap aumentó en 2009, lo hizo en menor magnitud que el año pasado cuando registró un incremento de 33.9%.

3.2.1.2 Producción de la Región Marina Suroeste

La producción de la Región Marina Suroeste registró 517.6 mbd en 2009, la cual se incrementó 3.5% con respecto

a 2008. Esto fue resultado del aumento de 10.5% del Activo Integral Litoral Tabasco aún con el decremento de 0.9% en su Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc.

Destacan en la región los desarrollos de los campos Ixtal-Manik con una participación de la producción regional de 23.6% y 32.2% del proyecto de crudo ligero marino. La aportación regional a la producción nacional de crudo fue de

19.9%. En el largo plazo se espera que los proyectos de Campeche en el Golfo de México, logren incorporar reservas y eleven la producción del litoral.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Ligero 38.0 32.7 32.1 24.4 35.4 28.8 26.4 31.2 42.2 43.9 46.9 2.1

Pesado 1,516.3 1,730.5 1,953.7 2,127.1 2,380.9 2,412.0 2,330.6 2,173.5 1,975.5 1,701.7 1,445.9 -0.5

Total 1,554.3 1,763.2 1,985.8 2,151.5 2,416.3 2,440.8 2,357.0 2,204.7 2,017.7 1,745.6 1,492.8 -0.4

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000


107

Gráfica 32 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, 1999-2009




La producción regional de crudo ligero representó 16.1% de la producción total de crudo del país y a su vez el 51.6% del total de aceite ligero para 2009. Su composición fue 80.9% de aceite ligero, 19.1% de aceite

Superligero, y un volumen marginal de 0.2 mbd de aceite pesado. Los activos Abkatún-Pol-Chuc y Litoral Tabasco aportaron a la producción de la región 59.0% y 41.0% respectivamente. Los campos que destacan dentro de la

región son Ixtal, Chuc, Caan, Och-Uech-Kax y Yaxché que en conjunto contribuyeron a la producción regional y nacional con 67.8% y 13.5%, respectivamente.

3.2.1.3 Producción de la Región Norte

La Región Norte registró una producción de 93.3 mbd al cierre de 2009, procedente básicamente del Activo Integral Poza Rica-Altamira que aportó 63.4% a la región, el cual tuvo una variación de 6.1% respecto a 2008. La ubicación

del paleocanal de Chicontepec en el Activo Aceite Terciario del Golfo, permite estimar incrementos de producción a largo plazo, por lo que recibe especial atención el desarrollo de proyectos e inversiones en la región.

Esta región produce dos tipos de crudo, pesado y ligero, donde éste último presentó una tasa de crecimiento negativa de 0.4% en promedio en los últimos 10 años, en cambio el crudo pesado creció a una tasa media de 2.5% anual en

el mismo período (véase gráfica 33).

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Superligero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.4 23.8 52.2 82.5 96.0 83.6 98.7

Ligero 683.5 621.7 554.0 452.2 397.2 364.2 343.9 392.4 409.7 416.5 418.7 -4.8

Pesado 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.3 0.2 0.1 0.2 0.1 0.2

Total 683.5 621.7 554.0 452.2 397.6 388.3 396.3 475.0 505.9 500.2 517.6 -2.7

0

100

200

300

400

500

600

700

800

-

-


108

Gráfica 33 Producción por tipo de crudo en la Región Norte, 1999-2009




Del total de crudo pesado del país, esta región aporta 4.0%, que resultó idéntica a la aportación de la región sobre el total nacional de crudo ligero. El 65% de la producción regional fue crudo pesado y el 35% restante fue crudo ligero

que respecto de la producción de crudo nacional representan 2.3% y 1.3% respectivamente. La Región Norte es la de menor aportación de crudo con 3.6% del total nacional. Sin embargo, su importancia radica en la producción de gas natural.

3.2.1.4 Producción de la Región Sur

Para el cierre de 2009, la producción en la Región Sur alcanzó 497.8 mbd, que representó 19.1% del total de crudo producido en el país. Respecto a 2008 registró un incremento de 8.5% debido al aumento de producción de los activos Macuspana (72.3%), Cinco Presidentes (19.5%), Muspac (16.4%) y Samaria-Luna (8.2%). El Activo

Integral Bellota-Jujo presentó una disminución de 1.5% en el último año.

Los Activos Integrales Cinco Presidentes y Macuspana reportan incrementos de producción durante los últimos ocho años, y las tasas de crecimiento que registraron en la última década son de 3.7% y 37.5%, respectivamente. Esta región ocupa el tercer lugar en aportación al total de crudo y se ha caracterizado por su producción de crudos ligero y

superligero.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Ligero 33.9 33.7 35.2 34.6 35.6 42.6 48.1 28.6 33.9 34.3 32.7 -0.4

Pesado 47.2 43.7 43.3 40.3 38.0 38.6 35.4 55.9 53.0 52.8 60.7 2.5

Total 81.1 77.4 78.5 74.9 73.6 81.2 83.5 84.5 86.9 87.1 93.3 1.4

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


109

Dentro de la producción nacional, 38.6% del aceite ligero, 63.4% del aceite superligero y 0.9% del crudo pesado provienen de la Región Sur. De esta manera la producción regional está integrada de 63.0% de aceite ligero, 34.3%

de aceite superligero y una fracción de 2.7% de aceite pesado (véase gráfica 34).

Gráfica 34 Producción por tipo de crudo de la Región Sur, 1999-2009


Nota: El cambio observado en 2001-2002 en la composición de la producción de crudo de la región, obedece a la reclasificación que hizo

PEP donde la medición de las características de los crudos comenzó a realizarse a boca de pozo.

* La tasa de crecimiento (tmca) está calculada para el período 2002-2009

Fuente: BDI Pemex, Sener, SIE Prontuario estadístico del sector.

A nivel de Activos Integrales, el de mayor participación sobre la producción regional fue Samaria-Luna con 40.2%, seguido de Bellota-Jujo con 34.6%. El de menor aportación regional fue Macuspana con 5.4%. En 2002, debido a

una reclasificación del tipo de crudo, se presentó un cambio importante en la composición de la producción de la región, es por eso que las tasas de crecimiento mostradas se concentran en el período 2002-2009.

3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1999-2009

La inversión ejercida por PEP alcanzó un monto de 226,802 millones de pesos en 2009, representando 90.0% de la inversión total de Pemex. En el marco del Programa Nacional de Infraestructura (PNI), las inversiones en Pemex se

orientan a la evaluación del potencial petrolero, incorporación de reservas y delimitación de yacimientos; así como al desarrollo de una estrategia que fomente la materialización de los proyectos prospectivos. Con el objetivo de

mantener un producción mínima de crudo de 2.5 millones de barriles diarios en 2012. Sobre esta línea, el programa plantea impulsar la exploración y producción de crudo, estableciendo las bases para iniciar, una vez que se cuente con los recursos necesarios, la exploración y explotación en aguas profundas.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca*

Superligero 536.4 504.6 471.4 159.9 134.5 111.5 92.0 97.9 102.6 126.8 171.0 1.0

Ligero 50.8 44.9 37.3 335.3 342.4 354.1 383.8 379.3 351.9 320.8 313.5 -1.0

Pesado 0.0 0.0 0.0 6.2 6.4 7.1 20.8 14.2 10.7 11.1 13.3 11.5

Total 587.2 549.5 508.7 501.4 483.3 472.7 496.6 491.4 465.2 458.7 497.7 -0.1

0

100

200

300

400

500

600

700


110

En los últimos años PEP enfrentó incrementos en costos de operación y producción, y estabilizó la reducción de la producción aún con mayores costos, en campos cada vez más difíciles de explotar y que requirieron de tecnologías

con altos costos de operación. Como resultado de estos factores, la inversión en PEP se incrementó considerablemente y de forma constante para el último tercio del período 1999-2009, con una tasa de crecimiento promedio de 18.6% anual (véase cuadro 18).

Cuadro 18 Inversión en capital en Pemexa

(millones de pesos de 2009)

n.d. = no disponible a Cifras en flujo de efectivo e incluyen mantenimiento capitalizable. b La inversión programable solamente considera inversión física. c La tasa media de crecimiento anual se calculó para el período 1999-2008.

Fuente: Anuario Estadístico 2010. Pemex

A partir de 2009, el esquema de Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS), reflejado en los Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo de Pemex, forma parte del Presupuesto de Egresos de la

Federación, debido al reconocimiento de la deuda de Pemex contraída de 1997 a 2008 para la ejecución de estos proyectos.

Con ello, los recursos que anteriormente se agrupaban en la inversión física presupuestaria como registro PIDIREGAS ahora se distribuyen en los diferentes rubros que integran la inversión física autorizada57. Por esta razón, para 2009

toda la inversión física devengada se concentró en la inversión programable.

La variación en las inversiones de PEP presentó un incremento anual de 27.3% en 2009, lo que representa la mayor inversión y crecimiento desde 2004 (véase gráfica 35). Aún con estos aumentos, se prevé que las inversiones en la subsidiaria deberán incrementarse considerablemente para una adecuada ejecución de los proyectos exploratorios, los

estudios en aguas profundas, así como los proyectos que se encuentran en zonas maduras y que requerirán tecnologías de punta para lograr una producción de forma rentable para poder mantener un ritmo de producción

adecuado a las necesidades del país.

57 Fuente: Segundo informe trimestral, Agosto 2009. Artículo 71 (párrafo primero). Ley de Petróleos Mexicanos. Pemex

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Pemex Total 52,382 71,268 63,301 80,759 113,687 122,863 126,988 150,397 170,111 201,740 251,882 17.0

Inversión programableb, c

25,103 28,834 26,672 22,943 19,013 12,243 21,436 20,130 17,573 23,773 251,882 -0.6

Inversión PIDIREGASc

27,279 42,434 36,629 57,816 94,674 110,620 105,552 130,267 152,538 177,967 - 23.2

PEMEX Exploración y Producción 41,080 44,654 53,446 63,000 88,380 113,332 112,863 130,071 148,761 178,104 226,802 18.6

Inversión programableb, c

14,454 17,418 17,501 13,443 8,945 3,694 11,040 8,142 6,992 8,261 226,802 -6.0

Inversión PIDIREGASc

26,626 27,236 35,945 49,557 79,435 109,638 101,823 121,929 141,769 169,844 - 22.9


111

Gráfica 35 Gastos de inversión, 1999-2009

(millones de pesos de 2009)

Fuente: Sener con base en datos del Anuario Estadístico 2009 de Pemex.

3.4 Actividad exploratoria e infraestructura en PEP

Para el desarrollo de infraestructura de PEP, se requiere un proceso de maduración compuesto de varias etapas

(véase figura 4) que concluye en la entrega de crudo a producción o exportación, adicionalmente requiere del desarrollo de sistemas de transporte y distribución, oleoductos y gasoductos, que permiten el transporte del crudo de los campos a las plantas de procesamiento y a las terminales de exportación.

Figura 4 Proceso de maduración para el desarrollo de infraestructura de PEP

Fuente: Sener.

Los retos más grandes de PEP son el desarrollo de infraestructura en campos nuevos o maduros, donde los factores de recuperación permitan alcanzar los objetivos de producción, administrando la declinación del Activo Integral

Cantarell.

En 2009, las metas de producción de crudo no fueron cubiertas debido a una declinación mayor a la esperada en los campos maduros, cierre de pozos por alta relación gas-aceite en Cantarell, al daño a infraestructura asociado a fenómenos meteorológicos y retrasos en la construcción de infraestructura de producción en el proyecto Aceite

Terciario del Golfo, así como por libranzas en algunas plataformas y barcos.

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total inversiones Pemex Total inversiones PEP


112

Sin embargo, la tasa de restitución de reservas continuó su tendencia a la alza y alcanzó un máximo en 2009 de

77.1% en reservas probadas y 128.7% en reservas 3P (desde el comienzo de las revisiones de reservas con criterios de la SEC). A partir de 2007, y con la finalidad de documentar e informar los avances y resultados de la actividad exploratoria, PEP continuó con su enfoque de proceso en las actividades de evaluación del potencial petrolero,

incorporación de reservas y delimitación de yacimientos.

Evaluación del potencial petrolero

Para una mejor administración de estas actividades, los pozos se clasifican de acuerdo a su objetivo o función como

exploratorios y de desarrollo, y de acuerdo a su grado de avance o terminación, como perforados y terminados. El programa de evaluación del potencial petrolero considera la adquisición de información sísmica 2D y 3D, así como la perforación y terminación de pozos exploratorios. Para 2009 se continuó con las actividades en la Cuenca del Golfo

de México Profundo (véase figura 4), dentro de ésta se encuentran los proyectos exploratorios Golfo de México B y Golfo de México Sur, además de los proyectos de las cuencas del sureste como son: Coatzacoalcos, Malpaso y

Reforma.

En el último año se adquirieron 15,679 kilómetros en sismología 2D y 10,910 kilómetros cuadrados en sísmica 3D,

que representa casi tres veces la información 2D adquirida en 2008 y 18.0% más información 3D respecto al mismo período. Al cierre de 2009, se terminaron nueve pozos para la evaluación del potencial petrolero, estos fueron: Limón

1 y Tiakín 1 del proyecto Malpaso, Cox 1 del proyecto Coatzacoalcos, y Coti 1 del proyecto Reforma Terciario, pertenecientes a las Cuencas del Sureste; Etbakel 1, Holok-1, Kabilil-1 y Leek 1 del proyecto Golfo de México B y Catamat 1 del proyecto Golfo de México Sur, de las Cuencas del Golfo de México Profundo. De estos pozos Leek 1

resultó productor. De esta forma los pozos exploratorios se incrementaron 50% sobre la cifra del año anterior.

Incorporación de reservas

Las actividades dirigidas a la incorporación de reservas se llevaron a cabo en las cuencas de Burgos, Sabinas, Veracruz

y las del sureste, donde se realizan los proyectos: Integral Burgos, Integral Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simijovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.

Para el proyecto de incorporación de reservas se adquirieron 2,353 kilómetros de información sísmica 2D incrementando 16.5% con relación al año anterior. Esto fue resultado de la optimización de la logística y el

incremento de la capacidad de ejecución así como de la presencia de condiciones climáticas favorables en los estudios Moca-Conejo y Jardinero-Zuloaga del proyecto de Burgos58. Por su parte la adquisición de sismología 3D alcanzó 7,378 kilómetros cuadrados, en la que destacan los proyectos Tampico-Misantla (1,336 kilómetros

cuadrados), Activo Integral Veracruz (1,322 kilómetros cuadrados) el estudio Marea-Cartujanos de los Contratos de Obra Pública Financiada (784 kilómetros cuadrados), así como el proyecto Litoral de Tabasco Marino, en donde se

adquirieron 765 kilómetros cuadrados.

Al cierre de 2009 se terminaron 64 pozos exploratorios, 18.5% más que el año anterior, de los cuales 29 se

encuentra ubicados en la zona de Burgos, 12 en el Activo Integral Veracruz y 23 en las Cuencas del Sureste.

58 Fuente: Memoria de labores 2009, Pemex.


113

Figura 5 Cuencas productoras


Delimitación de yacimientos

La delimitación de yacimientos busca reclasificar las reservas de tal forma que reduzcan el costo de descubrimiento y desarrollo, y disminuir la incertidumbre en la fase de desarrollo de campos. Las áreas destinadas para estas actividades

fueron las cuencas del sureste con los proyectos Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.

En 2008 fue precisamente en la porción marina de las cuencas del sureste donde se terminaron 4 pozos productores

de aceite, 2 en el activo Ku-Maloob-Zaap, Pit DL1 y Ayatsil DL1. Los otros 2 se encuentran en el Activo Litoral de Tabasco, Xanab DL1 y Yaxché DL1. Para 2009 las actividades en este rubro disminuyeron, ya que sólo dos pozos

fueron terminados, Ichalkil 1DL y Kayab 1A DL que resultaron productores de aceite.

Durante 2009 se terminaron 75 pozos de exploración, 9 correspondieron al proceso de evaluación del potencial

petrolero, 64 a la incorporación de reservas y 2 a la delimitación de yacimientos. Esto significa un incremento de 15.4% respecto a 2008. De los pozos productores, 13 fueron de aceite, seis de gas seco, 9 de gas y condensado y

uno de gas húmedo. El éxito exploratorio en los pozos que incorporaron reservas probadas, alcanzó 41.5%. Adicionalmente, se descubrieron 14 campos que incorporaron reservas probadas, 6 de crudo y 8 de gas. Al cierre de 2009 se terminaron 1,150 pozos, de los cuales 75 fueron exploratorios y 1,075 pozos fueron de desarrollo.

Aceite y gas asociado

Gas no asociado

6

1

2

3

4 5

71. Sabinas

2. Burgos

3. Tampico-Misantla

4. Veracruz

5. Sureste

6. Golfo de México Profundo

(Golfo de México B y Golfo de México Sur)

7. Plataforma Yucatán


114

Con respecto a lo registrado en 2008, estas cifras representaron incrementos por 61.9% y 15.4% en la cantidad de pozos de desarrollo y exploratorios terminados, respectivamente (véase gráfica 36). Por otra parte en pozos de

desarrollo, el éxito fue 94.3%, 2.1 % mayor a lo alcanzado en 2008.

Gráfica 36 Pozos de desarrollo y exploratorios terminados por región, 2007-2009

(número de pozos)


A nivel regional destaca la actividad en la Región Norte con 917 pozos de desarrollo, 89.1% más que en 2008, debido al impulso a la perforación en sus cuatro activos, 426 pozos terminados en el Activo Aceite Terciario del

Golfo, 386 en Burgos, 67 en Poza Rica-Altamira y 38 en Veracruz. De acuerdo con la clasificación de los pozos, los perforados son aquellos en los que la barrena ha concluido su operación y se cuenta con tubería pero no se tiene producción todavía. En esta clasificación para 2009 se tuvieron 1,419 pozos de desarrollo y 71 exploratorios (véase

cuadro 19).

La Región Norte posee el mayor número de pozos perforados con un total de 1,303, de los cuales el 96.9% son de desarrollo y el 3.1% restante tiene aplicaciones exploratorias. Los pozos terminados en esa región suman 959, donde 95.6% de estos pozos son de desarrollo y 4.4% son exploratorios.

648 66

490

610

2041

118

485

664

12 28

118

917

1,075

0

200

400

600

800

1000

1200

Marina Suroeste

Marina Noreste

Sur Norte Total

De desarrollo

52

6

36

49

9

4

11

41

65

10

4

19

42

75

0

10

20

30

40

50

60

70

80

Marina Suroeste

Marina Noreste

Sur Norte Total

Exploratorios

2007 2008 2009


115

Cuadro 19 Perforación de pozos por región, 1999-2009

(número de pozos)


En 2009, se registraron en promedio 6,890 pozos en operación, cifra que resultó mayor en 508 pozos respecto a lo registrado en 2008. Sin embargo, la producción de hidrocarburos totales por pozo fue de 549 barriles diarios, 11.7%

menor respecto a 2008 (véase cuadro 20).

Explotación de yacimientos

En 2009 se realizaron 3,219 intervenciones a pozos para mantener su producción, esto representa un incremento de 14.3% respecto del año anterior. Esto fue resultado un aumento de actividad en todas las regiones que permitió

obtener una producción incremental de 184.5 mbd de crudo y 487 millones de pies cúbicos (mmpc) de gas. Del total de intervenciones, 955 fueron mayores, 1,911 menores y 353 estimulaciones.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Pozos exploratorios perforados 28 49 45 58 96 105 73 58 49 68 71

Región Marina Noreste - - - - 4 9 5 3 2 4 4

Región Marina Suroeste 2 2 3 11 23 20 9 5 4 10 10

Región Sur - 5 5 7 9 9 5 6 7 11 17

Región Norte 26 42 37 40 60 67 54 44 36 43 40

Pozos de desarrollo perforados 202 234 404 389 557 628 686 614 566 754 1,419

Región Marina Noreste 34 23 13 7 19 31 31 39 44 41 26

Región Marina Suroeste 1 2 - - 3 16 16 9 8 20 14

Región Sur 7 11 19 21 33 65 78 45 69 121 116

Región Norte 160 198 372 361 502 516 561 521 445 572 1,263

Pozos exploratorios terminados 22 37 53 55 88 103 74 69 49 65 75

Región Marina Noreste - - - - 3 7 7 3 2 4 4

Región Marina Suroeste 2 1 4 7 25 21 6 8 5 9 10

Región Sur 1 2 8 5 11 6 5 5 6 11 19

Región Norte 19 34 41 43 49 69 56 53 36 41 42

Pozos de desarrollo terminados 212 212 406 404 505 624 668 587 610 664 1,075

Región Marina Noreste 29 12 28 14 22 28 28 38 48 41 28

Región Marina Suroeste 1 2 - - 2 7 16 19 6 20 12

Región Sur 7 12 15 21 30 60 84 45 66 118 118

Región Norte 175 186 363 369 451 529 540 485 490 485 917


116

Cuadro 20 Perforación de pozos y explotación de campos, 1999-2009

(número de pozos)

a Pozos perforados hasta el objetivo. b Excluye pozos inyectores. c Número de equipos promedio. d Se refiere a la profundidad promedio de los pozos perforados hasta el objetivo. e Incluye únicamente campos que incorporan reservas probadas. En 2007, fueron excluidos los campos Kibo-1 y Lalail-1, que aunque

resultaron productores, no incorporaron reservas probadas. f A partir de 2000 es promedio anual.

Fuente: Anuario Estadístico 2010. Pemex.

Ductos

La red de ductos de PEP en 2009 registró 4,658 km de oleoductos con un incremento anual de 110 km y 7,431 km de gasoductos, que representan un decremento anual de 465 km. Los oleoductos distribuyen el crudo a los

centros procesadores de crudo (baterías de separación, refinerías y centros de exportación), mientras que los gasoductos que inyectan gas seco a ductos de PGPB y gas húmedo amargo y dulce a las plantas procesadoras de gas.

En 2008 se continuó con la implantación del Plan de Administración de Integridad de Ductos (PAID) que busca contribuir a la continuidad del proceso de logística, transporte y distribución, alineando las actividades de operación,

mantenimiento y seguridad mediante la aplicación homologada de las mejores prácticas de ingeniería en integridad de ductos y sus instalaciones. En este contexto, se iniciaron los contratos integrales con programas de

mantenimiento a diferentes plazos que permiten disminuir el riesgo de operación de los ductos y garantizan la sustentabilidad del transporte por éste medio.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Pozos perforados a

230 283 449 447 653 733 759 672 615 822 1,490

Pozos terminados 234 249 459 459 593 727 742 656 659 729 1,150

Pozos exploratorios 22 37 53 55 88 103 74 69 49 65 75

Productivos 9 21 28 27 53 42 39 32 24 27 29

% de éxito 41 57 53 49 60 41 53 46 49 42 39

Pozos de desarrollo 212 212 406 404 505 624 668 587 610 664 1,075

Productivos 193 191 370 355 455 581 612 541 569 612 1,014

% de éxito b

91 95 91 88 90 94 92 92 94 92 94

Equipos de perforación c

42 43 50 70 101 132 116 103 116 143 176

En exploración 7 12 10 21 35 40 27 23 20 30 26

En desarrollo 35 31 40 50 66 92 88 80 96 113 150

Kilómetros perforados 706 782 1,098 1,186 1,763 2,106 2,004 1,858 1,798 2,199 3,770

Profundidad promedio por pozo d

(m) 3,062 2,838 2,359 2,478 2,904 2,692 2,828 2,771 2,744 2,748 2,494

Campos descubiertos e

5 6 15 16 33 24 16 13 14 14 13

Aceite - 1 - 2 11 8 3 2 4 6 6

Gas 5 5 15 14 22 16 13 11 10 8 7

Campos en producción 313 299 301 309 340 355 357 364 352 344 394

Pozos en operación f

4,269 4,184 4,435 4,590 4,941 5,286 5,682 6,080 6,280 6,382 6,890


117

3.5 Consumo nacional, 1999-2009

La demanda de crudo nacional se origina fundamentalmente en dos procesos: la refinación y la petroquímica. De la

disponibilidad total de crudo del país en 2009, el 52.5% se destinó a la demanda interna, 1,361.8 mbd, de los cuales el 92.8% se destinó a la refinación para obtener petrolíferos como gasolinas, diesel, turbosina, entre otros. Así el

crudo destinado a refinerías registró un incremento de 4.0% con respecto a 2008, debido a que el SNR procesó 48.2 mbd más que el año anterior derivado de un aumento en el proceso de crudo, específicamente aceite ligero lo cual cambió la mezcla destinada a refinación. Cabe mencionar que desde la culminación del contrato de maquila con la

refinería Deer Park en 2007, no se ha contratado ningún volumen de maquila.

De acuerdo con el tipo de crudo, el aceite ligero sigue predominando en el suministro al SNR (véase gráfica 37) dadas las características y capacidades de las refinerías para procesar diversas calidades de crudo. Actualmente, en el SNR sólo existen dos refinerías con capacidad de conversión profunda (Madero y Cadereyta) lo que limita tanto la

utilización de crudo pesado en la mezcla, como el aprovechamiento de los flujos de destilados pesados.

Gráfica 37 Demanda del SNR por tipo de crudo, 1999-2009


Fuente: Sistema de Información Energética, Pemex y Sener.

La demanda de crudo pesado disminuyó 4.9% con respecto a 2008. De igual forma el aceite superligero presentó

una disminución de 34.5% mientras que la demanda de aceite ligero se incrementó 11.2%. La participación del crudo superligero en el total es de 0.8% por lo que su decremento anual es poco representativo.

En lo que respecta a la petroquímica, el crudo destinado a esta actividad en 2009 fue de 97.4 mbd, 7.2% de la

demanda nacional y 3.8% de la disponibilidad de petróleo crudo del país. Esto representa una reducción anual de 25.7%. En el período de 1999-2009 el flujo destinado a la petroquímica decreció 4.2% en promedio anual (véase

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Superligero 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 19.5 14.8 9.7 -5.1

Ligero 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 722.1 695.4 773.6 0.2

Pesado 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 489.3 505.9 481.1 3.0

Total 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1,230.9 1,216.2 1,264.4 1.1

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400


118

Balance nacional de petróleo crudo cuadro 25). Mientras que en el período 2002-2005, se suministró casi exclusivamente crudo pesado. En los últimos años, la mezcla de crudo destinada a la industria petroquímica, ha

predominado el crudo ligero y a partir de 2008 sólo se ha suministrado crudo ligero, el cual fue procesado en su totalidad en el complejo petroquímico La Cangrejera,

3.6 Comercio exterior, 1999-2009

El saldo de la balanza comercial de Pemex en 2009, reportó un superávit de 16,509 millones de dólares, 36.7% menor a lo registrado en 2008, como resultado del comportamiento del precio de la mezcla mexicana de exportación durante el año. No sólo el volumen de exportación de crudo disminuyó, sino también las importaciones de gas natural

5.6% y de petrolíferos con una reducción de 6.0% en promedio con respecto a 2008.

Las exportaciones de crudo disminuyeron 178 mbd en promedio, 12.7% menor a lo que se exportó en 2008. Pemex ingresó divisas por concepto de exportación de crudo por un monto de 25,693.2 millones de dólares, 40.7% menos que en 2008 y 32.3% menor a lo registrado en 2007. Esto fue el resultado de la caída en la cotización de la

mezcla mexicana de crudo en el mercado petrolero internacional, que después de haber registrado 84.38 USD/b promedio en 2008 bajó hasta alcanzar 57.44 USD/b en promedio en 2009. La composición de la mezcla mexicana

de exportación fue de 87.1% de crudo pesado (Maya y Altamira), 11.7% de crudo Superligero (Olmeca) y 1.2% de crudo ligero (Istmo) (véase grafica 38).

Gráfica 38

Exportaciones nacionales por tipo de crudo, 1999-2009 (miles de barriles diarios)

Fuente: Anuario Estadístico 2010, Pemex.

De esta manera los ingresos por tipo de crudo fueron 21,920.9 millones de dólares por la exportación de crudo Maya (el de mayor exportación, entre otros motivos, debido a su menor precio), 3,444.9 millones de dólares por crudo Olmeca y 327.4 millones de dólares por el crudo Istmo.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Olmeca 434.4 397.6 317.4 244.8 215.6 221.4 215.8 230.6 172.7 129.6 143.5 -10.5

Itsmo 190.1 109.8 86.8 45.8 24.9 27.4 81.0 68.3 41.1 23.0 14.2 -22.9

Maya 929.1 1,096.4 1,351.4 1,414.5 1,603.4 1,621.6 1,520.4 1,493.8 1,472.3 1,250.8 1,067.8 1.4

Total 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.4 1,817.1 1,792.7 1,686.1 1,403.4 1,225.5 -2.3

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000


119

En 2009, el volumen de las exportaciones de los crudos ligero y pesado disminuyeron. Para el crudo Istmo la reducción promedio fue de 38.3% con respecto a 2008; para el crudo Maya esa reducción fue de 14.5% mientras

que para el crudo Olmeca se registró un incremento de 10.7%. En 2009 se registró el volumen más bajo de exportaciones de la última década, debido a la diminución registrada en la demanda mundial de crudo y en la producción nacional.

La reducción de exportación del crudo Istmo se justifica porque es una demanda derivada para hacer las mezclas de

crudos pesados más ligeras y adecuarlas a los estándares de los mercados de exportación, además de la fuerte caída de su producción. En el caso del crudo Olmeca la situación es diferente, su producción aumentó reponiendo la falta de crudo Istmo pero no lo suficiente para alcanzar volúmenes de exportación mayores.

3.6.1 Destino de las exportaciones por región y país

La distribución de las exportaciones nacionales se lleva a cabo principalmente a tres regiones del mundo, América,

Europa y Asia. En 2009 se exportó 88.7% al continente americano, donde se encuentra nuestro principal socio comercial, Estados Unidos de América. Esta región ha tenido una disminución en su consumo en los últimos tres

años debido, entre otras causas, a los incrementos en la producción de crudo por parte de Canadá y EUA. Así, en promedio para el período 1999-2009 se tuvo una tasa decreciente de 2.0% anual y en el último año, el decremento fue de 11.2%.

Por su parte, Europa ocupó el segundo lugar con 8.5% de las exportaciones de crudo. Esta región registró la misma

tendencia decreciente de 4.8% en promedio anual para la última década y en 2009 disminuyó 25.5% el volumen exportado a esa región con respecto a 2008, como resultado de la reducción de consumo energético en esos países derivado de la situación económica mundial. Por último el 2.8% restante de la exportaciones totales de crudo, tuvo

como destino Asia, básicamente a la India, que disminuyó 1.0% sus importaciones de crudo mexicano con respecto a 2008 (véase cuadro 21).

Cuadro 21 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, 1999-2009


a Los datos de esta región corresponden a las exportaciones a la India. b Los datos de esta región corresponden a las exportaciones a Israel. c Los datos de África se agregaron a otros países ya que ésta región no registra exportaciones desde 2005.


De manera general, las exportaciones por país tuvieron decrementos, salvo en el caso de Holanda que incrementó 20.5% con respecto a 2008. EUA registró una disminución de 7.9% en relación con 2008, y en los últimos 10 años

presentó una tasa de reducción de 1.1% anual (véase cuadro 22). Debido a la infraestructura de refinación que

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1,686.2 1,403.4 1,225.4 -2.3

América 1,330.0 1,378.7 1,527.9 1,477.5 1,603.8 1,655.6 1,589.1 1,589.9 1,487.6 1,223.1 1,086.8 -2.0

Asiaa

0.0 4.9 20.8 36.7 52.5 36.3 32.8 32.0 35.2 34.9 34.5 n.d.

Europa 170.4 176.7 176.8 174.6 170.9 174.2 189.5 166.5 159.7 139.2 103.6 -4.8

Medio orienteb

4.6 4.8 3.6 4.8 4.8 3.6 4.4 3.6 3.6 4.8 0.5 -19.9

Otrosc

48.6 38.5 26.7 11.4 11.9 0.7 1.4 0.6 0.0 1.4 0.0 n.d.


120

posee EUA, el crudo que se exportó fue principalmente de tipo Maya con 85.8% (902.6 mbd), mientras que el tipo Istmo alcanzó 0.2% (2.1 mbd) y el Olmeca 12.9% (136.2 mbd).

Cuadro 22 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por país, 1999-2009



En Europa, España captó el 7.6% de las exportaciones y presentó una disminución de 24.3% con respecto al año

previo. En los últimos diez años, las exportaciones a ese país alcanzaron un máximo en 2005, registrando desde entonces una tendencia a la baja. El 92.8% de las exportaciones a ese país fueron de crudo Maya (86.4 mbd) y el

5.9% restante de Istmo (5.5 mbd). No se han realizado exportaciones de crudo Olmeca hacia España en los últimos 10 años.

El tercer socio comercial como país de crudo para México fue la India con 2.8% del total de crudo exportado. Las Antillas Holandesas había sido el tercer socio comercial de México hasta 2007, pero en los últimos dos años la

exportación hacia ese país se ha reducido a cifras marginales.

De los países suscritos al Convenio de San José59, sólo se registraron exportaciones a cinco países: El Salvador,

Honduras, Jamaica, Nicaragua y República Dominicana. Este último es el más representativo del grupo importando 77.7% de crudo Olmeca y 22.3% de crudo Maya sobre un monto de 9.9 mbd en 2008 (véase cuadro 23). En total

el crudo exportado bajo este convenio fue de 20.4 mbd que representaron 1.5% del total de las exportaciones de crudo en México y el 1.7% del crudo destinado al continente Americano (véase gráfica 39).

59 México y Venezuela mantienen el pacto que establece el suministro conjunto de hasta 160 mil barriles de crudo y/o derivados a los países

de América Central y el Caribe suscritos al convenio San José, estos son: Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití,

Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1,686.2 1,403.4 1,225.4 -2.3

Estados Unidos 1,172.8 1,203.4 1,321.7 1,338.6 1,437.5 1,482.0 1,424.7 1,441.9 1,351.5 1,142.9 1,052.2 -1.1

España 121.9 140.1 147.0 140.8 143.4 149.5 160.8 144.3 125.1 122.9 93.1 -2.7

India 0.0 4.9 20.8 36.7 52.5 36.3 32.8 32.0 35.2 34.9 34.5 n.d.

Canadá 22.9 26.7 27.6 19.9 29.3 28.1 38.2 36.3 30.6 26.0 22.4 -0.2

Holanda 11.4 1.4 0.0 2.7 0.0 0.0 0.0 1.9 14.4 8.8 10.6 -0.8

Convenio de San José 32.8 41.6 44.6 27.2 32.1 29.0 30.5 36.7 35.5 20.4 9.4 -11.7

Antillas Holandesas 101.5 107.0 133.9 91.8 104.9 116.5 95.8 75.0 70.0 33.8 2.7 -30.3

Israel 4.6 4.8 3.6 4.8 4.8 3.6 4.4 3.6 3.6 4.8 0.5 -19.9

Costa de Marfil 0.0 0.0 4.7 0.0 1.2 0.0 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 n.d.

Portugal 20.4 17.5 15.2 15.4 15.0 12.5 17.7 12.5 10.0 2.5 0.0 n.d.

Inglaterra 16.7 17.8 14.6 15.7 12.5 12.2 10.9 7.8 10.1 5.0 0.0 n.d.

Otros 48.6 38.5 22.0 11.4 10.7 0.7 0.0 0.6 0.0 1.4 0.0 n.d.


121

Cuadro 23 Volumen de las exportaciones de crudo por tipo en América, 2009


a Sólo se muestran los países del Convenio de San José que captaron exportaciones de crudo mexicano en el año de referencia.

Nota: Los totales pueden no coincidir por efectos de redondeo.

Fuente: Sistema de Información Energética con datos de Pemex.

Gráfica 39 Distribución porcentual de las exportaciones de crudo en América, 2009

Nota: La suma de los porcentajes puede no coincidir por efectos de redondeo.

Fuente: Sistema de Información Energética con datos de Pemex.

3.7 Balance nacional de petróleo crudo, 1999-2009

En 2009, la producción de crudo a nivel nacional cerró a la baja por segundo año consecutivo. Los ingresos captados

por la paraestatal se vieron reducidos con respecto a 2008 como resultado del menor precio promedio de la mezcla mexicana a lo largo del año, la reducción de la producción de crudo pesado y la disminución de las exportaciones. La

mayor parte de las reducciones en la oferta de crudo están asociadas con el Activo Cantarell, debido a la declinación que ha presentado el campo en los últimos años.

La producción de crudo pesado ha mostrado reducciones precisamente asociadas a los campos de Akal-Nohoch, Kutz y Chac, y en menor medida los activos integrales Abkatún-Pol-Chac y Bellota-Chinchorro a pesar de que el

Activo Integral Ku-Maloob-Zaap incrementó su producción 14.4%. Los nuevos desarrollos han permitido producir crudo superligero, que es el rubro del balance nacional que reportó incremento pero en menor cuantía que la reducción de los crudos pesado y ligero.

Itsmo Maya Olmeca Total

El Salvador 1.0 0.0 0.0 1.0

Jamaica 0.0 0.4 0.6 0.9

Nicaragua 0.0 0.0 0.0 0.0

Republica Dominicana 0.0 0.7 6.7 7.5

Convenio San José a

1.0 1.1 7.3 9.4

EUA 2.1 913.9 136.2 1,052.3

Otros Otros 25.1

Total de América 1,086.8

EUA

96.8% Convenio

San José

0.9%

Otros

2.3%

Total 1,086.8 mbd


122

Cuadro 24 Balance nacional de petróleo crudo, 1999-2009


a Datos de disponibilidad de PEP. En el Anuario Estadístico 2010 de Pemex, la disponibilidad está determinada por la suma de la producción,

condensados, gasolinas y naftas.

b Volúmenes medidos a 20°C.

c Para obtener el volumen a 60 °F, multiplicar por 0.9966.

Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.

Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Disponibilidada

2,893.7 2,994.9 3,113.2 3,170.6 3,363.1 3,365.4 3,324.9 3,241.0 3,066.6 2,769.7 2,595.2 -1.1

Ligero 947.1 900.2 915.5 864.1 835.1 790.5 832.0 914.5 849.2 863.0 889.7 -0.6

Pesado 1,487.4 1,667.8 1,864.5 2,024.0 2,293.9 2,346.5 2,257.8 2,077.6 1,992.2 1,757.8 1,551.5 0.4

Superligero 459.3 426.9 333.2 282.6 234.1 228.3 235.1 248.9 225.3 148.9 154.0 -10.4

Producción 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 -1.1

Ligerob

806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 837.7 815.5 811.8 0.1

Pesadob

1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 2,039.4 1,765.6 1,520.0 -0.3

Superligerob

536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 198.6 210.4 269.7 -6.6

Condensados incorporados al crudo 0.2 0.1 0.3 1.1 1.3 0.3 0.7 1.4 1.0 0.8 0.8 13.8

Gasolinas y naftas incorporadas al crudo 2.4 2.9 2.9 1.8 2.4 1.9 0.9 1.4 1.0 0.8 0.9 -9.3

Inyección y traspaso 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.d.

Mermas por evaporación 15.2 14.6 14.0 13.8 13.6 13.4 13.9 13.8 13.5 12.8 13.6 -1.1

Derrame y otros conceptos 0.0 0.0 0.0 -1.3 0.0 0.0 -0.1 0.0 -1.1 -0.1 -0.1 -16.5

Empaque neto de productos 0.5 0.0 0.4 0.1 0.1 0.3 -0.6 0.6 0.3 0.3 0.3 -7.0

Variación de inventarios (en domos) -0.4 4.4 3.9 -5.2 -3.3 6.4 -3.7 2.7 -2.4 10.5 -7.2 33.0

Variación de inventarios (en campos) -0.3 1.1 -1.3 -0.6 0.9 -0.5 0.3 0.3 -1.3 0.0 1.0 -13.5

Distribución 2,889.9 2,986.4 3,105.6 3,163.1 3,357.6 3,362.7 3,319.9 3,233.7 3,057.8 2,754.2 2,593.5 -1.1

Ligero 948.1 898.0 914.2 864.0 834.9 786.1 812.5 884.9 841.5 849.0 885.8 -0.7

Pesado 1,487.0 1,664.9 1,861.5 2,020.4 2,291.4 2,345.7 2,267.7 2,094.8 1,992.3 1,760.2 1,552.8 0.4

Superligero 454.8 423.5 330.0 278.8 231.2 230.8 239.6 254.0 224.0 144.9 155.0 -10.2

Entrega de crudo a plantas y maquila 1,338.7 1,366.6 1,349.0 1,446.9 1,509.3 1,489.1 1,487.3 1,444.6 1,356.5 1,347.3 1,361.8 0.2

A refinerías 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1,230.9 1,216.2 1,264.4 1.1

Ligero 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 722.1 695.4 773.6 0.2

Pesado 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 489.3 505.9 481.1 3.0

Superligero 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 19.5 14.8 9.7 -5.1

A Maquila 56.7 103.7 62.3 130.4 112.5 97.4 81.4 80.2 0.0 0.0 0.0 n.d.

Superligero 3.4 22.4 8.9 22.2 4.7 6.5 6.5 5.0 0.0 0.0 0.0 n.d.

Pesado 53.2 81.3 53.5 108.2 107.8 90.9 74.9 75.2 0.0 0.0 0.0 n.d.

A La Cangrejera 149.6 136.0 146.2 144.5 150.4 133.8 131.0 122.3 125.5 131.1 97.4 -4.2

Ligero 0.0 39.7 26.8 0.0 0.0 0.0 0.0 98.7 78.8 131.1 97.4 n.d.

Pesado 149.6 96.4 119.4 144.5 150.4 133.8 130.1 23.7 16.1 0.0 0.0 n.d.

Superligero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 30.7 0.0 0.0 n.d.

A U.P. La Venta 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.d.

A terminales de exportaciónc

Recibo 1,551.2 1,619.8 1,756.6 1,716.2 1,848.3 1,873.6 1,832.6 1,789.1 1,701.3 1,406.9 1,231.7 -2.3

Istmo 188.6 112.6 84.1 46.1 25.4 27.9 84.1 65.5 40.6 22.5 14.8 -22.5

Maya y otros 927.6 1,107.7 1,354.3 1,425.3 1,605.5 1,624.8 1,530.3 1,493.8 1,487.0 1,254.3 1,071.7 1.5

Pesado R. Norte Altamira 9.1 10.9 19.5 16.9 13.8 13.3 15.0 14.4 12.8 10.7 12.8 3.5

Olmeca 435.0 399.4 318.2 244.8 217.4 220.8 218.1 229.8 173.8 130.1 145.2 -10.4

Carga a exportación 1,557.3 1,612.6 1,762.6 1,714.0 1,847.2 1,877.0 1,826.4 1,796.9 1,692.3 1,407.4 1,232.3 -2.3

Istmo 190.4 110.2 87.2 46.0 25.0 27.5 81.3 68.5 41.3 23.4 14.2 -22.9

Maya 931.3 1,102.9 1,357.4 1,422.3 1,605.7 1,626.6 1,527.1 1,498.6 1,477.1 1,254.6 1,073.3 1.4

Pesado R. Norte Altamira 9.3 10.6 19.6 16.9 13.8 13.5 14.8 14.4 12.8 11.1 12.6 3.1

Olmeca 435.6 399.6 318.1 245.8 216.5 223.0 218.0 229.7 173.9 129.4 144.9 -10.4

Movimiento de inventarios -6.1 7.3 -6.0 2.2 1.0 -3.5 6.2 -7.8 9.0 -0.5 -0.7 -20.0

Istmo -1.8 2.5 -3.0 0.2 0.4 0.5 2.8 -3.1 -0.7 -1.0 0.5 11.4

Maya -3.4 4.8 -3.0 3.1 -0.4 -1.7 2.9 -4.8 10.0 0.1 -1.7 -6.6

Pesado R. Norte Altamira -0.3 0.2 -0.1 -0.1 0.0 -0.1 0.3 0.0 -0.1 -0.3 0.2 4.6

Olmeca -0.6 -0.2 0.1 -1.1 0.9 -2.2 0.2 0.1 -0.1 0.7 0.3 5.2

Diferencias total 3.8 8.5 7.6 7.5 5.5 2.7 5.0 7.3 8.9 15.5 1.6 -8.0

Ligero -1.1 2.2 1.3 0.1 0.2 4.4 19.5 29.6 7.7 13.9 3.9 -14.1

Pesado 0.4 2.9 3.0 3.6 2.5 0.8 -9.9 -17.2 -0.2 -2.4 -1.3 -12.2

Superligero 4.4 3.4 3.3 3.8 2.9 -2.5 -4.5 -5.1 1.3 4.0 -1.0 14.2


123

Evolución del mercado nacional de

petróleo crudo 2010-2025

La Reforma Energética marcó un precedente en la historia reciente del país al adicionar, modificar

y promulgar leyes que permiten contar con mejores instrumentos legislativos para fortalecer y modernizar a la industria petrolera mexicana. Este nuevo marco normativo fortaleció las

instituciones administrativas del sector energético y otorgó a Pemex una mayor autonomía en sus formas de organización, procesos de toma de decisión y manejo presupuestal.

Derivado de lo anterior, se concretó este capítulo del documento Prospectiva del mercado de petróleo crudo como resultado de un ejercicio de planeación conjunto entre la Secretaría de

Energía, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y Pemex Exploración y Producción (PEP). Este documento presenta un escenario de producción de petróleo que considera un alcance de 15

años, en el que se reconoce el aprovechamiento de las ventajas que otorga la Reforma, encaminadas a aumentar la capacidad técnica y de ejecución de Pemex. Además, es congruente con la Estrategia Nacional de Energía que fue presentada al Congreso de la Unión por el

Presidente Lic. Felipe Calderón Hinojosa, el pasado 26 de febrero de 2010, como parte de los compromisos adquiridos por la Reforma Energética de 2008 y fue ratificada el 14 de abril de

2010 por el Congreso de la Unión.

Este nuevo escenario de planeación considera la actualización, tanto de las premisas para la

evaluación de la cartera de proyectos, como de la estructura de costos de la industria. Asimismo, los resultados reflejan el comportamiento actualizado de la fase de declinación del yacimiento de

Cantarell, y la nueva estrategia de explotación del activo Aceite Terciario del Golfo (ATG).

4.1 Escenario de planeación de la producción de petróleo

La cartera de proyectos 2010 de PEP muestra el conjunto de oportunidades en términos de exploración y explotación que se han identificado hasta el día de hoy. A partir de ella, PEP elaboró

el escenario de planeación de producción de aceite para el periodo 2011-2025. Las estimaciones presentadas están alineadas con la inversión correspondiente para cada proyecto en términos del

valor económico en pesos de 2010.

Las oportunidades de producción del escenario de planeación fueron seleccionadas de acuerdo a su generación de valor económico. Por consiguiente, existen oportunidades de generación de valor que son postergadas ante otras mejores dentro de un contexto de presupuesto limitado. El

escenario de planeación considera la estructura de costos de los principales insumos al último trimestre de 2009, e incluye los asociados a la construcción de infraestructura como los

relacionados con la perforación de pozos, entre otros aspectos.

CAPÍTULO CUATRO


124

PEP ha incorporado los siguientes seis objetivos estratégicos sobre este tipo de planeación de largo plazo para el periodo 2010-2015:

Mantener la producción de aceite entre 2.5 y 2.7 millones de barriles diarios promedio anual en el periodo 2010-2015.

Sostener la producción de gas en el rango de 6.1 y 6.5 mil millones de pies cúbicos diarios promedio anual en el periodo 2010-2015.

Obtener una tasa de restitución integrada de reservas probadas de 100% a partir de 2012.

Mantener el liderazgo en costos de descubrimiento y desarrollo, así como en los de producción.

Lograr la meta de cero accidentes.

Ser reconocida como una empresa con responsabilidad social.

Para lograr dichos objetivos, PEP deberá activar 12 iniciativas incluidas dentro de cuatro ejes estratégicos para

fortalecer su gestión:

Crecimiento rentable (enfocado a revertir disminución en producción; incrementar inventario de reservas por

nuevos descubrimientos y reclasificación; aumentar y mejorar la capacidad de ejecución; optimizar costos de inversión y el gasto de operación).

Organización y conocimiento (modernizar la gestión tecnológica; generar y desarrollar talento; y enfocar la

organización en función del negocio).

Planeación y excelencia operativa (mejorar la planeación, ejecución y control de proyectos; optimizar las

operaciones de producción, distribución y comercialización; continuar con la implementación de mejores prácticas en seguridad y salud ocupacional).

Responsabilidad social (fomentar protección ambiental y desarrollo sustentable; afianzar relaciones de calidad con la comunidad).

La estrategia de Petróleos Mexicanos busca alcanzar los pronósticos de producción de crudo del escenario de

planeación. Sin embargo, existen distintos factores que pudieran afectar la ocurrencia de la estimación, algunos como:

El éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre;

La disponibilidad y el ejercicio oportuno de los recursos asignados, tanto financieros como técnicos;

La capacidad técnica y de ejecución de Pemex;

La disponibilidad de equipos, suministros, tecnologías, materiales y servicios de la industria petrolera de

acuerdo con las necesidades de ejecución de los proyectos de Pemex; e

Implantación oportuna de iniciativas derivadas de la Reforma Energética.

La diferencia más importante que refleja el escenario de planeación 2010 respecto a los anteriores, es el aprovechamiento de las ventajas que ofrece la Reforma Energética, donde la capacidad de ejecución de Petróleos

Mexicanos se complementa con capacidades adicionales, esta oportunidad no se consideró en el último escenario de producción que la Secretaría de Energía hizo público durante 2008.


125

Las nuevas capacidades, que se derivan de la Reforma Energética, se dirigen hacia proyectos de gas no asociado, como en la Cuenca de Sabinas, donde ya se cuenta con Contratos de Obra Pública Financiada (COPF). En el caso de

campos maduros se tienen oportunidades con inversiones adicionales, ya que nuevas prácticas operativas y tecnologías modernas tendrían la posibilidad de reactivar la explotación de dichos campos, bajo una estructura de costos diferente a la de otros proyectos de Pemex. En cuanto a aguas profundas se espera también intensificar la

actividad exploratoria, donde Pemex diversificará su exposición al riesgo mediante nuevos contratos.

El portafolio de proyectos 2010 de PEP para el escenario de planeación se compone de un total de 80 proyectos, de los cuales: 5 son proyectos integrales de exploración y explotación; 28 son proyectos de explotación; 22 son proyectos de exploración; y 25 son proyectos de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del

transporte y distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que en todos los proyectos excepto los de infraestructura y soporte, se incluyen las inversiones de seguridad industrial y protección ambiental. En términos de la inversión

promedio anual, el monto que sustenta al portafolio de proyectos 2010 en el escenario es de 312.6 miles de millones de pesos para el periodo 2010-2025.

Dentro del portafolio 2010 de PEP, los proyectos integrales de exploración y explotación abarcan tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos en yacimientos nuevos como la actividad extractiva de producción de las

reservas ya existentes. Uno de los cinco proyectos corresponde a crudo ligero y el resto pertenecen a gas no asociado. En el caso de la componente exploratoria de los proyectos integrales, un proyecto tiene como objetivo

específico la evaluación del potencial, en tanto que el resto están enfocados a incorporar reservas. Respecto a los proyectos de explotación, estos consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas, mientras que los proyectos de exploración están orientados a la estimación de recursos prospectivos e incorporación de reservas de

hidrocarburos.

Figura 6

Composición del portafolio de negocios 2010 de PEP

a Incluyen inversiones de seguridad industrial y protección ambiental.


Total80

5

28

22

25

Integrales de

explotación y

exploración a

Explotación a

Exploración a

Infraestructura/ Soporte

1 Ligero 4

Gas

22 Ligero 3 Pesado

3Gas

Explotación Exploración

Soporte administrativo25

1 EP

14 EP

8 IR

4 IR

EP = Evaluación del Potencial IR = Incorporación de Reservas


126

Las inversiones planeadas para el portafolio de proyectos 2010 están orientadas a mantener estable la producción de crudo en el corto plazo, y aumentar gradualmente la producción de crudo y gas, así como continuar incrementando la

tasa de reposición de reservas probadas y reservas 3P. En el escenario de planeación 2010 se plantea alcanzar una plataforma de producción de petróleo de 3,315 mbd en 2025.

Algunos aspectos principales del escenario de producción de crudo son:

Los proyectos de exploración permitirán incorporar reservas 3P de hidrocarburos por 1,877 millones de

barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en promedio anual durante el periodo 2010-2025, reconociendo el riesgo geológico y la incertidumbre asociada a cada localización, manteniendo la exploración

en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas.

La producción en aguas profundas se estima iniciará a partir de 2014 con la producción de gas del proyecto Lakach, en tanto la de aceite iniciará a finales de 2017 con el proyecto Golfo de México B.

El programa exploratorio tiene como meta alcanzar una tasa de restitución mayor al 100% en las reservas 1P a partir de 2012.

Para el periodo 2010-2025 se obtendrá en promedio un nivel de producción de aceite de 3,010 miles de barriles diarios (mbd) y 7,166 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas natural.

La inversión promedio anual que sustenta al escenario es de 312.6 miles de millones de pesos en el periodo 2010-2025, y se destina a mejorar resultados exploratorios, mantener la plataforma de producción,

alcanzando niveles competitivos de costos de descubrimiento, desarrollo y producción.

El análisis del escenario se presenta en un intervalo de 2010-2025, y con el propósito de explicar a detalle los

proyectos contemplados y las tendencias estimadas de producción, se presentará en los siguientes términos:

Por tipo de actividad (exploración y explotación);

Por categoría de proyectos;

Por región y activo;

Por calidad de aceite; y

Por origen y desarrollo de la capacidad de ejecución

Adicionalmente al detalle del escenario de producción, se ha desarrollado el tema de aprovechamiento del gas natural

como parte del mismo, dado que últimamente ha cobrado relevancia por el impacto ambiental que sostiene y por su relación necesaria con las actividades productivas de PEP.

Por actividad

La presentación del escenario de planeación en términos de exploración y explotación de petróleo permite visualizar

el curso de la actividad productiva y su desarrollo desde la administración efectiva de los campos y pozos actuales, el desarrollo de las reservas existentes, y la transición hacia nuevos proyectos que buscan incorporar más hidrocarburos

durante el periodo de análisis.


127

La actividad de explotación de crudo está basada en la producción de reservas existentes. Esta actividad sostendrá la producción del escenario en el corto y mediano plazo, ya que la aportación por proyectos exploratorios comenzará

hasta 2013. De hecho, la actividad de explotación representa 68.5% en promedio de la producción de petróleo crudo en el periodo 2010-2025, y el resto provendrá de la actividad exploratoria.

En los proyectos de explotación existe mayor certidumbre dentro de los pronósticos de producción, dado que las reservas ya han sido descubiertas, lo que permite se elaboren modelos de los yacimientos que optimicen los

esquemas de explotación de los campos descubiertos, incorporando prácticas para la mejora del factor de recuperación y maximización del valor económico de las reservas de los campos a producir, ya sea que estén en

desarrollo, maduros o marginales.

Entre los factores que influyen en la administración de los yacimientos en explotación se encuentran: la tasa de declinación de la producción por disminución de la presión y el avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite, factores que inciden, entre otros, en la evolución de la productividad del pozo. Esta planeación toma mayor

relevancia al considerar que gran parte de la producción actual de PEP proviene de campos maduros, por lo que el reto es predecir con razonable certidumbre la velocidad a la cual avanzarán los contactos agua-aceite y gas-aceite,

sobre todo si la producción proviene de yacimientos naturalmente fracturados, donde los avances tecnológicos actuales, a través de modelos detallados para reproducir la distribución y conductividad de las fracturas, presentan limitaciones para estimar con precisión y certeza el movimiento de esos fluidos.

La producción conjunta de proyectos de explotación al cierre de 2010 se estima promedie 2,578 mbd, y alcance

2,635 mbd en 2012. Esta producción asociada al escenario de planeación, provendrá de 25 proyectos dedicados a explotación y el proyecto integral de Crudo Ligero Marino del portafolio 2010, destacando que los proyectos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell en conjunto aportarán aproximadamente 52.3% y 50.6% de la producción nacional en

2010 y 2012, respectivamente. El agregado de la componente de explotación de los proyectos de PEP registrará su máximo en 2014, cuando su producción se posicione alrededor de 2,698 mbd.

Los tres proyectos anteriormente mencionados en la actividad de explotación se encuentran en diferentes etapas del ciclo de vida de cualquier campo petrolero. El proyecto Crudo Ligero Marino, actualmente se encuentra en una fase

de desarrollo, durante 2010 se estima producirá 166 mbd, volumen que crecerá en los años posteriores; en el caso del proyecto Ku-Maloob-Zaap, éste se encuentra en la etapa de producción máxima y promediará 848 mbd en

2010, y se espera mantener en niveles por encima de los 800 mbd en los siguientes cinco años; en tanto Cantarell se ubica en una etapa de declinación y mantenimiento, se prevé una producción promedio de 502 mbd en 2010.

En cuanto a la actividad exploratoria del escenario descrito, ésta contempla tres procesos de la cadena de valor de exploración y producción, es decir, evaluación del potencial, incorporación de reservas y la delimitación de los

yacimientos. La producción complementaria a la explotación provendrá del desarrollo de campos descubiertos por la actividad exploratoria, cuyos pronósticos son estimados de acuerdo a la secuencia de descubrimiento y el diseño de explotación establecido para cada tipo de proyecto. La componente exploratoria se estima aportará producción en

forma incremental hacia 2025, alcanzando un volumen de 2,210 mbd de crudo, que representará 66.7% del total nacional para ese año.


128

La estrategia exploratoria contempla la diversificación al desarrollar las oportunidades en las cuencas terrestres, aguas someras y aguas profundas. A partir de 2013 comienza la aportación de producción con distintos proyectos entre los

que destacan Comalcalco y Cuichapa en el corto plazo, ambos proyectos se desarrollarán en cuencas terrestres de la Región Sur, como parte del proceso de incorporación de reservas. Posteriormente, se va fortaleciendo la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número de localizaciones que se van integrando a la producción

estimada.

Gráfica 40 Producción de crudo por tipo de actividad, 2010-2025



Por categoría de proyecto

En este apartado se analiza la diversificación de los grandes proyectos de producción de crudo, haciendo un nivel de desagregación distinto, separando aquellos importantes para la actividad de explotación y exploración. Para este fin

se clasifican en las siguientes categorías:

Ku-Maloob-Zaap;

Cantarell;

Chicontepec (formalmente conocido como Aceite Terciario del Golfo);

Explotación (sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap);

Exploración (sin aguas profundas); y,

Aguas profundas.

El proyecto integral Ku-Maloob-Zaap es actualmente el más importante del país en la producción de crudo. Este se encuentra en la fase de producción máxima de su ciclo de vida, se estima que en 2010 promedie 848 mbd, con lo

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500

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3,000

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Explotación

Exploración


129

que representará 32.9% del total nacional, alcanzando su producción máxima en 2013 cuando registre un volumen de 927 mbd, manteniendo un nivel parecido en 2014, para posteriormente iniciar la etapa natural de declinación, por

lo que los esfuerzos se enfocarán a minimizarla. La participación promedio entre 2010 y 2025 será de 21.0% en el total de la producción. Cabe mencionar que con la adición de los campos Ayatsil y Pit al proyecto Ku-Maloob-Zaap, se incrementó la estimación en la producción respecto a ejercicios anteriores. El proyecto integral Ku-Maloob-Zaap

tiene como parte de sus objetivos maximizar el valor económico de las reservas e incrementar el factor de recuperación a través de un sistema de mantenimiento de presión del yacimiento.

Gráfica 41

Producción de crudo por categoría de proyectos, 2010-2025 (miles de barriles diarios)


El proyecto Cantarell pasará de 502 mbd en 2010 a 169 mbd en 2025, y se mantendrá como el segundo proyecto más importante, por lo menos hasta 2018, cuando se estima que el proyecto Chicontepec lo supere en producción al alcanzar 359 mbd, cifra superior a la de Cantarell de 279 mbd esperados para ese año. Con el fin de disminuir la caída

de la producción en Cantarell, Pemex comenzó a desarrollar campos adyacentes (Sihil, Kutz, Ixtoc y Kambesah) con el propósito de aprovechar la infraestructura actual. Además, se ha continuado con la aplicación de tecnologías que

permitan controlar de mejor manera la cantidad de agua y gas en el yacimiento.

En este escenario, la estrategia propuesta de explotación para el proyecto Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo)

ha sido actualizada y sus metas ahora son menores respecto a la publicada en 2008. En este sentido, durante 2009 y 2010 se han realizado estudios que permitieron entender mejor la complejidad del proyecto Chicontepec, tanto

desde el punto de vista de yacimientos como de ejecución, por lo que en consecuencia las metas de producción fueron actualizadas. El proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG) se encuentra en una fase inicial de desarrollo, por lo que su nivel de extracción crecerá gradualmente de 44 mbd a 377 mbd entre 2010 y 2025, convirtiéndose en el

proyecto de mayor aportación superando a Ku-Maloob-Zaap a partir de 2022, cuando produzca aproximadamente

0

500

1,000

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2,500

3,000

3,500

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Explotación

(Sin Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap y Cantarell)

Cantarell

Chicontepec

Exploración

(Sin Aguas Profundas)

Aguas Profundas

Ku-Maloob-Zaap


130

397 mbd. El reto en Chicontepec consiste en mejorar el factor de recuperación de hidrocarburos e incrementar la capacidad de ejecución, para optimizar los costos de desarrollo y producción.

Cabe destacar que la importancia actual del proyecto ATG radica en su concentración de reservas, las cuales son de suma importancia para la Nación. Adicional a esto, en abril de 2010, la Comisión Nacional de Hidrocarburos emitió

un reporte donde menciona que este proyecto aún se encuentra en etapa de desarrollo y aprendizaje, debido a que su complejidad es mayor de la que se pensaba. Aún así, existen ejemplos de éxito internacional con yacimientos de

características similares.

Si bien Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG son los principales proyectos por su aportación a la producción nacional de aceite durante el periodo, también existen otros que se encuentran en explotación y que contribuyen a mantener la producción de corto y mediano plazo, entre los que podemos mencionar están los proyectos Integral Crudo Ligero

Marino, Complejo Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Manik, el integral campo Caan, el integral Chuc, Integral Bellota Chinchorro, Jujo-Tecominoacán y Delta del Grijalva. Cabe señalar que en los proyectos de Cantarell, Ku-Maloob-

Zaap, Jujo-Tecominoacán y Antonio J. Bermúdez, ya se tienen implantados procesos de mantenimiento de presión. Asimismo, ya se planea el diseño e implantación de procesos de recuperación mejorada para iniciar una nueva fase de explotación. Con ello, la producción conjunta de los ocho proyectos mencionados será mayor al 20% del total

nacional estimado durante 2010-2017.

Asimismo, se ha considerado dentro del pronóstico de producción de aceite la reactivación de campos marginales, abandonados y en proceso de abandono a través de terceros, cuya estructura de costos permita reactivar los campos en forma rentable. El número de campos considerados es de 28, dentro de los cuales los más importantes son Paché,

Juspi, Nelash, Pánuco, Cinco Presidentes, Rabasa, Tupilco, Chintul, Tintal, Paraíso, Tierra Blanca Chapopote Núñez y El Golpe, entre otros. Aprovechar las oportunidades de la Reforma en campos abandonados o en proceso de

abandono podría permitir obtener una producción de este tipo de campos máxima de 31 mbd en 2012 y un promedio de 14 mbd en el periodo 2011-2025, mismo que se consideran dentro de la aportación de los proyectos de explotación del escenario.

En relación a los proyectos exploratorios se estima que los campos por desarrollarse incorporarán producción a partir

de 2013 con los proyectos integral cuenca de Veracruz, Litoral Tabasco Terrestre, Campeche Poniente, Simojovel, cuenca de Macuspana, Comalcalco, Julivá y Cuichapa, con aproximadamente 25 mbd. Posteriormente, se incorporan más proyectos que en conjunto aportarán 1,426 mbd en 2025, sin considerar los proyectos de aguas profundas.

Entre estos proyectos exploratorios que destacan hacia el final del periodo se encuentran los de evaluación del potencial de Julivá, Coatzacoalcos, Sardina y el de incorporación de reservas de Campeche Poniente, mismos que

adicionarán producción en el mediano plazo. Adicionalmente, se incorpora producción de la componente exploratoria del proyecto integral de Crudo Ligero Marino. Otros proyectos, como Reforma Terciario y Malpaso, incorporan producción e incrementarán su aportación hacia 2025.

Finalmente, como consecuencia de la estrategia de exploración y producción, existe el potencial para incorporar

producción de los proyectos exploratorios en aguas profundas. En el escenario de planeación se considera el desarrollo de tres proyectos productores de aceite en aguas profundas, Golfo de México B, Golfo de México Sur y el de Área Perdido. El reto en los proyectos de aguas profundas es importante, ya que se pretende establecer

producción comercial de hidrocarburos a partir de sedimentos Terciarios y Mesozoicos en tirantes de agua mayores a 500 metros.


131

La primera producción de aceite proveniente de aguas profundas será a finales de 2017, esto sujeto al descubrimiento de reservas de aceite en 2010. La producción inicial se estima en 5 mbd y provendría del proyecto

Golfo de México B, para 2018 se agregan los proyectos Golfo de México Sur y Área Perdido; se estima que estos tres proyectos alcancen una aportación de 784 mbd en 2025. Para lograr estas metas se fortalecerá en el corto plazo la adquisición de sísmica 3D, que permita mejorar la estimación de los recursos prospectivos, identificar nuevas

oportunidades y reducir el riesgo exploratorio de los proyectos de aguas profundas.

Gráfica 42 Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, 2017-2025



Por región y activo

La producción de aceite por región es el resultado del avance de los proyectos prospectivos de desarrollo planeados para el escenario de PEP, así como de su localización de acuerdo a los activos vigentes donde pertenecen las cuencas geológicas en estudio. En el caso de algunos proyectos, principalmente exploratorios se ubica la región, y no así el

activo ya que es prematuro saber si se reestructurarán los activos vigentes o se declararán nuevos en el periodo de análisis.

Para entender el comportamiento de la producción de crudo en el periodo 2010-2025, se partió de la contribución porcentual estimada al cierre del primer año, donde la Región Marina Noreste aporta 54.6%, la Marina Suroeste

20.9%, la Sur 20.1%, así como la de menor aporte hoy es la Región Norte. La anterior distribución dará un giro hacia 2025, donde la producción de aceite provendrá en 33.6% de la Región Norte, 27.2% de la Región Marina Suroeste,

17.6% de la Región Sur, y el resto de la Región Marina Noreste. Es evidente que en el horizonte de estudio se espera una caída en la producción de crudo de la Región Marina Noreste, que la convertirá en la segunda de menor aportación al total nacional, y un aumento considerable en la extracción de crudo en la Región Norte, que la

convertirá en la principal productora en el largo plazo (véase gráfica 43).

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100

200

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2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Golfo de México B Golfo de México Sur Área Perdido


132

Gráfica 43 Producción de crudo por regiones, 2010-2025



Gráfica 44 Participación de la producción de crudo por región, 2010 y 2025

(por ciento)

Nota: los totales pueden no coincidir con el 100% por la diferencia en el redondeo.


La disminución de la producción de la Región Marina Noreste se encuentra ligada en el largo plazo a que sus campos

alcanzarán la madurez. Por otro lado, en el corto plazo la caída de Cantarell se compensa con la producción de Ku-Maloob-Zaap, sin embargo este último proyecto comienza su declinación a partir de 2014, y un año después llega a su máximo el proyecto de Ek-Balam, por lo que desde de 2015 cae la producción regional hacia el final del periodo.

Los esfuerzos exploratorios en la región no resultan suficientes para compensar la caída de la producción en la región

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Marina Noreste

Marina Suroeste

Sur

Norte

Marina Noreste54.6%Marina

Suroeste20.9%

Norte4.3%

Sur20.1%

2010

Marina Noreste21.7%

Marina Suroeste27.2%

Norte33.6%

Sur17.6%

2025


133

hasta 2024, aunque se prevé que esta componente sea más significativa y revierta la caída en 2025 (véase gráfica 45).

Gráfica 45

Producción por activo de la Región Marina Noreste, 2010-2025 (miles de barriles diarios)


La Región Marina Suroeste incrementará su producción 3.5% por año en el periodo 2010-2025, pasando de 540

mbd en 2010 a 900 mbd hacia 2025. La Región Marina Suroeste es considerada la de mayor potencial, ya que el crecimiento de su producción se espera a partir del desarrollo adicional de campos nuevos. En este sentido, la producción de la componente exploratoria de la Región Marina Suroeste representará 44.6% del total regional en el

promedio 2010-2025, sin considerar el potencial esperado en aguas profundas cuyo promedio es de 6.1% en el mismo periodo. Se estima que la componente exploratoria sin aguas profundas aporte hasta 667 mbd en 2021, lo

que equivale a más del 60% de la producción regional de ese año y se ubicará al final del periodo en 575 mbd. En el caso de aguas profundas, la estimación corresponde al proyecto Golfo de México B, cuya producción alcanzaría un máximo de 204 mbd hacia 2025.

En el escenario de planeación, la producción de la región es sostenida en principio por la de los activos Abkatún-Pol-

Chuc y Litoral de Tabasco. El primero se mantiene en una producción similar de 297 mbd en 2010 y 287 mbd para 2011, y posteriormente comienza su declinación. En este activo, el desarrollo de los campos Ixtal-Manik prácticamente sostienen la producción en los primeros dos años, en tanto los tres años siguientes, la aportación de

los proyectos Caan y Chuc compensan parcialmente la caída de la producción del activo; en el caso del activo Litoral de Tabasco su producción es ascendente hasta 2015, cuando alcance su máximo de 306 mbd y luego entre en su

fase de declinación. En este activo, el desarrollo del proyecto integral Crudo Ligero Marino soporta la declinación de la mayoría de los campos actuales de la región, por lo menos hasta 2015 cuando comienza a ser significativa la aportación de los proyectos que se desarrollen de la componente exploratoria (véase gráfica 46).

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Cantarell Ku-Maloob-Zaap Ek-Balam Exploración


134

Gráfica 46 Producción por activo de la Región Marina Suroeste, 2010-2025



En cuanto a la Región Norte se espera desarrollar sus reservas e incorporar a la producción de crudo un volumen

significativo que la convierta en la región de mayor producción de aceite hacia el final de periodo. Esta región se ha caracterizado por la producción de gas natural, sin embargo, la de crudo se incrementará de 112 mbd a 1,112 mbd

entre 2010 y 2025.

La expectativa del crecimiento de la producción en esta región se sustenta en el desarrollo del proyecto Chicontepec

(Aceite Terciario del Golfo), donde se planea una intensa actividad de perforación y desarrollo de infraestructura mediante el modelo tecnológico adecuado, que permita incrementar la producción. El activo Aceite Terciario del

Golfo incrementará su aportación a la producción regional de 44 mbd a 377 mbd entre 2010 y 2025, incluyendo dentro de su estrategia de explotación mecanismos de mantenimiento de presión, recuperación secundaria o mejorada. Actualmente, diferentes acciones tecnológicas están en desarrollo con el proceso de mejorar la

productividad de sus pozos. Además, la producción del activo Poza Rica-Altamira se incrementará hasta 114 mbd en 2015 y posteriormente declinará hacia 2025.

En esta región también existen expectativas de producción derivadas de proyectos exploratorios. En el caso de aguas profundas, se estima que la producción de los proyectos del Golfo de México Sur y Área Perdido superen los 200

mbd para 2020 y alcancen 580 mbd en 2025. Por otro lado, hay oportunidades exploratorias diferentes a aguas profundas, que pueden desarrollar una producción de 124 mbd hacia el final del escenario de análisis (véase gráfica

47).

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400

600

800

1,000

1,200

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Abkatún-Pol-Chuc Litoral de Tabasco Aguas Profundas Exploración Holok-Temoa


135

Gráfica 47 Producción por activo de la Región Norte, 2010-2025



La producción de la Región Sur seguirá creciendo en el corto plazo con los activos existentes, por lo menos hasta

2015, cuando llegue a un nivel de 640 mbd, del cual la mayoría provendrá del activo Samaria-Luna, 263 mbd, y 159 mbd de Bellota-Jujo, en tanto la participación de los activos Muspac y Macuspana será de 39 mbd y 16 mbd, respectivamente. El complemento de producción vendrá del activo regional de exploración. En el caso de los cuatro

activos mencionados, su desarrollo es importante ya que corresponden a cuencas maduras y el objetivo es mantener los niveles de producción en el horizonte de estudio, tomando ventaja de la infraestructura existente. De hecho,

considerando la incorporación de las oportunidades exploratorias, la región mantiene niveles promedio de 592 mbd en el periodo 2010-2025.

Los proyectos Jujo-Tecominoacán y Antonio J. Bermúdez, ya se encuentran en fase de recuperación secundaria, por lo que junto con el desarrollo adicional y proceso de recuperación mejorada incrementarán su participación en la

producción regional, llegando ambos a un máximo en 2014 (véase gráfica 48).

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200

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1,200

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Aceite Terciario del Golfo Poza Rica-Altamira Veracruz Aguas Profundas Exploración


136

Gráfica 48 Producción por activo de la Región Sur, 2010-2025



Por calidad de aceite

Este escenario prevé una reducción en la producción del aceite pesado conforme avanza el periodo prospectivo, y por el contrario, el crudo ligero aumentaría su participación en el total, sustituyendo la disminución del crudo pesado. Al

respecto, el escenario de planeación estima que la producción de crudo pesado disminuirá de 1,434 mbd a 964 mbd entre 2010 y 2025, esto se originará principalmente como consecuencia de la declinación natural de los activos en la Región Marina Noreste, primero Cantarell, y posteriormente la de Ku-Maloob-Zaap. Lo anterior dará como

resultado una reducción de 2.6% anual en la producción de crudo pesado en todo el periodo, representando 29.1% del crudo total nacional producido hacia 2025, en contraste con el 55.6% esperado al cierre de 2010.

Respecto a los crudos con densidades menores, se espera que el crudo ligero incremente su producción a lo largo del

periodo a una tasa promedio de 5.9% anual, pasando de 822 mbd en 2010 a 1,934 mbd en 2025. Los incrementos de aceite ligero están vinculados al desarrollo de proyectos como Aceite Terciario del Golfo, Crudo Ligero Marino, entre otros, pasando de una participación esperada en 2010 de 31.9% a 58.3% del total para 2025. En el caso del

crudo superligero, aunque su producción aumenta 1.7% anual entre 2010 y 2025, su participación en el total nacional prácticamente se mantiene de 12.5% a 12.6% entre 2010 y 2025.

El escenario de planeación no prevé ningún cambio en la especificación de las calidades de los crudos de Pemex, es

decir la densidad de los grados API del crudo Maya (22), Istmo (32) y Olmeca (38) será la requerida para las refinerías, en el caso del crudo Altamira, considerado como extrapesado continuará siendo mezclado con producción de ligeros en la mezcla de exportación.

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100

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Bellota-Jujo Macuspana Muspac Samaria-Luna Exploración


137

Es importante señalar la participación y el crecimiento del crudo ligero, debido a que en el corto y mediano plazos la producción acumulada de algunos proyectos en distintas regiones se hace más significativa respecto al total nacional.

Entre los proyectos que destacan se encuentran Crudo Ligero Marino, Antonio J. Bermúdez, Ixtal-Manik, Chuc, Caan, Bellota-Chinchorro y Jujo-Tecominoacán. En el mediano y largo plazos, el desarrollo de los proyectos Aceite Terciario del Golfo, así como los tres proyectos de aguas profundas (Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido)

son estimados con una producción de un crudo de tipo ligero.

Gráfica 49 Producción de crudo por tipo, 2010-2025



Por origen y desarrollo de la capacidad de ejecución

El escenario de planeación 2010 busca capturar las ventajas que ofrece la Reforma Energética, y esto se observa en el desarrollo de nueva capacidad de ejecución para Petróleos Mexicanos y el complemento con capacidades

adicionales. Esto le dará a Pemex nuevas prácticas operativas y acceso a nuevas tecnologías que permitan tener la posibilidad de reactivar la explotación en campos bajo una estructura de costos competitivos a nivel internacional.

Pemex podrá establecer nuevos contratos con terceros que permitan, por un lado diversificar su exposición al riesgo

en aguas profundas complementando las actividades de exploración y explotación, y por otro ejecutar un esquema de contratos para impulsar la producción en campos maduros donde existan oportunidades, y donde la estructura de costos sea adecuada para una explotación eficiente. El proceso de contratos será de vital importancia para el

desarrollo del proyecto ATG, debido a la complejidad del yacimiento. Estos modelos de contratos mantienen tanto las reservas como la producción como propiedad de la Nación. Aún así, le permitirán al Estado capturar una renta

económica, asegurar un flujo positivo para Pemex y otorgarle al inversionista una tasa de retorno competitiva.

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Pesado

Ligero

Superligero


138

Bajo estos esquemas, Pemex se concentra en desarrollar exploración y explotación en las cuencas tradicionales, y estas actividades son ampliadas en el horizonte de análisis, ya que al contar con mayores inversiones disponibles por

la diversificación de riesgo de otros contratos como campos maduros y aguas profundas, es posible dirigir más recursos a incrementar las capacidades de ejecución desarrolladas por Pemex. Sin duda, será prioritario concretar las inversiones para alcanzar las metas planteadas en el escenario, no sólo de producción sino también de incorporación

de reservas.

La producción de aceite del escenario se estima que promedie 3,010 mbd en el periodo 2010-2025, de los cuales 87.1% se desarrollará con la capacidad de ejecución de Pemex, cuya actividad exploratoria aportará más de 800

mbd del total en promedio durante el mismo periodo. En el caso de la producción por capacidades adicionales, la de explotación se incorpora en 2012 y la de exploración en 2014, y en ambos casos crecen conforme se desarrolla el escenario de planeación. La adquisición de estas nuevas capacidades son beneficios adquiridos con la Reforma

Energética de 2008, en tanto que el medio para alcanzarse se espera sean los contratos incentivados.

Gráfica 50 Producción de crudo por desarrollo de capacidades de ejecución, 2010-2025



La capacidad adicional de explotación corresponde a las oportunidades que ofrecen los campos maduros que presentan una estructura de costos mayor y que pueden reactivarse mediante las nuevas capacidades técnicas y de

ejecución de Pemex, las cuales estarán enfocadas a la optimización de costos bajo contratos alineados a la Reforma Energética. El total de la capacidad adicional en explotación aportará volúmenes mayores a 300 mbd a partir de

2018 y en adelante.

En cuanto a la actividad exploratoria, es necesario que se mantenga un ritmo constante en el tiempo, ya que su contribución es vital para el cumplimiento de las metas de producción establecida en el mediano y largo plazo. Por lo

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3,000

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Explotación

Exploración

Capacidad adicional de exploración

Capacidad adicional de explotación


139

anterior, se requiere optimizar su ejecución a través de contratos de desempeño que busquen la generación de valor para Pemex. La producción de crudo por capacidad adicional por exploración presenta un incremento moderado en

los primeros años, debido a los tiempos de maduración que requieren estos proyectos. Así, en 2019 se estima que la capacidad adicional alcance más de 200 mbd, y la expectativa de producción para 2025 es de aproximadamente 315 mbd. Además, desde el punto de vista de nuevas prácticas operativas y nuevas tecnologías, se estima lograr una

mejor productividad en el desarrollo de los campos. La importancia de la capacidad adicional es que se fortalecerá la capacidad técnica y de ejecución de Pemex, lo que permitirá estabilizar la producción de crudo e incrementarla en el

mediano plazo.

La capacidad adicional de exploración es la requerida para cumplir con las metas del escenario de planeación y se

refiere a incrementar la capacidad de ejecución de PEP a través de nuevos esquemas de contratación de terceros de acuerdo a la Reforma Energética. Los proyectos en que se aplicaría esta capacidad adicional son los proyectos que

ofrezcan menor valor económico o que no han tenido actividad en los últimos cinco años, como Campeche Oriente Terciario y Campeche Poniente Terciario. Asimismo, se consideran posibilidades en la porción marina de la cuenca gasífera de Burgos, así como en la porción occidental y norte de la cuenca de Sabinas.

Finalmente, también se contempla la capacidad adicional en la cuenca del Golfo de México Profundo, donde la

tecnología para la perforación y la infraestructura asociada al futuro desarrollo demandan considerables inversiones. La participación se realizaría en los proyectos de aguas profundas vigentes como Golfo de México Sur, Golfo de

México B y Área Perdido.

4.2 Consumo nacional de petróleo, 2010-2025

Históricamente la distribución del petróleo crudo producido por PEP tiene dos destinos de consumo, el que va dirigido a proceso dentro del país y otro hacia mercados externos. En el primer caso, el crudo se envía a proceso principalmente en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) y hasta octubre de 2009 otra parte se destinaba a la

despuntadora del Complejo Petroquímico La Cangrejera. Dicha disposición es la misma en el escenario de planeación 2010, por lo que este apartado muestra el pronóstico de distribución del crudo considerando el posible

fortalecimiento de la capacidad instalada de refinación y la nueva estrategia del complejo La Cangrejera de Pemex Petroquímica.

Sistema Nacional de Refinación (SNR)

Pemex Refinación (PR) busca satisfacer la demanda nacional de petrolíferos en forma rentable y con calidad, para

ello está dirigiendo sus acciones estratégicas hacia la optimización del SNR con una visión de largo plazo, a fin de evaluar la rentabilidad de las inversiones en proyectos importantes, que contribuyan a la reducción de la importación de gasolinas y destilados intermedios. Direccionarse hacia una mayor oferta de productos petrolíferos en estas

condiciones implica el desarrollo de infraestructura para el procesamiento de crudo, y por ende una mayor demanda del mismo.

El escenario de planeación 2010 de PEP considera los proyectos de expansión de PR, con el fin de ajustar una estimación de la suficiencia y la venta interorganismos de aceite en el periodo de análisis. La capacidad nominal de


140

destilación primaria del SNR muestra el nivel de crudo que se puede procesar. En este sentido, PR ha mantenido una capacidad nominal de procesamiento de crudo de 1,540 mbd considerando las seis refinerías durante los últimos

años.

Gráfica 51

Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, 2010 -2025 (miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación.

Se estima que en el transcurso de 2011 habrán concluido los trabajos de reconfiguración de la refinería de Minatitlán,

con lo que la capacidad instalada de procesamiento se incrementará en 150 mbd, aunque el volumen de crudo procesado en el SNR superará los 1,300 mbd a partir del siguiente año. Así, la capacidad de procesamiento

permanecerá en un nivel de 1,690 mbd hasta 2014, año en que se estima que el crudo procesado llegará a los 1,404 mbd.

El proceso de reconfiguración del SNR se orienta a maximizar la producción de destilados ligeros e intermedios, reduciendo la oferta de residuales a partir de crudos pesados; al reconfigurar el SNR se podrán obtener mayores

márgenes de refinación. Por ello, se busca procesar mayores cantidades de crudo pesado a través de procesos de conversión profunda con una configuración de coquización, dándole un valor agregado principalmente a los crudos pesados que van a proceso, ya que su precio suele ser penalizado por los refinadores en el exterior dado su menor

contenido de ligeros.

Entre 2010 y 2014, los proyectos de PR se enfocarán a mejorar la calidad de los combustibles y procesar más crudo pesado, por lo que el aumento del crudo total requerido será de 148.2 mbd entre esos años, principalmente porque se incrementarán los requerimientos de crudo a proceso en Cadereyta, Madero y Minatitlán. Para 2015, PR planea la

instalación de una nueva refinería con aprovechamiento de residuales en Tula, con una capacidad de procesamiento

1,540

1,690 1,690

1,940 1,940

1,255 1,2481,360 1,360 1,404 1,417

1,650 1,646 1,646 1,649 1,651 1,650 1,651 1,652 1,651 1,652

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Capacidad de procesamiento Crudo a refinerías


141

de 250 mbd, con lo que la capacidad instalada en el SNR al término de 2015 será de 1,940 mbd. Esto permitirá procesar un volumen de 1,650 mbd a partir de 2016. Es importante destacar que con esta capacidad instalada, la

cantidad de crudo pesado entre 2015 y 2016 se incrementará 36.3% en el total a procesar por el SNR.

Gráfica 52 Crudo nominado al SNR para procesamiento y por tipo, 2010-2025


*Incluye 0.4 mbd de crudo superligero únicamente en 2010, el resto del escenario corresponde a crudo ligero.


Conforme los proyectos que incrementan capacidad de procesamiento y las reconfiguraciones de conversión profunda ocurren en el periodo de análisis, se va modificando la participación del crudo pesado en la mezcla de

proceso. Se estima que 2010, el crudo pesado representará 38.9% de la mezcla a proceso en las refinerías del SNR, para 2011 la participación se incrementará a 41.8% aprovechando la reconfiguración de Minatitlán, y conforme se optimizan los procesos se llega a 46.0% de participación en 2015, una vez que entre en operación el nuevo tren de

refinación en Tula con aprovechamiento de residuales, con ello la dieta de crudos en el SNR se modificará considerablemente, y la porción de crudos pesados a proceso será superior a 53% para el periodo 2016-2025. Este

hecho trasciende dado que el último tren de refinación estará diseñado para recibir únicamente crudo pesado en su suministro.

Cabe señalar que el suministro de crudo de PEP a PR está garantizado en todo el periodo de análisis, asimismo la calidad de la mezcla requerida para las configuraciones que tendrá SNR durante el periodo de análisis, aún cuando la

producción de crudo pesado va a la baja. Esto se debe a que en la extracción in situ de los crudos en general, no sólo los pesados, se obtienen con diferentes gravedades API, sin embargo, en la parte proporcional de los crudos pesados se encuentran aquellos considerados como extrapesados, los cuales pueden mezclarse con los ligeros para adecuarla

1,255 1,248

1,360 1,3601,404 1,417

1,650 1,646 1,646 1,649 1,651 1,650 1,651 1,652 1,651 1,652

0

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400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Crudo pesado a proceso Ligeros* Crudo a refinerías


142

la mezcla al proceso. Por ejemplo, la calidad del crudo Maya es de 22°API, y se puede alcanzar mezclando un extrapesado como el crudo Altamira de 14°API con cualquier crudo ligero.

Gráfica 53

Crudo pesado para procesamiento y producción de PEP, 2010-2025 (miles de barriles diarios)


El avance en el desarrollo de infraestructura y configuración de los procesos de crudos en el SNR para recibir mezclas cada vez más pesadas es notable en el periodo de análisis, de igual manera el rendimiento de las gasolinas obtenidas a

partir de cada barril de crudo procesado va cambiando. Pese a que las mezclas pesadas no favorecen a rendimientos más elevados en la obtención de gasolinas del crudo60, con las nuevas configuraciones se va haciendo posible incrementar el rendimiento, y por ende el margen de refinación obtenido.

Durante 2010 el rendimiento se estima llegue a 34.5%, posteriormente alcanza 38.9% en 2012, y una vez que

entra en operación el nuevo tren de refinación en Tula y se optimiza su funcionamiento, el rendimiento es superior a 41.0% en el periodo 2016-2025. Con lo anterior, PR pretende obtener el mayor rendimiento de 42.1% en gasolinas del crudo con una alimentación de aceite pesado mayor a 50% en el SNR hacia el final del periodo de

análisis.

60 Se refiere a gasolinas obtenidas del procesamiento del crudo (fracción de naftas), no corresponde a gasolinas terminadas con fines

comerciales.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Crudo pesado a proceso Producción crudo pesado de PEP


143

Gráfica 54 Rendimiento de gasolinas por barril de crudo procesado, 2010-2025

(por ciento)

Fuente: Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación.

Complejo Petroquímico La Cangrejera

Históricamente el complejo petroquímico La Cangrejera es el otro destino de la producción del petróleo dentro del territorio nacional. En este complejo se venía llevando a cabo el despunte de crudo, que consiste en un proceso de destilación para separar del crudo los componentes más ligeros, tales como la nafta y la querosina. Por un lado, la

nafta se extrae para someterla a procesos como son la fabricación de productos petroquímicos o para tratarla y obtener gasolina, usualmente esta nafta se transfiere a la Refinería de Minatitlán para elaboración de gasolinas

terminadas. En tanto el residuo, que queda después del proceso se le denomina crudo despuntado. Sin embargo, a partir de octubre de 2009 el complejo dejó de recibir crudo a procesamiento.

Con el objeto de mejorar los resultados económicos del Tren de Aromáticos de La Cangrejera, en adición a otras acciones que se han decidido emprender, se ha determinado la conveniencia de sustituir la carga de esta operación de

crudo Istmo (crudo ligero) a cambio de operar con naftas de importación.

Lo anterior presenta las siguientes ventajas para Pemex en su conjunto, algunas como:

Mejorar los resultados económicos del tren de aromáticos del complejo Petroquímico La Cangrejera.

Liberar el consumo de 140 mbd de crudo Istmo que actualmente se utilizan como materia prima en esta

operación.

Se elimina el problema del crudo despuntado que actualmente se vende con un descuento importante,

adición a su poco atractivo para refinación.

34.5% 35.3% 38.9% 38.5% 37.2% 38.3% 41.4% 42.2% 42.2% 42.1% 42.1% 42.1% 42.1% 42.1% 42.1% 42.1%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Gasolinas del crudo Otros


144

El nuevo régimen de operación implica la importación de 1 mmb por mes de nafta, para lo cual se hace necesario disponer de infraestructura de recepción y almacenamiento en la Terminal Marítima de Pajaritos. A partir del 2010 se

dio inicio la operación bajo el nuevo régimen.

Con esta nueva estrategia de PPQ, se ha liberado oferta de PEP para los siguientes años y este escenario lo refleja,

por lo que ya no existe nominación de crudo al complejo La Cangrejera como sucedió en ejercicios anteriores de prospectiva.

4.3 Comercio exterior de petróleo, 2010-2025

El comercio exterior del petróleo dependerá de la producción de PEP, y la distribución en el territorio nacional como

prioridad de abastecimiento. Por un lado, se prevé que la producción nacional de crudo se estabilice y luego aumente en el periodo prospectivo, además la tendencia será muy parecida para las exportaciones petroleras, dado que la demanda nacional de petróleo por parte del SNR también aumentará, y posteriormente será absorbida por

incrementos en la producción, el volumen restante estará disponible para exportaciones en todo el periodo de análisis, de esta forma las exportaciones presentaran variaciones en 2011 y 2016. En el primer año por un mayor

procesamiento de crudo en territorio nacional por la entrada de la reconfiguración de Minatitlán, posteriormente por los requerimientos del nuevo tren de refinación en Tula, y luego se presenta una tendencia ascendente en el petróleo disponible para exportación dado que el consumo nacional se estabiliza y la producción aumenta hacia el final del

periodo de análisis.

Cabe señalar que, con las nuevas configuraciones de procesos de conversión profunda en el SNR, es muy probable que se privilegie la nominación de los crudos extraídos por PEP, específicamente los pesados, de tal forma que se

garantice la calidad de la mezcla requerida en los procesos de las refinerías. Lo anterior, se debe a que se espera una mayor producción de crudos ligeros en territorio nacional, y la disminución de los pesados. Cabe advertir que, al ser la industria extractiva petrolera intensiva en inversiones de capital y sometida constantemente a un alto grado de

incertidumbre, es difícil predecir que la calidad del crudo a obtener en algunos proyectos exploratorios, por lo que en caso de encontrarse menor cantidad de pesados y/o incrementar el consumo nacional con más proyectos en el SNR

podría incurrirse en importaciones hacia el final del periodo.

Con la expectativa de producción de crudo y demanda nacional del escenario de planeación 2010, se estima que el volumen destinado a exportación pase de 1,296 mbd en 2010 a 1,655 mbd en 2025, lo que representa un aumento del 27.6%. Durante el periodo del escenario ocurren variaciones en la exportación de petróleo, la primera es

evidente en 2011, donde ocurre una caída de 29 mbd respecto al año anterior, debido a que ese año casi todas las refinerías, salvo Salamanca, incrementan la cantidad de crudo a proceso, aunque destacará el requerimiento de la

refinería de Minatitlán, toda vez que los trabajos de la reconfiguración aumentarán su capacidad de procesamiento, mermando las exportaciones cuando su operación se regularice, manteniendo un nivel más bajo hasta 2012.

Otra variación en las exportaciones ocurre en 2016, posterior al incremento de la demanda de crudo del SNR por la entrada en operación del nuevo tren de refinación de Tula a finales de 2015. Dada la calidad requerida para el

procesamiento de crudo en esta nueva refinería, se contemplan menores exportaciones de crudo pesado a partir de 2016 comenzando con 784 mbd de este tipo de crudo, conforme a la disponibilidad esperada en los proyectos de

producción, va disminuyendo su participación en las exportaciones hasta 335 mbd en 2025.


145

Durante todo el periodo de análisis el saldo de la balanza comercial del petróleo será positivo, ya que como se observa en la gráfica 55 se espera que el crudo ligero sostendrá la plataforma de exportación conforme se desarrollan los

proyectos exploratorios, pasando de una aportación a terminales de exportación de 30 mbd en 2010 a 1,045 mbd en 2025. En el caso del crudo superligero también aumenta su disponibilidad para exportación de 211 mbd a 275 mbd en el mismo intervalo de tiempo.

Gráfica 55

Balanza comercial del petróleo crudo, 2010-2025 (miles de barriles diarios)


4.4 Incorporación de reservas

Pemex ha continuado e intensificado sus actividades exploratorias en la planicie costera, en la plataforma continental y en aguas profundas del Golfo de México, donde la adquisición e interpretación de información geológica y geofísica han permitido estimar la magnitud del potencial petrolero de México. De esta forma, se considera que este potencial,

también llamado recurso prospectivo, alcanzó al 1 de enero de 2010, un volumen de 50,526 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce).

La distribución de los recursos prospectivos que se describe en la figura 7, destacan las cuencas del Sureste y el Golfo de México profundo con 88% del total de los recursos prospectivos del país. De hecho, existe gran expectativa de

que el play subsalino de las Cuencas del Sureste puede representar un área con potencial importante para incorporar reservas.

1,2961,268 1,272 1,294

1,4251,488

1,298

1,4341,498

1,5411,559 1,587 1,608

1,611 1,626 1,655

68 230 612 615 6360

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


Exportación


146

Figura 7 Distribución de los recursos prospectivos de México

(miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, Enero de 2010.

Los recursos prospectivos son utilizados para definir la estrategia exploratoria, y con ello programar las actividades físicas e inversiones dirigidas al descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos, que permitan restituir las

reservas de los campos actualmente en producción y dar sustentabilidad a la organización en el mediano y largo plazo. En este contexto, la estrategia exploratoria está dirigida hacia cuencas del Sureste y del Golfo de México Profundo en la búsqueda principalmente de aceite, mientras que en las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz,

continúa enfocándose hacia el descubrimiento de nuevos campos de gas no asociado.

Conforme a la cadena de valor de la industria petrolera, en exploración la inversión se orienta en particular a la evaluación del potencial petrolero, incorporación de reservas y a delimitación de yacimientos. De esta manera se continúa con el proceso de estimación de recursos prospectivos y se contempla la conversión de esos recursos en

reservas de hidrocarburos a fin de garantizar la oferta de hidrocarburos requeridos para el desarrollo de la economía nacional.

El conocimiento que actualmente se tiene de la distribución geográfica de los recursos prospectivos en México, ha permitido dirigir la estrategia exploratoria hacia la búsqueda de aceite, sin descuidar la exploración de gas no asociado

de acuerdo al valor económico y/o a los volúmenes de hidrocarburos estimados para cada una de las cuencas. Así, las actividades exploratorias serán dirigidas principalmente a las cuencas del Sureste, productoras tradicionalmente de

aceite, donde en el corto y mediano plazo se espera continuar con la producción de aceite. En este mismo periodo las cuencas de Burgos y Veracruz participarán con una importante producción de gas no asociado.

Aceite y gas asociado

Gas no asociado

Cuencas productoras

Plataforma de

Yucatán

d

Veracruz

Cuencas del

Sureste

Tampico

Misantla

Burgos

SabinasAguas profundas

Recursos prospectivos mmmbpce

Sabinas 0.3

Burgos 3.0

Tampico-Misantla 1.7

Veracruz 0.7

Sureste 15.0

Golfo de México Profundo 29.5

Plataforma de Yacatán 0.3

Total 50.5


147

Adicionalmente, se han programado trabajos exploratorios en la cuenca del Golfo de México Profundo, donde si bien existen mayores riesgos, también se esperan mayores volúmenes de hidrocarburos a incorporar. Por lo anterior, se

estima que esta cuenca contribuirá con una producción significativa de aceite y gas natural en el mediano y largo plazos.

El reto para Pemex es acelerar la conversión de recursos prospectivos en reservas para, junto con el desarrollo de campos, contribuir a lograr una tasa de restitución de reservas probadas de 100 % en 2012 y mantener una tasa de

restitución de reservas 3P por actividad exploratoria superior a 100%. Para ello, la estrategia exploratoria ha centrado su esfuerzo en los siguientes objetivos:

Incrementar la probabilidad de éxito geológico en aguas profundas.

Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en las cuencas del Sureste.

Ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no asociado.

Intensificar la actividad en delimitación para incrementar la reclasificación a reservas probadas.

Para lograrlo, la exploración se está focalizando hacia las áreas que por su valor económico y/o estratégico resultan

las más atractivas, para lo cual se ha considerado la información sísmica adquirida, los resultados de los pozos perforados y de los estudios de plays, así como la capacidad de ejecución y la cercanía a las instalaciones de producción. De esta manera, el esfuerzo exploratorio estará alineado durante los primeros años a la siguiente

estrategia:

Proyectos de aceite: enfocados a las cuencas del Sureste para incorporar reservas de aceite y gas, e

intensificar la exploración en la cuenca del Golfo de México Profundo, sin desatender el resto de las cuencas. Esto apoyará las acciones dirigidas a mantener la plataforma de producción actual y lograr la meta de restitución de reservas.

Proyectos de gas natural: orientados a mantener la plataforma de producción de este tipo de hidrocarburo y contribuir a concretar las metas de restitución de reservas. Las actividades se enfocarán principalmente hacia

las cuencas de Burgos y Veracruz. Además, se consolidará el desarrollo de las reservas de gas no asociado descubiertas en el área de Holok en la cuenca del Golfo de México Profundo.

El logro de las metas anteriores se fundamenta en la ejecución eficiente de las actividades programadas, donde la adquisición de información, el procesamiento de datos sísmicos y la interpretación geológica-geofísica, permitirán

identificar nuevas oportunidades y generar localizaciones exploratorias, así como evaluar el riesgo geológico asociado a las mismas, fortaleciendo así el portafolio de proyectos exploratorios.

Dada la naturaleza de los proyectos exploratorios, la estimación de los recursos prospectivos es una actividad

continua a la que se necesita incorporar los resultados de los pozos exploratorios perforados, así como la información geológica-geofísica adquirida. Por tanto, la caracterización del potencial petrolero del país será actualizada conforme se cuente con nueva información o se apliquen nuevas tecnologías.

Se prevé que la actividad exploratoria permita al cierre de 2010 una incorporación de 1,071 mmbpce a las reservas

3P, e irá aumentando en el tiempo hasta alcanzar en 2014 un volumen por encima de los 1,900 mmbpce,


148

posteriormente a partir de 2021 superará los 2,000 mmbpce hasta el final del periodo. Así, la tasa de restitución integrada supera el 100% en 2012 para las reservas 1P, y se mantiene en esos niveles hacia el término del escenario.

Gráfica 56

Reservas 3P a incorporar en el escenario de planeación, 2010-2025 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)


A medida que avanza el periodo prospectivo, las reservas 3P a incorporar provendrán cada vez más de la exploración que se efectúe en aguas profundas del Golfo de México. Al cierre de 2011 se espera incorporar 846 mmbpce

provenientes de la cuenca de Golfo de México Profundo, y para 2025 se prevé que la incorporación llegue a 1,314 mmbpce, por lo que su participación en la incorporación de reservas 3P pasará de 59.2% a 63.2% entre esos años

respecto al total.

Cabe señalar que la porción profunda de la cuenca del Golfo de México se ubica en tirantes de agua superiores a 500

metros, y abarca una superficie aproximada de 575,000 km2. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado nueve provincias geológicas61, distribuidas en tres proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo

de México Sur y Área Perdido.

61 Delta del Río Bravo, Franja de Sal Alóctona, Cinturón Plegado Perdido, Franja Distensiva, Cordilleras Mexicanas, Salina del Golfo Profundo,

Escarpe de Campeche, Cañón de Veracruz y Planicie Abisal.

1,071

1,428

1,8271,899 1,902 1,904 1,938 1,945

1,973 1,9791,984 2,020 2,022 2,003 2,055

2,080

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Cuencas terrestres y aguas someras Aguas Profundas


149

Gráfica 57 Tasa de restitución 1P de reservas de hidrocarburos1 esperada por PEP, 2010-2025

(por ciento)

1 Estimada al 31 de diciembre de cada año.


4.5 Programa de inversiones

El programa de inversiones en las actividades de exploración y producción tiene el propósito de aumentar las reservas probadas, mejorar sustancialmente su tasa de restitución y sostener los niveles de producción en el corto y mediano,

para lograr un incremento en el largo plazo. Así, la inversión asociada al escenario de planeación de la producción se estima en 312.6 miles de millones de pesos de 2010 en promedio anual durante el periodo 2010-2025.

El total de las inversiones clasificadas de acuerdo a la etapa de maduración e integración en cada proyecto se divide en:

Explotación;

Exploración; y,

Futuros desarrollos

Se estima que para 2011, la componente de explotación de las inversiones alcance 85.3% del total de los recursos financieros de la subsidiaria. En 2012 se incluye la inversión asociada a futuro desarrollo, y conforme avanza el periodo los montos son más significativos, dado que este rubro se dirige al desarrollo en aguas profundas y otros

descubrimientos en aguas someras de mediano y largo plazo.

El nivel de inversión total aumentará, principalmente por el incremento en la actividad de aguas profundas durante el desarrollo del escenario. Del promedio de las inversiones que se desarrollarán en proyectos de PEP entre 2010 y 2025, se destinará 22.7% a desarrollos en aguas profundas y 29.8% a proyectos de exploración en cuencas

terrestres y aguas someras. Algunos proyectos como los Contratos de Obra pública Financiada, Aceite Terciario del Golfo y otros proyectos en explotación recibirán el resto de la inversión promedio total.

78%

89%

101%104% 104% 105% 106% 106% 107% 108% 108% 109% 109% 109% 110% 110%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


150

En este sentido la cartera de proyectos de PEP 2010 requerirá esas inversiones, para mantener la plataforma de producción de crudo y gas en el país, con crecimiento en el largo plazo, además de continuar con el programa de

restitución de reservas de hidrocarburos y estabilizar el nivel de reservas probadas. Cabe mencionar que uno de los retos más importantes es capturar al máximo las ventajas derivadas de la Reforma Energética, por lo que parte de esas inversiones desarrollarían nueva capacidad de ejecución para Pemex a través de terceros, permitiendo orientar a

Pemex inversiones en cuencas tradicionales dónde el conocimiento exploratorio y de explotación es basto, y en otros casos le permitirá diversificar el riesgo en áreas como la cuenca del Golfo de México Profundo.

Gráfica 58

Distribución de la inversión física total para la cartera de proyectos de PEP, 2010-2025 (por ciento)


En términos de diversificar las inversiones de la cartera de proyectos, PEP destinará un promedio anual de 274.4 mil millones de pesos a proyectos de aceite y gas asociado en el periodo 2010-2025, así como otro monto de 38.1 mil millones de pesos para el desarrollo de proyectos de gas no asociado (véase gráfica 59).

En cuanto a los pozos totales a perforar, la actividad estimada será intensa en todo el periodo, ya que para desarrollar

los proyectos de exploración y explotación se requerirá de una perforación sin precedentes en la historia del país, tan sólo entre 2010 y 2025 se estima un acumulado de 24,190 pozos. El promedio del periodo corresponde a 1,512

pozos por año, muy superior a lo que se ha venido realizando en los últimos años.

97.1%

85.3%80.0%

73.9%65.2%

58.7%53.9%

45.3%39.4% 36.3%

30.5% 28.9% 29.2% 29.2%22.6% 25.9%

2.9%

14.7%18.0%

21.3%

24.0%

24.1%

23.1%

24.5%

25.0%26.1%

25.9% 25.8% 26.7% 25.2%30.7% 26.7%

2.0%4.8%

10.8%17.2%

23.0%30.2%

35.6% 37.6%43.6% 45.3% 44.1% 45.6% 46.7% 47.4%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Explotación Exploración Futuro desarrollo


151

Gráfica 59 Distribución de Inversión física total de la cartera de proyectos de PEP por tipo, 2010 -2025

(por ciento)


El escenario de planeación considera un total de 1,085 pozos al finalizar 2010, en tanto la actividad se intensifica entre 2012 y 2017, registrando un máximo en el último año mencionado cuando se perforen 2,267 pozos. La

actividad de 2018 y 2024 continuará por encima de los 1,000 pozos perforados por año.

Las reservas probables y posibles de ATG, al 1 de enero del presente año, representan 60.1% y 54.9% de las

reservas del país en estas categorías. Por tanto, el desarrollo de estas reservas representa una oportunidad para incrementar la oferta de crudo en el escenario de planeación. Sin embargo, a diferencia de otros campos gigantes del

país, el paleocanal de Chicontepec se distribuye sobre una gran extensión que abarca aproximadamente 3,000 kilómetros cuadrados, aunado a las características de sus yacimientos, se requiere de la perforación masiva de pozos para producir las reservas. Asimismo, para tomar ventaja de la infraestructura que se construirá, se necesita acelerar la

extracción de los hidrocarburos para minimizar costos de producción futuros.

El escenario considera capacidad técnica y de ejecución suficiente, derivada de la incorporación de las iniciativas de la Reforma Energética, para mantener un nivel de perforación elevado en el activo ATG que permitirá mejorar gradualmente la oferta de crudo en el mediano y largo plazo, así como la extracción de la reserva en tiempos

razonables que no incrementen los costos de mantenimiento y operación de la infraestructura. De esta manera, el proyecto de ATG destacará en la actividad de perforación de pozos, dado que de acuerdo con el tipo de yacimiento se

requiere una perforación masiva de pozos no convencionales.

El nivel de actividad en perforación de pozos de la gráfica 60 reconoce los incrementos en costos de perforación y servicios, de acuerdo a la estructura de costos del último trimestre de 2009, así como las últimas revisiones al proyecto ATG y los relativos a aguas profundas, explicando los niveles de inversión del escenario planeado.

87.5% 87.8% 88.0% 87.4% 87.8% 89.4% 90.9% 90.8% 91.0% 87.7% 86.7% 85.9% 85.0% 85.9% 86.0% 87.1%

12.5% 12.2% 12.0% 12.6% 12.2% 10.6% 9.1% 9.2% 9.0% 12.3% 13.3% 14.1% 15.0% 14.1% 14.0% 12.9%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Aceite y gas asociado Gas no asociado


152

Gráfica 60 Perforación de pozos totales del escenario de planeación, 2010-2025

(número de pozos)


4.6 Balance nacional de petróleo crudo, 2010-2025

El balance nacional prospectivo de petróleo crudo presenta información relativa a la oferta y demanda asociada al

escenario de planeación en los próximos 15 años. Este ejercicio vincula la distribución del crudo que se estima producir de acuerdo a la calidad del mismo. Además, el comercio exterior se estima con base en el diferencial de la

producción y el crudo a procesar en el país, y considerando características de la calidad requerida de la mezcla a proceso en el SNR.

La producción parte del nivel de 2010 cuando promedie 2,578 mbd, posteriormente comenzará el repunte de los niveles extraídos de aceite a partir de 2012 conforme empiezan a madurar los proyectos exploratorios. Aun así, será

hasta 2017 cuando la plataforma de producción retome niveles superiores a los 3,000 mbd y continuará en ascenso hasta finalizar el periodo de análisis. La producción petrolera crecerá a 1.7% por año entre 2010 y 2025.

1,085

580

1,7881,910

1,9662,096

2,225 2,267

2,000

1,619

1,243 1,2761,298 1,335

1,009

494

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Cuencas Terrestres Aguas Someras Aguas Profundas


153

Cuadro 25 Balance nacional de petróleo crudo por tipo, escenario de planeación, 2010-2025


(continuación)

1 Incluye el crudo destinado al Sistema Nacional de Refinación. 2 Incluye el crudo Altamira. 3 Incluye empaque, movimientos de inventarios, inyecciones, traspasos, mermas y diferencias estadísticas.

Nota 1: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.

Nota 2: Las variaciones entre la producción de los tres tipos de crudos y la disponibilidad de los crudos Maya (pesado), Istmo (ligero) y

Olmeca (superligero) se debe a las mezclas realizadas para adecuar la calidad. Por ejemplo, un crudo extrapesado obtenido en la producción

puede mezclarse con otro ligero para obtener uno pesado las características fisicoquímicas correspondientes a la especificación del crudo

Maya.


En cuanto a la calidad del aceite, esta cambiará con la declinación de la producción de crudos pesados provenientes

de la Región Marina Noreste, como consecuencia de la disminución del crudo a obtener en Cantarell, y posteriormente en Ku-Maloob-Zaap. Por el contrario, las cantidades de crudo ligero se incrementarán a 5.9% anual en el periodo 2010-2025, convirtiéndose en las más significativas para la producción total nacional.

Concepto 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017tmca

2010-2017

tmca

2010-2025

Disponibilidad 2,579 2,569 2,645 2,668 2,843 2,920 2,964 3,095 3.1 1.7

Producción de petróleo crudo 2,578 2,567 2,635 2,658 2,833 2,910 2,954 3,085 3.0 1.7

Pesado 1,434 1,438 1,407 1,428 1,481 1,470 1,439 1,430 0.0 -2.6

Ligero 822 769 910 898 995 1,069 1,146 1,242 7.1 5.9

Superligero 322 361 318 331 356 370 368 412 4.2 1.7

Naftas y condensados 2 1 11 11 11 11 11 11 37.7 13.7

Importación de petróleo crudo - - - - - - - - n.a. n.a.

Distribución 2,552 2,516 2,632 2,655 2,829 2,905 2,948 3,079 3.2 1.7

A proceso1

1,255 1,248 1,360 1,360 1,404 1,417 1,650 1,646 4.6 1.8

Pesado 489 522 620 623 638 652 889 888 10.5 4.1

Ligero 767 726 740 737 766 765 761 758 -0.2 0.0

Superligero 0 - - - - - - - n.a. n.a.

Al exterior del país2

1,296 1,268 1,272 1,294 1,425 1,488 1,298 1,434 1.7 1.6

Pesado 1,055 965 990 1,026 1,064 1,045 784 785 -4.8 -7.4

Ligero 30 77 71 58 126 190 266 343 50.3 26.8

Superligero 211 226 211 211 235 252 248 305 6.3 1.8

Variaciones3

28 52 13 13 15 15 16 16 n.a. n.a.

Concepto 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2018-2025

tmca

2010-2025

Disponibilidad 3,161 3,207 3,228 3,256 3,278 3,282 3,296 3,326 0.6 1.7

Producción de petróleo crudo 3,150 3,196 3,217 3,245 3,267 3,271 3,286 3,315 0.6 1.7

Pesado 1,373 1,279 1,185 1,115 1,051 992 961 964 -4.3 -2.6

Ligero 1,325 1,458 1,551 1,643 1,734 1,812 1,880 1,934 4.8 5.9

Superligero 452 459 481 487 482 468 445 417 -1.0 1.7

Naftas y condensados 11 11 11 11 11 11 11 11 0.0 13.7

Importación de petróleo crudo - - - - - - - - n.a. n.a.

Distribución 3,144 3,190 3,210 3,237 3,259 3,263 3,277 3,306 0.6 1.7

A proceso1

1,646 1,649 1,651 1,650 1,651 1,652 1,651 1,652 0.0 1.8

Pesado 886 886 887 887 887 888 888 888 0.0 4.1

Ligero 761 763 763 763 764 764 763 764 0.1 0.0

Superligero - - - - - - - - n.a. n.a.

Al exterior del país2

1,498 1,541 1,559 1,587 1,608 1,611 1,626 1,655 1.3 1.6

Pesado 731 645 559 489 423 363 331 335 -9.3 -7.4

Ligero 434 567 656 755 847 924 992 1,045 11.6 26.8

Superligero 334 329 344 343 338 324 303 275 -2.4 1.8

Variaciones3

16 17 18 19 19 19 19 19 n.a. n.a.


154

De la producción del balance de petróleo crudo al cierre de 2010, el 55.6% será aceite pesado, 31.9% ligero y 12.5% superligero. Hacia el final del periodo, la composición porcentual cambiaría a 29.1% pesado, 58.3% ligero y

12.6% superligero. Cabe señalar que, al crudo obtenido se considera la incorporación de pequeñas fracciones de naftas y condensados, utilizados en las mezclas de crudos antes de ser distribuidos.

Bajo estas expectativas de disponibilidad, no se prevén importaciones de crudo pesado en ninguna etapa del escenario de análisis, además la calidad de la mezcla de crudo al SNR está garantizada considerando que la

configuración de las refinerías será de conversión profunda. Para maximizar el valor de la renta petrolera se procesarán crudos pesados en territorio nacional, y otros crudos ligeros más valorados en los mercados

internacionales se exportarán. Al privilegiar la asignación del crudo pesado producido hacia el SNR, se garantizará la captura de mejores márgenes de refinación a través de un mayor procesamiento de crudo pesado, obteniendo la mayor cantidad de destilados ligeros con mayor valor agregado. Este balance considera mayores cantidades de crudo

a proceso en territorio nacional dadas las expansiones por la reconfiguración de la refinería en Minatitlán, así como la nueva capacidad de refinación en Tula esperada para 2015.

4.7 Aprovechamiento del gas en el escenario de planeación

El desarrollo de un nuevo escenario de planeación para la producción de petróleo crudo y gas natural incluye las

interrelaciones con el entorno. En este sentido, durante los últimos años ha sido cuestionados algunos indicadores de PEP, principalmente la cantidad de gas asociado que se ha venido quemando respecto a lo aprovechable. En este

contexto el escenario de planeación 2010 de PEP y sus inversiones, incluyen una serie de medidas para incrementar el aprovechamiento del gas en los próximos años, operando con estándares elevados. Esto es el resultado del cociente del gas hidrocarburo enviado a la atmósfera entre la producción total del mismo.

Se espera que al cierre de 2010 se alcance un aprovechamiento del 93.5%, esto significa que sólo se quemará 6.5%

de gas hidrocarburo, sin considerar ni el nitrógeno ni el dióxido de carbono. Para 2012, se espera elevar el aprovechamiento a 97.0%, y el indicador se mantendrá por arriba de 98% a partir de 2014 y de 99.4% hacia el final

del periodo de análisis.


155

Gráfica 61 Aprovechamiento de gas natural, escenario de planeación, 2010-2025

(por ciento)


4.8 Principales elementos de cambio en el escenario de planeación

Los escenarios de planeación de la producción de petróleo crudo y gas natural son el resultado de la evaluación del

portafolio de proyectos de PEP, el cual contiene el conjunto de oportunidades en términos exploratorios y de explotación que se han identificado a la fecha de la evaluación. Dicha evaluación se realiza considerando ciertas

premisas que son actualizadas cada año, generando nuevas expectativas de producción de hidrocarburos en el horizonte de planeación.

Estas premisas reflejan en cada escenario la inclusión de variables de mercado, operativas, de estructura de costos de operación y capital, así como del régimen fiscal en el que PEP desarrolla sus operaciones actuales, de tal manera que

las mejores oportunidades de producción son seleccionadas de acuerdo a la generación del valor económico, en tanto que otras son postergadas en el periodo de estimación, al igual que los montos de inversión que les corresponden.

Cabe señalar que la selección del portafolio de proyectos de PEP, diversifica su estructura en algunos casos priorizando la seguridad del abastecimiento de gas natural del mercado nacional. La evaluación del portafolio de

proyectos de PEP 2010, considera aquellas directrices necesarias como:

Incrementar acciones para acelerar el descubrimiento de nuevos yacimientos e incorporan reservas;

Revertir la declinación en la producción nacional de hidrocarburos;

Asimilar, y desarrollar si se requiere, la tecnología para extraer los hidrocarburos que se encuentra en

yacimientos complejos, en lo particular los localizados en aguas profundas y Chicontepec;

Multiplicar la actual capacidad de ejecución de Pemex, principalmente por medio de nuevos esquemas contractuales para apoyo a sus actividades por parte de empresas especializadas; e

93.5%

92.0%

97.0%

97.8%98.1% 98.2%

98.4%98.7%

98.8% 99.0% 99.1% 99.1% 99.2% 99.2% 99.3% 99.4%

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


156

Incrementar la capacidad de producción, refinación, transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos.

Las premisas de precios permiten realizar la evaluación de la rentabilidad de cada proyecto reflejando la actividad del

mercado. Así, el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación para el nuevo escenario de la prospectiva se estima en 71.94 dólares por barril (USD/bbl). Por otro lado, el precio promedio de la canasta en Reynosa para los proyectos de gas natural en el escenario de planeación promedia 5.61 USD por millar de pie cúbico (USD/mpc);

mientras que el tipo de cambio se considera 13.77 pesos por dólar.

Las premisas de precios son aplicadas a los hidrocarburos que se estima obtener, y a su vez corregidos por calidad con lo que finalmente se obtiene la renta económica que se espera de cada proyecto. En este sentido, ambos escenarios

mantienen la expectativa de mantener producción de crudo Maya de 22°API, crudo Istmo con 32°API y crudo Olmeca con calidad de 38° API.

En cuanto a gastos de operación y de capital, en el nuevo escenario se realizó una actualización que incide directamente en las diferencias de inversión requerida. En particular, el nuevo escenario reconoce la estructura de

costos de los principales insumos al último trimestre de 2009, y para los costos de capital se consideran los principales servicios como perforación y otros en los que PEP incurre, tomando la base del mismo periodo. En cuanto al supuesto del régimen fiscal se aplicó la Ley Federal de Derechos publicada el 27 de noviembre de 2009.


157

Notas aclaratorias

1. En los cuadros y gráficas de distribución porcentual, los valores pueden no sumar cien, debido al redondeo.

presentada en algunos cuadros se refiere a datos menores a 0.049, - de valor.

3. En vista del número de decimales implícito en cada una de las cifras presentadas, algunas variaciones anuales 2008-2009 y tasas medias de crecimiento anual pueden no coincidir en el cálculo al usar únicamente los decimales

incluidos en los cuadros.

4. Los datos para el último año del periodo histórico (2009) están sujetos a revisiones posteriores.

5. Es importante señalar que las cifras de reservas probadas que se presentan en esta Prospectiva son consistentes

con los comentarios de las empresas de ingeniería independientes que auditan las reservas de hidrocarburos de Pemex. Sin embargo, de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en

el Ramo del Petróleo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se encuentra en proceso de revisión de los reportes de reservas, para que posteriormente la Secretaría de Energía, con base en la información de la referida Comisión, dé a conocer las reservas de hidrocarburos del país. Es posible que se presenten diferencias con respecto a

las cifras de reservas probables y posibles que se comentan en el documento, en particular en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec.


158


159

Glosario

Aceite Líquido graso, insoluble en agua. Su origen puede ser vegetal, animal o mineral. Dentro

del grupo de aceites minerales se encuentra el petróleo crudo, el cual es una mezcla compleja de un gran número de compuestos químicos.

Adiciones Es el incremento en la reserva resultante de la actividad exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimitaciones de un campo durante el periodo de estudio.

Asfaltenos Los asfáltenos son definidos típicamente como la fracción de crudo que es insoluble en

solventes alifáticos de bajo peso molecular, como n-pentano y n-heptano, pero solubles en tolueno. Los asfáltenos son moléculas planas, poliaromáticas y policíclicas que

contienen heteroátomos (átomos de azufre, nitrógeno u oxígeno) y metales pesados, con polaridad relativamente alta, que están presentes en el petróleo crudo en un estado de agregación en suspensión y están rodeados y estabilizados por resinas; se

encuentran entre los compuestos más pesados y por tanto, los de mayor punto de ebullición.

Barril de petróleo Unidad de volumen utilizada en la industria del petróleo. Equivale a 158.9873 litros (42 galones de Estados Unidos).

Batería de separación Conjunto de instalaciones donde se efectúa la separación del agua y del gas que vienen

asociados con el petróleo crudo de los yacimientos.

Bitumen Porción del petróleo que se encuentra en el yacimiento en estado sólido o semisólido.

En su estado natural es una brea mineral rica en azufre, metales, asfaltenos, resinas y otros compuestos de elevado peso molecular. Estas mezclas de hidrocarburos pesados y de resinas sirven para dar consistencia y adhesividad al cemento asfáltico y al asfalto.

Buquetanque Nombre genérico utilizado para designar embarcaciones que transportan petróleo o sus derivados, aunque en la actualidad también se designa como buquetanque al que

transporta cualquier tipo de líquidos a granel. En cuanto a su plural, la Real Academia Española de la Lengua recomienda que cuando la palabra se escriba separada se utilice buques tanque y cuando se escriba junta se utilice buquetanques.

Campos en producción Campos con pozos en explotación, es decir, que no están taponados. Incluyen pozos que están operando como productores o inyectores, así como pozos cerrados con

posibilidades de explotación.

Capacidad de refinación

Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por día de calendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede

procesar trabajando sin interrupción, en tanto que la capacidad por día de calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas.

ANEXO UNO


160

Combustible Material que, al combinarse con el oxígeno, reacciona con desprendimiento del calor (es combustible aunque no se inflame). Por extensión, sustancia capaz de producir

energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química con un componente diferente al oxígeno), incluyéndose también en esta acepción a los materiales fisionables y fusionables.

Condensados Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en instalaciones de separación en campos productores de gas asociado y no asociado, generalmente pentanos y más

pesados. Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Condiciones estándar Son las cantidades a las que la presión y temperatura deberán ser referidas. En la

industria petrolera las condiciones estándar, en el sistema inglés de medidas, son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la temperatura.

Densidad Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en kilogramo por metro cúbico (sistema internacional), en gramos por centímetro cúbico (sistema métrico

decimal), o en libras por galón (sistema inglés).

Densidad relativa En caso de líquidos y sólidos, es la relación entre la densidad de un líquido y la densidad

del agua, a la misma temperatura, y en el caso de gases, la relación entre la densidad del gas y la del aire, a las mismas condiciones de temperatura y presión.

Densidad API Es una medida indirecta de la densidad de los productos líquidos utilizada en la industria

del petróleo; se deriva de la densidad relativa, de acuerdo con la siguiente ecuación:

Densidad API = (141.5 / densidad relativa) 131.5.

La ecuación anterior aplica para líquidos menos densos que el agua. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados API.

Desarrollo Actividad que incrementa o decrementa reservas por medio de la perforación de pozos

de explotación.

Descubrimiento Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban

formaciones productoras de hidrocarburos.

Despunte del crudo Separación de los componentes más ligeros del crudo, tales como la nafta y la querosina, usualmente por destilación. Se extrae la nafta para someterla a otros

procesos, como pueden ser la fabricación de productos petroquímicos, o para tratarla y obtener gasolina. La querosina se separa para producir parafinas lineales, que son la

materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables. Al residuo que queda después del proceso se le denomina crudo despuntado.

Ducto Tubería destinada al transporte de aceites, gas, gasolinas y otros productos petrolíferos

a las terminales de almacenamiento, embarque y distribución, o bien de una planta o refinería a otra. Su espesor varía entre 2 y 48 pulgadas, según los usos, las condiciones

geográficas y el clima del lugar. Existen diferentes tipos de ductos, según el producto


161

que transporta: gasoducto, gasolinoducto, oleoducto, poliducto y turbosinoducto.

Equipos en operación Promedio, en un determinado periodo de tiempo (mes o año), del número diario de

equipos ocupados en la perforación de pozos o en actividades conducentes a la misma, tales como desmantelamiento, transporte y mantenimiento.

Estimulación Proceso de acidificación o fracturamiento llevado a cabo para agrandar los conductos

existentes o crear conductos nuevos en la formación productora de un pozo.

Factor de recuperación

(fr)

Es la relación existente entre el volumen original de aceite o de gas y la reserva original

de un yacimiento, medidos bajo las mismas condiciones de temperatura y presión.

Factor de recuperación de condensados (frc)

Es el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas que se recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de distribución y transporte. Se obtiene de la

estadística de operación del manejo de gas y condensado del último periodo anual en el área correspondiente al campo en estudio.

Fase

Es la parte de un sistema que difiere, en sus propiedades intensivas, de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se presentan en dos fases: gaseosa y líquida. Cuando el petróleo viene mezclado con agua, se separa en dos fases

líquidas o bien, en dos fases líquidas y una gaseosa.

Gas natural Mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con metano como su principal

constituyente. Usualmente contiene además etano, propano y otros hidrocarburos parafínicos más pesados, en proporciones decrecientes, así como proporciones variables de nitrógeno, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y vapor de agua. El gas natural

puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o en forma independiente en pozos de gas no asociado.

Gas natural asociado Se denomina gas natural asociado tanto al gas natural que está en contacto con el petróleo crudo en un yacimiento, en equilibrio con él, como al que se encuentra disuelto en el petróleo bajo las condiciones de temperatura y presión del yacimiento. El

gas libre que se encuentra en el yacimiento en contacto con el petróleo conforma lo que se denomina casquete de gas.

Gas natural húmedo Mezcla de hidrocarburos en forma gaseosa que contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano, que pueden ser recuperados comercialmente, pero que está libre de otros componentes

Gas natural no asociado

Se denomina así al gas natural que se localiza en yacimientos que no contienen petróleo.

Gas natural seco Gas natural que no contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas que se obtiene de los centros procesadores de gas natural

Hidrocarburo(s) Familia de compuestos químicos formada, principalmente, por carbono e hidrógeno.

Pueden contener otros elementos en menor proporción, como son oxígeno, nitrógeno, azufre, halógenos (cloro, bromo, iodo y flúor), fósforo y metales pesados, entre otros.

Su estado físico, en condiciones ambientales, puede ser en forma de gas, líquido o


162

sólido, de acuerdo al número de átomos de carbono y la presencia de otros elementos.

Líquidos de planta Líquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento de gas, consistiendo

de etano, propano, butano y gasolinas naturales, principalmente.

Permeabilidad Facilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica si un yacimiento tiene, o no, buenas características productoras.

Petróleo (Véase también aceite) Mezcla de un número muy grande de diferentes moléculas de hidrocarburos que se encuentra en forma líquida o sólida en los espacios porosos de la

roca, si bien un yacimiento de petróleo puede tener un casquete de gas natural asociado, en equilibrio fisicoquímico con el petróleo, bajo las condiciones de temperatura y presión del yacimiento.

Petróleo crudo Excluye la producción de condensados y la de líquidos del gas natural obtenidos en plantas de extracción de licuables. En México se preparan tres variedades de petróleo

crudo para el mercado de exportación, con las siguientes calidades típicas:

MAYA. Petróleo crudo pesado con densidad de 22°API y un máximo de 3.3% de azufre en peso.

ISTMO. Petróleo crudo ligero con densidad 33.6°API y un máximo de 1.3% de azufre en peso.

OLMECA. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3°API y un máximo de 0.8% de azufre en peso.

Petróleo crudo

extrapesado

Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad

específica (baja densidad API) y alta viscosidad. La producción de este tipo de crudo generalmente presenta dificultades de extracción y costos altos.

Petróleo crudo despuntado

Petróleo crudo al que se le han eliminado, generalmente por destilación, las fracciones más ligeras tales como gas seco, gas licuado y la nafta.

Petróleo crudo ligero La densidad de este aceite es mayor a 27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.

Petróleo crudo pesado Es aquél cuya densidad es menor o igual a 27 grados API.

Petróleo crudo

superligero

Su densidad es mayor a los 38 grados API.

Petróleo equivalente El total de petróleo crudo, condensados, líquido de plantas y gas natural seco expresado en unidades equivalentes de petróleo.

Petrolífero(s) Productos que se obtienen mediante la refinación del petróleo. Pueden ser productos terminados (gasolina, diesel, gas licuado, etc.), semiterminados o subproductos

(naftas).

Play Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que están controlados por las mismas características geológicas generales (roca almacén, sello, roca generadora y


163

tipo de trampa).

Porosidad Relación entre el volumen de los poros existentes en una roca y el volumen total de la

misma. Es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca.

Pozos Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios y de desarrollo Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como perforados o terminados.

PERFORADOS. Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida y cuentan con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero que todavía no han sido

sometidos a las operaciones subsecuentes que permitan la producción de hidrocarburos.

TERMINADOS. Pozos perforados en los que ya se han efectuado las operaciones de

terminación, tales como: instalación de tubería de producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y permitir la comunicación entre el interior del pozo y la

roca almacenadora; y limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar el flujo de hidrocarburos.

Pozos de desarrollo Pozos perforados en un campo productor para producir hidrocarburos. Esta definición

incluye a los pozos de inyección para recuperación secundaria.

Pozos exploratorios Pozos perforados con el propósito de obtener información detallada de las

características de un yacimiento para determinar si contiene hidrocarburos económicamente recuperables. Incluye a los pozos de sondeo estratigráfico.

Recuperación mejorada Es la recuperación de aceite por medio de la inyección de materiales que normalmente

no están presentes en el yacimiento y que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos residentes. La recuperación mejorada no se restringe a alguna etapa en

particular de la vida del yacimiento (primaria, secundaria o terciaria)..

Recuperación primaria Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para desplazar los fluidos a través de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria

Técnicas de extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua o gas, con el propósito de mantener la presión del

yacimiento y de facilitar el flujo del petróleo desde la roca en que se encuentra embebido hacia el pozo productor.

Recurso Volumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo. También conocido

como volumen original in situ.

Recurso contingente Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada y que

potencialmente son recuperables de acumulaciones conocidas, pero que, bajo las condiciones económicas de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no se consideran comercialmente recuperables.

Recurso descubierto Volumen de hidrocarburos del cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

Recurso no descubierto Volumen de hidrocarburos con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en


164

cuencas geológicas a través de factores favorables resultantes de la interpretación geológica, geofísica y geoquímica. Si comercialmente se considera recuperable se le

llama recurso prospectivo.

Recurso prospectivo Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas de la información geológica,

geofísica y geoquímica disponible de la zona, y que se estima pueden ser recuperables.

Región Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de Pemex Exploración y

Producción. Las cabeceras regionales se ubican a lo largo de la costa del Golfo de México: Poza Rica, Ver. (Región Norte), Villahermosa, Tab. (Región Sur) y Ciudad del Carmen, Cam. (Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste).

ACTIVO INTEGRAL: Subdivisión administrativa de cada región. Como resultado de la reestructuración de las regiones en torno a sus principales activos integrales, quedan

distribuidos de la siguiente manera:

REGIÓN MARINA NORESTE: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

REGIÓN MARINA SUROESTE: Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco.

REGIÓN SUR: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna.

REGIÓN NORTE: Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz.

Registro de pozos Representa la información sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de herramientas que se introducen en los pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El registro también incluye información de perforación y análisis de lodo y

recortes, de núcleos y pruebas de formación.

Refinación La constituye el conjunto de procesos físicos y químicos a los cuales se someten los

crudos, a fin de convertirlos en productos de características comerciales deseables. Para ello se emplean distintos entre los cuales se cuentan la destilación (en sus variantes atmosférica y al vacío), hidrotratamiento, hidrodesulfuración, reformación catalítica,

isomerización, alquilación, producción de oxigenantes (MTBE y TAME), entre muchos otros que permiten el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos que conforman al

petróleo.

Refinería Instalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos.

Reservas económicas Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se espera recuperar económicamente a partir de la fecha específica en que se determina la reserva hasta el

final de la explotación del yacimiento, utilizando los métodos y sistemas de explotación económicamente aplicables en esa fecha.

Reserva remanente Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por

producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción


165

acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas de

hidrocarburos

Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que será producido

económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de la evaluación.

Reservas no probadas Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a condiciones

atmosféricas que resultan de la extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certeza razonable, o suponiendo escenarios

futuros de producción que implican condiciones técnicas o económicas que no son las que prevalecen en el momento de la evaluación.

Reserva original Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, inicialmente disponible en un

yacimiento antes de iniciar su explotación comercial, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación económicamente

aplicables a una fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto y económico que podrá obtenerse desde el inicio de la explotación comercial de un yacimiento hasta el final de la explotación del mismo.

Reservas probables Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica, en trampas perforadas y no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas

adyacentes a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan reservas probadas.

Reservas probadas Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas que se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento

de la evaluación, tanto primarios como secundarios.

Reservas posibles Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en trampas no perforadas, definida por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las

productoras, pero dentro de la misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel

estratigráfico en donde existan reservas probadas.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente

que resulta de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis. Generalmente es referida en forma anual y expresada en términos

porcentuales.

Volumen original de petróleo o aceite

Cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en el yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones

de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un

sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.


166


167

Mecanismos de precios

A.2 Mecanismos de precios

El principal objetivo del mecanismo de fijación de precios es el reflejar los costos de oportunidad y los precios del

petróleo en el mercado internacional, tal como se encuentra establecido en la fracción I del Artículo 26 del Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. Para lograr esto se toman referencias de los crudos

marcadores a nivel internacional, de tal modo que el precio del crudo mexicano, tanto para exportación como el de venta en territorio nacional, tenga un costo ad hoc que permita obtener el máximo valor posible, de acuerdo a las condiciones del mercado petrolero internacional.

Considerando la importancia que tiene el petróleo dentro de la vida nacional, tanto en su aportación a las finanzas

públicas como al desarrollo del país, es preciso conocer los mecanismos de fijación de precios para los distintos crudos que en él se producen y comercializan, tanto en territorio nacional (crudo destinado a las refinerías que forman parte del Sistema Nacional de Refinación) como de los crudos destinados a exportación. Es importante señalar que el

precio del crudo es una de las variables más importantes para el productor, así como el volumen que pueda garantizar éste en el mercado.

A.2.1. Precio de exportación

Para fijar los precios del crudo de exportación se toma como base una canasta de cotizaciones de referencia en el mercado internacional que se ajusta por una constante que determina el Grupo de Trabajo Interinstitucional de Comercio Exterior de Hidrocarburos

(GICEH) de manera mensual. Estos ajustes tienen como objetivo mantener la competitividad del petróleo mexicano,

en sus distintas calidades, en el mercado petrolero internacional, frente a los movimientos registrados en las cotizaciones de los crudos marcadores de referencia.

Los crudos marcadores que se emplean como base para la determinación de los precios de los distintos crudos mexicanos varían de región a región, de acuerdo a los siguientes parámetros:

América del Norte

Crudo tipo Maya.- La formula que se emplea para la determinación del precio de este crudo considera los precios del crudo West Texas Sour (WTS), Louisiana Light Sweet (LLS), y Brent y el precio en la Costa Norteamericana del

Golfo de México del Fuel Oil No.6 con 3% de contenido de azufre.

Crudo tipo Maya exportado a la costa oeste de los E.U.A.- Su fórmula considera los crudos West Texas Intermediate

(WTI), Alaskan North Slope (ANS), y el crudo Kero River.

ANEXO DOS


168

Crudo tipo Istmo.- Se consideran los precios del crudo WTS, LLS, y Brent; por ser un crudo ligero no se considera el Fuel Oil que se encuentra presente en la determinación del precio del crudo Maya.

Crudo tipo Olmeca.- Al igual que el Istmo, en la determinación del precio de este crudo se consideran los precios del crudo WTS, LLS, y Brent, sin embargo varían los porcentajes de influencia de cada uno(Es conveniente decir cuales

son los pesados[tipos de maya] y las mezclas [tipo Olmeca]) de estos en la determinación final del precio debido a que el crudo Olmeca es un crudo más ligero.

Europa

Crudo tipo Maya.- Para el caso del mercado europeo, la fórmula de determinación de precios de este crudo considera los precios del crudo Brent, así como los precios de dos tipos de Fuel Oil, a saber, el Fuel Oil No. 6 con un contenido

de azufre de 3.5% y el Fuel Oil No. 6 con un contenido de azufre de 1%.

Crudo tipo Istmo.- Considera los precios de las mismas referencias que el crudo tipo Maya, sin embargo en la

determinación del precio de este crudo se le da un mucho mayor peso a la proporción que aporta el precio del crudo tipo Brent dentro de la fórmula, dado que este crudo es también un crudo ligero.

Lejano Oriente

Para la determinación de los precios de ambos crudos crudo Maya y crudo Istmo- se emplea como referencia los crudos Omán y Dubai en las mismas proporciones; sin embargo, la variación en el precio dada por la calidad de los

crudos la aporta una constante que se suma en cada una de las fórmulas empleadas.

Para cada una de las fórmulas empleadas en la determinación de los precios de los crudos de exportación se añade

una constante determinada por el GICEH de manera que ésta ajuste el precio final de cada crudo.

A.2.2. Precio nacional

Los precios de petróleo en territorio nacional buscan reflejar los costos de oportunidad y los precios marginales del

petróleo crudo en el mercado, por lo que toman como referencia al precio del mercado marginal, entendido éste como el mercado internacional de exportación que reporta el menor precio promedio de ese crudo en el periodo de referencia. Incluyen el margen comercial, que equivale a la comisión a PMI, y un costo de logística según el sitio de

transferencia.

Para ser considerados como mercado marginal, los mercados de exportación deben ser representativos (al menos 10 mil barriles diarios en los últimos 3 meses) y consistir en verdaderas opciones de colocación para PEMEX, con la única excepción del crudo Altamira en cuyo caso no aplican estas consideraciones.

Para el caso de los crudos no exportables en dónde no exista un mercado marginal, los precios de estos crudo se

basan en un precio de referencia -Istmo para los crudos ligeros o Maya para el caso de los pesados-, que se ajustan por un diferencial de rendimientos respecto al crudo de referencia al que se le añade un costo de logística en el punto de entrega y el ajuste por diferencial de temperatura. Los precios interorganismos y al público de un producto dado


169

deben de guardar consistencia entre si respecto a la temporalidad y metodología empleadas. El objetivo que se persigue mediante el empleo de estos los precios es62:

Reflejar el costo de oportunidad de cada producto en el mercado internacional, las condiciones de oferta y demanda en el mercado local y, en caso de existir, las diferencias de calidad con el producto de referencia;

Maximizar las utilidades de una empresa en un entorno competitivo

Evitar por medio de la simulación de un mercado el que Pemex actúe como monopolio;

Contribuir a la medición del desempeño económico de los organismos en un entorno competitivo, así como mejorar el proceso de toma de decisiones operativas y de inversión.

Ayuda en la toma de decisiones para determinar el producir internamente o importar para satisfacer la demanda interna de ciertos productos, generar excedentes que pueden exportarse para maximizar el valor

económico de Pemex.

El emplear esta metodología de precios se justifica plenamente considerando lo siguiente:

La cantidad de petróleo crudo que comercializa Pemex en el exterior;

La dinámica económica en la que se encuentra el país que hace necesario adecuar la competitividad de

Petróleos Mexicanos;

El gran número de corrientes susceptibles de comercializarse que fluyen entre distintas áreas de Pemex.

62 Fuente: Sener con datos de Pemex.


170


171

Normas aplicables a la industria

del petróleo

A.3.A Normas de Referencia

Clave Título

Fecha de la publicación de la declaratoria de vigencia

Fecha de vigencia

NRF-001-PEMEX-2000 TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS AMARGOS.

09/06/2000 08/08/2000

NRF-002-PEMEX-2001 TUBERÍA DE ACERO PARA RECOLECCIÓN Y

TRANSPORTE DE HIDROCARBUROS NO AMARGOS.

28/12/2001

25/02/2002

NRF-003-PEMEX-2000 DISEÑO Y EVALUACIÓN DE PLATAFORMAS MARINAS FIJAS EN LA SONDA DE CAMPECHE.

19/10/2000

18/12/2000

NRF-031-PEMEX-2003 SISTEMAS DE DESFOGUES Y QUEMADORES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

25/04/2003

24/06/2003

NRF-039-PEMEX-2002 DISPAROS EN POZOS PETROLEROS 22/10/2002 22/12/2002

NRF-040-PEMEX-2005 MANEJO DE RESIDUOS EN PLATAFORMAS MARINAS DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS.

18/01/2006 18/03/2006

NRF-041-PEMEX-2003 CARGA, AMARRE, TRANSPORTE E INSTALACIÓN DE PLATAFORMAS COSTA AFUERA

18/03/2003

17/05/2003

NRF-050-PEMEX-2001 BOMBAS CENTRÍFUGAS 01/03/2002 29/04/2002

NRF-069-PEMEX-2006 PETROLEROS

17/07/2006 14/09/2006

NRF-070-PEMEX-2004 SISTEMAS DE PROTECCIÓN A TIERRA PARA INSTALACIONES PETROLERAS

18/11/2004 16/01/2005

NRF-104-PEMEX-2005 SISTEMAS DE TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES PARA INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN

20/07/2005 17/09/2005

NRF-106-PEMEX-2005 CONSTRUCCIÓN, INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE DUCTOS SUBMARINOS

20/07/2005 17/09/2005

Fuente: Pemex.

ANEXO TRES


172

A.3.B Normas Ambientales

Norma Contenido

NOM- 115-SEMARNAT-2003

Establece las especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y críales fuera de

áreas naturales protegidas o terrenos forestales.

NOM- 116-SEMARNAT-2005 Establece las especificaciones de protección ambiental para prospecciones sismológicas terrestres que se realicen en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.


Establece las especificaciones de protección ambiental para la instalación y

mantenimiento mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.

NOM- 137-SEMARNAT-2003 Contaminación atmosférica.- Plantas desulfuradoras de gas y condensados

amargos.- Control de emisiones de compuestos de azufre

NOM- 138-SEMARNAT/SS-2003 Establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelos y las especificaciones para su caracterización y remediación.

NOM- 143-SEMARNAT-2003 Establece las especificaciones ambientales para el manejo de agua congénita asociada a hidrocarburos.


Establece las especificaciones técnicas para la protección al medio ambiente durante la selección del sitio, la construcción, operación y cierre de

confinamientos de residuos en cavidades construidas por disolución en domos salinos geológicamente estables y en cavidades preexistentes en domos salinos.

NOM- 149-SEMARNAT-2006 Establece las especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación, mantenimiento y abandono de pozos petroleros en las zonas marinas mexicanas

Fuente: Semarnat


173

Bibliografía

Bibliografía

BP Statistical Review of World Energy June 2010, Formato digital.

World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2010. Formato digital.

World Energy Outlook 2009, International Energy Agency. Formato digital.

World Oil Outlook 2009, Organization Petroleum Exporting Countries. Formato digital.

Monthly Oil Market Report 2009, Varios meses, Organization Petroleum Exporting Countries.

Annual Energy Outlook 2010, Energy Information Administration. Department of Energy.

Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.

Memoria de labores 2009, Pemex.

Anuario Estadístico 2010, Pemex.

Informe Anual 2009, Pemex.

The oil context and trends, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2010.

Un point sur les ressources en hydrocarbures, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2010.

-scale hydrocarbon resource, julio 2010. Formato digital

Annual Statistcal Bulletin 2009, OPEP.

Medium-Term Oil Market Report 2009, International Energy Agency.

Base de Datos Institucional. Pemex 2010.

Sistema de Información Energética. Sener 2010.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo, Comisión Nacional de Hidrocarburos. Abril 2010.

Referencias de Internet

Department of Energy, www.energy.gov

Energy Information Administration, www.eia.doe.gov

Petróleos Mexicanos, www.pemex.com

Pemex Exploración y Producción, www.pep.pemex.com

Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org

Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía: ssie_se.energia.gob.mx/

Country Analysis Briefs (EIA): http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/index.html

Ethanol, British Petroleum: www.bp.com


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