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Prospectiva de Petróleo Crudo
2008-2017
secretaría de energía
Secretaría de Energía
Prospectiva del mercado de petróleo crudo
2008-2017
México, 2008
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Secretaría
de
Energía
Georgina Kessel Martínez
Secretaria de Energía
Jordy Herrera Flores
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
Verónica Irastorza Trejo
Directora General de Planeación Energética
Héctor Escalante Lona
Jefe de la Unidad de Comunicación Social
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Secretaría de Energía
Responsables:
Verónica Irastorza Trejo
Directora General de Planeación Energética
Virginia Doniz González
Directora de Integración de Política Energética Nacional
Juan Ignacio Navarrete Barbosa
Subdirector de Políticas de Combustibles
Luis Gerardo Guerrero Gutiérrez
Jefe de departamento de Política Energética
Portada: Plataforma Akal
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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
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Secretaría de Energía
Índice
Presentación
Introducción
Resumen ejecutivo
Capítulo uno
Panorama internacional del mercado petrolero
1.1 El petróleo en la energía primaria mundial
1.2 Consumo mundial, 1997-2007
1.3 Reservas mundiales, 1997-2007
1.3.1 Reservas probadas
1.3.2 Inventarios y reservas estratégicas
1.4 Producción mundial, 1997-2007
1.5 Comercio internacional
1.6 Precios del petróleo, 1997-2007
1.7 Fuentes no convencionales de petróleo
1.8 Prospectiva de la oferta y la demanda
Capítulo dos
Marco regulatorio de la industria del petróleo
2.1 Marco regulatorio básico de la industria petrolera
2.1.1 Marco constitucional del subsector petrolero
2.1.2 Tratados Internacionales
2.1.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos
2.1.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos
2.2 Régimen jurídico de Pemex
2.2.1 Ley de Petróleos Mexicanos
2.2.2 Obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex
2.2.3 Normas de referencia
2.2.4 Normas ecológicas
2.3 Programa Sectorial de Energía 2007-2012
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Capítulo tres
Mercado nacional de petróleo crudo, 1997-2007
3.1 Evolución de las reservas de petróleo crudo al 1° de enero, 1998-2008
3.1.1 Reservas totales
3.1.2 Reservas probadas
3.1.3 Reservas probables
3.1.4 Reservas posibles
3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región
3.2 Producción nacional, 1997-2007
3.2.1 Evolución de la producción por región
3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1997-2007
3.4 Actividad exploratoria e infraestructura en PEP
3.5 Consumo nacional, 1997-2007
3.6 Comercio exterior, 1997-2007
3.6.1 Destino de exportaciones por región y país
3.7 Balance nacional, 1997-2007
Capítulo cuatro
Evolución del mercado nacional de petróleo crudo, 2008-2017
4.1 Escenario de planeación de la producción
4.2 Consumo nacional, 2008-2017
4.3 Comercio exterior, 2008-2017
4.4 Incorporación de reservas
4.5 Programa de inversiones
4.6 Balance nacional, 2008-2017
Anexos
1) Glosario de términos
2) Propiedades generales del petróleo
3) Mecanismos de precios
4) Normas aplicables al sector petrolero
5) Abreviaturas y siglas
Bibliografía
Referencias para la recepción de comentarios
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Secretaría de Energía
Presentación
Actualmente, los retos más importantes que enfrenta México en materia petrolera son lograr mantener sus niveles
de producción, incrementar sus reservas de hidrocarburos, asegurar el abasto de combustibles a un mercado interno en
expansión, a fin de garantizar la seguridad energética de las futuras generaciones.
Con el fin de hacer frente a estos retos, el Ejecutivo Federal presentó el pasado mes de abril las iniciativas de reforma
con el fin de fortalecer a Petróleos Mexicanos. Después de una intensa labor de discusión y enriquecimiento de las
iniciativas, en octubre de 2008 el H. Congreso de la Unión aprobó la diversas modificaciones a la legislación de la
industria petrolera. Se trata de un momento histórico, ya que es el cambio más importante en el sector energético en los
últimos setenta años. Con el nuevo marco legal, Pemex podrá utilizar esquemas más flexibles y eficientes de
contratación, utilizando como regla general la licitación pública. Con ello, será posible atender los retos técnicos para
trabajar en yacimientos que son cada vez de mayor complejidad. Así se podrán contratar, en beneficio de Pemex y de los
mexicanos, las tecnologías más avanzadas para explorar y extraer hidrocarburos en Chicontepec y en las aguas profundas
del Golfo de México.
Es importante mencionar que la libertad que tendrá Pemex para celebrar contratos de obras y servicios le permitirá
realizar de mejor manera sus actividades sin conceder o garantizar, en ningún momento, propiedad sobre los
hidrocarburos, la renta petrolera o exclusividades territoriales. En todo momento, el petróleo seguirá siendo de todos los
mexicanos.
Con la estrategia de exploración y extracción de hidrocarburos esperamos aumentar nuestras reservas de
hidrocarburos y también la producción de petróleo y de gas, en beneficio del país. Adicionalmente, la proporción de
crudo ligero dentro de la mezcla de producción aumentará de manera significativa, con lo que incrementará su valor.
Para garantizar nuestra seguridad energética, será necesario aumentar la tasa de recuperación de Cantarell y de
campos maduros, continuar la exploración y explotación de yacimientos en aguas someras y en tierra, particularmente
en Chicontepec, e iniciar la actividad en aguas profundas. En pocas palabras, tenemos que aprovechar a fondo el
potencial energético de nuestro país.
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Con el propósito de ofrecer una herramienta de información confiable para entender mejor el entorno energético la
Secretaría de Energía presenta la segunda edición de la Prospectiva de petróleo crudo 2008-2017, en donde se muestra
el panorama mundial, la evolución histórica y esperada de la industria petrolera nacional en los próximos 10 años.
Georgina Kessel
Secretaria de Energía
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Secretaría de Energía
Introducción
La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017 nos presenta un panorama del sector petrolero
mexicano, enmarcado en el contexto mundial, y su evolución esperada en los próximos diez años.
La etapa de grandes descubrimientos de fácil acceso está llegando a su fin. Las perspectivas de declinación que nos
presenta la industria, muestran la necesidad de la aplicación de acciones que reviertan esta dinámica, enfrentando los
nuevos retos que se presentan y permitiendo así que el sector siga siendo el motor de desarrollo que ha sido durante la
historia reciente de México.
El desarrollo del máximo potencial de la industria petrolera en México requiere del fortalecimiento integral de Pemex;
ello garantizará el suministro confiable y oportuno de los hidrocarburos que demanda el país, en el mediano y largo plazo.
El documento se conforma por cuatro capítulos. El primero aborda la situación internacional del mercado petrolero
mostrando los niveles de reservas de distintos países y regiones a nivel mundial, así como la oferta y demanda de este
recurso, actuales y futuras. Además, se incluye un apartado sobre recursos no convencionales.
En el capítulo dos se presenta el marco legal para las actividades de exploración, extracción, comercialización de
petróleo crudo entre otras, y se incluye un apartado sobre los compromisos de esta administración en la materia, vertidos
en el Plan Nacional de Desarrollo y el Programa Sectorial de Energía 2007-2012. Asimismo, se presenta un breve
resumen de la Reforma para el fortalecimiento de Pemex recientemente aprobada por el Congreso de la Unión.
El tercer capítulo contiene la evolución histórica de las reservas nacionales de hidrocarburos. Además, presenta el
comportamiento que ha tenido la producción de crudo durante el periodo 1997-2007, desglosado a nivel 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, se menciona el
número de pozos, los kilómetros de ductos, etc. Por último, se despliega un balance nacional de oferta y demanda de
petróleo del periodo histórico analizado.
En el cuarto capítulo se analiza un escenario de producción, acorde con el marco regulatorio vigente a la fecha, los
niveles de inversión, acceso a tecnología, entre otros, con base en las variables objetivas que afectan a la industria en su
fase extractiva. En este capítulo se muestran la producción, comercio, niveles de inversiones, para el escenario, así como
su balance prospectivo. Cabe mencionar que dada la reciente aprobación de la Reforma Energética, los impactos de la
misma aún deben analizarse a profundidad para cuantificar sus efectos.
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Se anexan también un glosario de términos, una explicación sobre las propiedades generales del petróleo, los
mecanismos de precios y las normas aplicables al sector hidrocarburos, para que el lector posea la información más
detallada disponible.
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Secretaría de Energía
Resumen ejecutivo
En un contexto mundial donde el petróleo continúa siendo la principal fuente de energía primaria, la Prospectiva del
mercado de petróleo crudo 2008-2017 identifica una tendencia declinante de la producción y nivel de reservas de
nuestro país.
La Prospectiva parte del panorama mundial para después mostrar la evolución histórica y un posible escenario de
producción de petróleo crudo en México.
Panorama mundial
mundial
Durante 2007, la demanda mundial de petróleo crudo alcanzó 85,220 miles de barriles diarios (mbd) –un
incremento de 1.1% respecto a 2006– con lo que este energético se mantiene como la mayor fuente de energía
primaria. Sin embargo, su participación dentro del total de energía consumida se redujo de 36.1% a 35.6%, ante un
mayor consumo de carbón, gas natural y fuentes renovables.
Al cierre de 2007, el volumen mundial de reservas probadas de petróleo crudo se ubicó en 1,237.9 miles de
millones de barriles, 0.1% menos respecto a 2006. Del total de reservas probadas, los países pertenecientes a la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) poseen 75.5%. El país con mayores reservas es Arabia
Saudita con 264.2 miles de millones de barriles, seguido por Irán con 138.4. Cabe señalar que sólo dos países
presentaron variaciones positivas en sus reservas superiores a 0.1 miles de millones de barriles (Brasil y Egipto), mientras
que el país que presentó el mayor decremento fue México. La relación reserva probada – producción a nivel mundial, se
ubicó en 41.6 años, 1.1 años más que el año anterior, más como un resultado de una reducción en la producción que
por la i8ncoproración de reservas.
Por su parte, la oferta mundial de crudo cayó 0.2% en 2007, con lo que se ubicó en 81,533 mbd. Esto fue
resultado de una reducción de 356.0 mbd en la producción de los países de la OPEP, en comparación con 2006, así
como de bajas en la producción de los países no OPEP. La región que registra la mayor producción es Medio Oriente,
con 25,176 mbd lo que representó 30.9% del total mundial, seguida por Europa y Eurasia que concentraron 22.0%, y
América del Norte, con 16.5%. 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 disparidades inevitables en la definición,
medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de crudo.
Panorama nacional
El promedio de producción de petróleo crudo obtenido en 2007 se ubicó en 3,081.7 mbd, lo que representó una
disminución de 5.3% respecto al promedio en 2006. Esta baja en la producción se encuentra vinculada a una
declinación mayor a la prevista y al avance del contacto agua-aceite en el Activo Integral Cantarell, el cual aporta un
volumen cercano a 50% de la producción de crudo del país.
De acuerdo a la producción por calidad de crudo, el crudo pesado fue el que presentó la mayor producción, cuyo
volumen representó 66.4% del total, mientras que el crudo ligero aportó 27.2% y el superligero 6.4%
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Pemex Exploración y Producción (PEP) enfrenta grandes retos en la exploración y explotación de hidrocarburos, ya
que la mayoría de los campos en explotación se encuentran en una etapa de declinación, en especial en el caso del
complejo Cantarell, en donde para alcanzar el objetivo de producción deberá administrarse en forma eficiente su
declinación.
Al 1º de enero de 2007, las reservas totales de México se ubicaron en 44,482.7 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente (mmbpce), siendo las de aceite las que tienen la mayor aportación, con 70.2% del total. Durante
2007, PEP logró incorporar 1,053.2 mmbpce en reservas 3P, la tasa más alta desde el año 2000, aún así, estos niveles
permanecen por debajo del promedio internacional y de la meta nacional de restituir cada barril que se extraiga.
Las reservas probadas del país al 1º de enero de 2008 se ubican en 14,717.2 mmbpce y están conformadas por
aceite (71.4%), gas seco equivalente (17.2%), líquidos de planta (7.6%) y de condensados (3.8%). De las reservas
probadas de aceite, 62.3% corresponden a crudo pesado, 31.0% a crudo ligero y el resto a crudo superligero (6.6%).
Como se puede apreciar a lo largo de este documento, el sector enfrenta nuevos desafíos ante la caída de la
producción y la necesidad de acceder a yacimientos petroleros más complejos para mantener un abasto confiable de
hidrocarburos que satisfaga el aumento de la demanda interna, que ejercerá una presión constante sobre el Sistema
Nacional de Refinación.
Para enfrentar estos retos se necesitan cambios estructurales en el sector. Con la Reforma Energética se busca
multiplicar la inversión, el acceso a la tecnología de punta y la capacidad operativa de la paraestatal, a fin de que pueda
explorar nuevos yacimientos y producir más petróleo, más gas y más gasolinas en beneficio de todos los mexicanos.
En este sentido, la reforma tiene como objetivo asegurar que el país cuente con este recurso para las futuras
generaciones, y que brinde mayor bienestar para todos.
Escenario prospectivo
La Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017 muestra un escenario para el análisis de la producción
esperada en el periodo. Éste presenta la visión de una industria petrolera fortalecida, que podría alcanzar mayores niveles
de producción gracias a un marco regulatorio adecuado. Además, contempla también variables como el éxito de la
actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre, así como la disponibilidad de recursos
oportunos, tanto financieros como técnicos y de capacidad de ejecución, que permitan desarrollar de manera eficiente
los proyectos de Pemex. Ante la reciente aprobación de la Reforma Energética, es importante aclarar que aún se están
estimando sus alcances.
En este escenario se experimenta un incremento en la producción del orden de 0.7% en promedio anual entre
2008-2017, para ubicarse en 3,021 mbd al final del periodo. Aún cuando en el escenario prevé que la producción
nacional de crudo se mantenga, no ocurrirá lo mismo con las exportaciones, debido a que la mayor demanda nacional de
petróleo, principalmente por el incremento en la capacidad de refinación, ocasionará que las exportaciones disminuyan
5.3% en promedio anual.
El Sistema Nacional de Refinación (SNR) se mantiene como el principal demandante de petróleo a nivel nacional.
Además, en el pronóstico de la demanda se reconoce la inversión en nueva capacidad de refinación hacia el final del
periodo de planeación, por lo que se prevé grandes aumentos en la demanda del SNR.
Se prevé que la actividad exploratoria permita una incorporación de 1,049 mmbpce al cierre de 2008, ligeramente
inferior a los 1,053 mmbpce de incorporados en 2007. Sin embargo, conforme avanza el periodo prospectivo, las
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Secretaría de Energía
reservas a incorporar provendrán cada vez más de la exploración que se haga en aguas profundas del Golfo de México.
De esta manera, el promedio de incorporación de reservas 3P estimado para el periodo 2008-2017 sería de 1,551
mmbpce.
Con lo anterior, la trayectoria de la incorporación de reservas logra los objetivos del Programa Sectorial de Energía
2007-2012, y hacia los últimos años del escenario la relación reserva-producción se mantiene estable. Ello implica una
inversión promedio anual que sustenta al escenario es de 208 mil millones de pesos en el periodo 2008-2017, donde se
destinaría a mejorar resultados exploratorios, mantener la plataforma de producción actual y alcanzar niveles
competitivos de costos de descubrimiento, desarrollo y producción.
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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Secretaría de Energía
Capítulo uno
Panorama internacional del mercado
petrolero
Durante 2007 la demanda mundial de petróleo registró un incremento de 1.1% respecto a 2006, ocasionado
principalmente por los mayores requerimientos de energéticos en los países en desarrollo. Con esto se observa que los
altos precios del petróleo registrados en años recientes y, de manera más marcada en 2007 y principios de 2008, no han
impactado significativamente la demanda, aun considerando las políticas que buscan controlar el consumo de
hidrocarburos mediante la promoción de otras fuentes de energía como los biocombustibles.
Lo anterior responde al constante crecimiento económico que se ha dado a nivel mundial, sobre todo en economías
como China e India, donde la demanda de hidrocarburos ha aumentado como consecuencia del incremento en el parque
vehicular en estos países aunado al crecimiento económico.
Por su parte, la producción mundial de petróleo disminuyó 0.2% entre 2006 y 2007, como resultado de la
reducción en la producción en países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo1 (OPEP) y de los
integrantes de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico2 (OCDE).
En este capítulo se analiza la situación del mercado petrolero a nivel mundial, incluyendo la evolución de las reservas,
niveles de producción, oferta, demanda y los principales proyectos relacionados con la industria para abastecer la
demanda futura de petróleo; asimismo se incluye un apartado sobre la situación actual y prospectiva de los recursos
petroleros no convencionales.
1.1 El petróleo en la energía primaria mundial
Durante el periodo de 1997-2007 el petróleo fue el mayor proveedor de energía primaria en el mundo, llegando a
cubrir 38.8% del total de la energía primaria demandada a nivel mundial (1999). Sin embargo, a partir del año en que
alcanzó su nivel máximo durante la década, su participación ha ido disminuyendo, aún cuando la demanda nominal ha
incrementado. Lo anterior se debe en parte a que durante el inicio del periodo los precios del petróleo se mantuvieron en
niveles relativamente bajos. A partir de 1999 los precios de este energético habían registrado un alza constante, lo que
generaba que otras fuentes de energía se hicieran más atractivas y aumentaran su participación en el mercado. Durante
2007 la demanda de petróleo crudo alcanzó 3,952.8 millones de toneladas, un incremento de 1.1% respecto a 2006,
1
Los países miembros de esta organización son: Angola, Argelia, Arabia Saudita, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos, Iraq, Irán, Indonesia, Kuwait,
Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela.
2
Esta organización integra los 30 países con mayor índice de desarrollo económico a nivel mundial (Alemania, Australia, Austria, Bélgica,
Canadá, Corea del Sur, Dinamarca, Eslovaquia, España, Estados Unidos, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Italia, Japón,
Luxemburgo, México, Noruega, Nueva Zelanda, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Suecia, Suiza y Turquía).
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
sin embargo, su participación dentro del total de energía consumida se redujo de 36.1% a 35.6% ante un mayor
consumo de carbón, gas natural y fuentes renovables (véase gráfica 1).
Gráfica 1
Consumo mundial de energía primaria, 19971997 -2007
(miles de toneladas de petróleo crudo equivalente)
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
1997
1998
1999
Petróleo
2000
Gas Natural
2001
2002
Carbón
2003
2004
Nuclear
2005
2006
2007
Hidroelectricidad
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
La mayor parte de la sustitución en el uso de este energético ha sido en el sector eléctrico. En varios países la
tendencia es aumentar la eficiencia en las plantas de generación, además de reducir el número de emisiones
contaminantes a la atmósfera por medio del uso de combustibles más limpios o bien en algunos casos emplear energías
renovables. Sin embargo, esta sustitución y diversificación en el parque de generación está directamente vinculado a la
capacidad de cada país para renovarlo, e incluso a la disponibilidad de fuentes alternas que posea.
Por otro lado, el petróleo sigue siendo el mayor proveedor de energía en el sector transporte, tendencia que se
mantendrá en el futuro cercano. Es precisamente este sector al que se atribuye el aumento en la demanda de petróleo a
nivel mundial.
1.2 Consumo mundial, 1997-2007
Aún con los altos precios del petróleo registrados en años recientes y especialmente durante el último año, el
consumo mundial de petróleo crudo se incrementó en 990 miles de barriles diarios (mbd) entre 2006 y 2007, cifra
incluso mayor al incremento registrado entre los años 2005 y 2006 (913 mbd).
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Secretaría de Energía
Como en años anteriores, el aumento en la demanda continúa siendo impulsado por el rápido crecimiento registrado
en las economías en desarrollo, a lo que se suma que en muchos de esos países, especialmente en Medio Oriente y
China, existen precios de los energéticos más bajos que los registrados a nivel internacional. De hecho, la demanda que
registraron los países no OCDE tuvo un incremento de 1,375 mbd en esos años, de manera particular en países como
China, la India y países de Medio Oriente. Por otro lado, la demanda de los países de la OCDE registró una disminución
de 0.9%. Esto se debe a que el crecimiento en los países en transición es altamente intensivo en materias primas y ha
derivado en un rápido crecimiento de la demanda de petróleo.
A lo largo del periodo 1997-2007 la demanda de petróleo ha aumentado 11,622 mbd, es decir, 15.8%. Los países
pertenecientes a la OCDE aumentaron en 2,436 mbd su demanda en ese periodo, 21.0% del incremento registrado
entre 1997 y 2007. Esto responde a que los países desarrollados cuentan con economías y estructuras de población
relativamente maduras que se caracterizan por tener una tasa de crecimiento en el consumo de energía menor a la de los
países en vías de desarrollo. Aún así, la demanda de los países que pertenecen a esta organización representó 57.4% del
total de la demanda mundial en 2007.
Entre 2006 y 2007, China (incluyendo Hong Kong) fue el país que presentó el mayor crecimiento en la demanda
de petróleo, con 4.6%, lo que representó 36.7% del aumento en la demanda global en ese año (véase gráfica 2). Con
esto, China se mantiene como el segundo consumidor más importante de crudo a nivel mundial. Debe destacarse el
crecimiento que ha tenido este país pues, en 1997 su demanda era de 4,371 mbd y para el 2007 de 8,196 mbd, lo que
representa un crecimiento de 87.5%.
Gráfica 2
1997--2007
Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, 1997
(miles de barriles diarios)
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
28,440
28,276
28,822
29,147
29,564
29,986
30,451
31,411
32,118
32,673
33,666
1.7
Unión Europea 25 14,576
India
1,828
14,845
14,810
14,689
14,858
14,795
14,865
15,030
15,201
15,233
14,861
0.2
1,963
2,134
2,254
2,284
2,374
2,420
2,573
2,569
2,580
2,748
4.2
Japón
5,525
5,618
5,577
5,435
5,359
5,455
5,281
5,358
5,224
5,051
-1.3
Resto del mundo
5,762
tmca
China*
4,371
4,412
4,670
4,973
5,115
5,555
6,072
7,086
7,269
7,833
8,196
6.5
EUA
18,621
18,917
19,519
19,701
19,649
19,761
20,033
20,731
20,802
20,687
20,698
1.1
*La demanda para este país es la suma de la demanda de China y de Hong Kong.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Por su parte, Estados Unidos de América (EUA), consumió 24.3% del total mundial en 2007, con un incremento
marginal de 10 mbd entre 2006 y 2007. Otro país que presentó un alto incremento en su demanda es la India, con
6.7% respecto a 2006. Con este crecimiento desplazó a Rusia y Alemania en consumo de petróleo para ubicarse en la
cuarta posición a nivel mundial (véase cuadro 1). Desde 1997 el crecimiento en la demanda de petróleo por parte de
este país asiático ha sido de más de 50%, impulsado por su crecimiento económico.
El hecho de que dos países asiáticos hayan presentado importantes tasas de crecimiento económico ha aumentado
la demanda de petróleo de la región, de tal manera que por primera vez desde 1992 América del Norte ha sido
desplazada como la principal región consumidora a nivel mundial (hasta 1992 Europa y Eurasia habían sido la región
con el consumo más elevado). El crecimiento en Asia le significó sobrepasar el consumo de Europa y Eurasia desde
1999 y, 10 años después, convertirse en la mayor demandante de crudo (véase gráfica 3).
Cuadro 1
Principales países consumidores de crudo 2006, 2007
(miles de barriles diarios)
Posición
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
País
EUA
China*
Japón
India
Federación Rusa
Alemania
Corea del Sur
Canadá
Brasil
Arabia Saudita
México
Francia
Italia
Reino Unido
Irán
2006
2007
20,687.4
7,833.2
5,223.7
2,579.7
2,708.7
2,624.0
2,317.8
2,246.3
2,063.9
2,005.4
1,969.9
1,953.3
1,812.1
1,785.0
1,624.6
20,697.5
8,196.0
5,051.0
2,748.2
2,699.1
2,393.4
2,371.5
2,302.8
2,191.9
2,153.6
2,023.9
1,919.3
1,745.1
1,695.7
1,620.7
Varíación
2006-2007
0.0
4.6
-3.3
6.5
-0.4
-8.8
2.3
2.5
6.2
7.4
2.7
-1.7
-3.7
-5.0
-0.2
*Incluye Hong Kong.
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 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 2008.
Otros dos importantes consumidores son Japón y Alemania, que presentan un comportamiento distinto al de China
e India. Ambos países registraron durante el 2007 la demanda más baja de todo el periodo 1997-2007 y mantienen la
tendencia a reducir aún más su consumo de petróleo. Dado que son países altamente desarrollados, han llegado a un
nivel de saturación en el mercado automotriz, además de que en el caso de Alemania, se brindan apoyos importantes al
18
Secretaría de Energía
desarrollo de fuentes alternas como los biocombustibles, para moderar el consumo de petrolíferos. Además, estos países
cuentan con un marco legal diseñado para promover la eficiencia en el sector automotriz. Lo anterior se traduce en una
reducción del consumo de petróleo del sector transporte, que es el principal demandante de petróleo. De hecho, en
Europa y Eurasia el crecimiento de la demanda en el periodo ha sido relativamente bajo.
Gráfica 3
Demanda de petróleo por región, 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
Norteamérica
Centro y Sudamérica
Europa & Eurasia
Medio Oriente
África
Asia Pacífico
2007
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
Brasil es otro de los países que presentó un importante crecimiento en el consumo de energía en el periodo 20062007. Este país es el principal consumidor de petróleo en la región de Centro y Sudamérica, siendo el responsable de
39.9% del consumo regional.
1.3 Reservas mundiales, 1997-2007
El volumen de reservas mundiales es un indicador de cuánto petróleo queda en el subsuelo al ritmo de producción
actual que sea técnica y económicamente recuperable. Aún cuando los volúmenes varían a lo largo del tiempo, ya sea
por la producción o por la incorporación de nuevas reservas, estos explican el posible rumbo que puede tomar la
producción a nivel mundial, así como la importancia geopolítica de las regiones con altos volúmenes de reservas (por
ejemplo Medio Oriente).
19
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
1.3.1 Reservas probadas
Al cierre de 2007, el volumen de reservas probadas de petróleo crudo a nivel mundial se ubicó en 1,237.9 miles de
millones de barriles (mmmb), lo que significó una reducción de 0.1% respecto a 2006. Esta es la segunda ocasión en el
periodo 1997-2007, en que disminuye el volumen de reservas probadas y la primera desde el alza en los precios del
crudo a nivel internacional que comenzó en 1999. Generalmente un aumento en los precios del petróleo se traducía en
un aumento en el volumen de reservas probadas ya que, por definición, las reservas deben de ser comercialmente viables
para ser consideradas reservas probadas, por lo que a mayores precios del petróleo, un número mayor de yacimientos
cuyos costos de extracción son altos, pueden ser económicamente viables y pasar a esta clasificación.
Medio Oriente concentra el mayor volumen de reservas entre las distintas regiones, con una participación de 61.0%
del total de las reservas probadas de petróleo (véase gráfica 4). Es importante mencionar que entre 2006 y 2007 la
región mostró un ligero decremento en el volumen de sus reservas (0.1%), el único en todo el periodo de estudio. La
importancia en el volumen de reservas de esta región la ubica en un lugar estratégico hacia el futuro para abastecer la
demanda de este energético, ya que la integran a los primeros cinco países con mayor número de reservas de petróleo.
Tan sólo Arabia Saudita cuenta con reservas equivalentes a 21.3% del total mundial. Cabe señalar que en esta región se
encuentra el mayor número de países pertenecientes a la OPEP, organización que agrupa países que en conjunto poseen
75.5% de las reservas existentes a nivel mundial.
Gráfica 4
Reservas de petróleo por región, 19971997-2007
(miles de millones de barriles)
África , 75.3
Asia Pacífico
, 40.4
Asia Pacífico
, 40.8
Norteamérica
, 89.0
Centro y
Sudamérica
, 93.4
Norteamérica
, 69.3
Centro y
Sudamérica
, 111.2
África
, 117.5
Europa y
Eurasia
, 143.7
Europa y
Eurasia , 88.0
Medio
Oriente
, 755.3
Medio Oriente
, 683.2
2007
Reservas mundiales 1,237.9
1997
Reservas mundiales 1,069.3
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
20
Secretaría de Energía
Los países de Europa y Eurasia concentran 11.6% de las reservas mundiales. Éstas se concentran en tres países: la
Federación Rusa que aporta 55.3% de las reservas de petróleo en la región, Kazajistán que aporta 27.7%, y Noruega
con 5.7%; el resto de las reservas se distribuyen principalmente en Reino Unido, Dinamarca, Italia, entre otros.
En África se localizan reservas por 9.5% del total mundial, donde tres de los países en la región concentran más del
80% de las mismas, Libia (35.3%), Nigeria (30.8%) y Argelia (10.4%). Un elemento a destacar es que ninguno de
estos tres países reportaron variaciones en el volumen de sus reservas respecto a 2006, además de que los tres países
son miembros de la OPEP.
La región de América Central y del Sur cuenta con 9.0% de las reservas probadas en el mundo. Venezuela concentra
la mayor cantidad de reservas, con 78.3% del total de la región. El siguiente país en cuanto a volumen de reservas,
Brasil, tiene una aportación dentro del total regional de 11.4%. Ecuador ocupa el tercer puesto con reservas equivalentes
a 3.8% del total en la región. Cabe señalar que este país reingresó a la OPEP en noviembre de 2007.
América del Norte cuenta con reservas probadas equivalentes a 5.6% del total mundial. De los tres países, EUA es el
que presenta el mayor volumen, además de que sus reservas prácticamente no registraron variación entre 2006 y 2007,
tendencia que ha permanecido a lo largo del periodo de estudio (en 1997 sus reservas eran de 30.5 mmmb). Además,
EUA mantiene el mayor volumen de reservas estratégicas3, que al 7 de agosto de 2008 ascendían a 707.2 millones de
barriles4 (mmb). Canadá le sigue y al igual que EUA no presentó cambios entre 2006 y 2007. México se encuentra en
tercer lugar regional y presentó un decremento de 4.7% respecto a 2006.
La región de Asia Pacífico reporta el menor volumen de reservas a nivel mundial, concentrando 3.3% del total
global. En esta región China se ubica como el país con mayor volumen de reservas equivalentes a 37.9% del total
regional, seguida por la India y Malasia con 13.4% y 13.2%, respectivamente.
3
EUA al igual que todos los países pertenecientes a la Agencia Internacional de Energía que sean importadores netos de crudo requieren de
inventarios de petróleo de al menos 90 días de las importaciones netas del año anterior, de modo que el gobierno tenga control sobre estos
inventarios en caso de emergencia. Los países exentos a esta medida son Canadá, Dinamarca, Noruega y el Reino Unido.
4
Strategic Petroleum Reserve Inventory, http://www.spr.doe.gov/dir/dir.html
21
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Figura 1
Reservas probadas de los 20 primeros países al cierre de 2007 y localización1
Arabia Saudita
Irán
Irak
Kuwait
Emiratos Arabes Unidos
Venezuela
Federación Rusa
Libia
Kazajstán
Nigeria
E.U.A.
Canadá
Qatar
China
Argelia
Brasil
México*
Angola
Noruega
Azerbaiyán
Resto del mundo
Total mundial
OPEP
OCDE
Miles de millones
de barriles
264.2
138.4
115.0
101.5
97.8
87.0
79.4
41.5
39.8
36.2
29.4
27.7
27.4
15.5
12.3
12.6
12.2
9.0
8.2
7.0
75.70
1,237.9
934.7
88.3
% del total
21.3%
11.2%
9.3%
8.2%
7.9%
7.0%
6.4%
3.3%
3.2%
2.9%
2.4%
2.2%
2.2%
1.3%
1.0%
1.0%
1.0%
0.7%
0.7%
0.6%
6.1%
100%
75.5%
7.1%
Relación R/P
(años)
69.5
86.2
>100
>100
91.9
91.3
21.8
61.5
73.2
42.1
11.7
22.9
62.8
11.3
16.8
18.9
9.6
14.4
8.8
22.1
41.6
72.7
12.6
*Incluyen líquidos de planta (1.1 mmmb) y condensados (0.6 mmmb)
1
El número entre paréntesis muestra la posición que ocupa el país de acuerdo a su volumen de reservas a nivel mundial.
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008 y Pemex.
22
Secretaría de Energía
Tasa de restitución de reservas
Aún con los altos precios del crudo a nivel mundial alcanzados en 2007 y la expectativa de que se mantengan así en
el futuro inmediato, las reservas mundiales no se incrementaron. Con las condiciones imperantes en el sector (altos
precios de los servicios e instalaciones y un mayor riesgo geológico asociado a la exploración), el aumento en los
recursos destinados a exploración y producción de petróleo no fue significativo e incluso, se han reducido en algunas de
las empresas petroleras más importantes (véase cuadro 2).
De hecho, los datos sugieren que las compañías petroleras, en especial las grandes compañías internacionales, han
reaccionado de manera lenta a las señales de precios en comparación con periodos anteriores. Esto puede explicarse, en
parte, por los cambios en las políticas de países en los que llevan a cabo sus actividades, ya que es posible que el riesgo
de nacionalización en algunos países haya incrementado la incertidumbre por parte de estas compañías respecto a sus
inversiones, mientras que en otros países se han elevado los impuestos por explotar hidrocarburos (Canadá y EUA por
citar un ejemplo).
Cuadro 2
Gastos totales en exploración y producción de las
principales
principale s empresas petroleras, 19971997- 2007
(millones de dólares)
BP
Exploración y producción
1997
11,420
7,879
1998
10,362
6318
1999
7,345
4194
2000
11,171
6383
2001
13,200
8,627
2002
13,321
9,266
2003
13,986
9,658
2004
14,408
9,839
2005
14,149
10,398
2006
17,231
13,252
2007
20,641
14,207
tmca
6.1
6.1
ExxonMobil
Exploración y producción
13,021
8,188
15,535
10082
13,307
8428
11,168
6933
12,311
8,816
13,955
10,394
15,525
11,988
14,885
11,715
17,699
14,470
19,855
16,231
20,853
15,724
4.8
6.7
Total
Exploración y producción
8,813
5,079
9,700
6,108
9,049
5467
7,677
5191
9,506
6,746
9,191
6,500
8,740
5,996
10,812
7,696
13,928
10,091
14,881
11,302
16,064
12,156
6.2
9.1
Royal Dutch/Shell
Exploración y producción
12,274
5,724
12,859
6474
7,409
4137
6,209
3801
9,598
6,847
22,362
13,064
12,252
8,129
13,209
8,699
15,916
10,858
23,096
16,638
24,105
15,654
7.0
10.6
Chevron
Exploración y producción
11,471
8,067
9,333
5,811
10,137
7,290
9,520
6,251
12,028
7,129
9,255
6,283
7,363
5,675
8,315
6,321
11,063
8,389
16,611
12,819
20,026
15,538
5.7
6.8
Total
Total exploración y producción
56,999
34,937
57,789
34,793
47,247
29,516
45,745
28,559
56,643
38,165
68,084
45,507
57,866
41,446
61,629
44,270
72,755
54,206
91,674
70,242
101,689
73,279
6.0
7.7
Fuente: Annual Statistical Bulletin 2007, OPEP.
Asimismo, si se comparan las inversiones entre las compañías, no se tiene evidencia de que las compañías nacionales
hayan realizado menores inversiones que las privadas, al contrario, algunas compañías nacionales5 han incrementado sus
inversiones tanto a nivel local como internacional6.
5
6
Compañías con 100% de participación estatal (por ejemplo Saudi Aramco).
Fuente: World Economic Outlook 2007, Fondo Monetario Internacional.
23
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Los proyectos más atractivos para invertir fueron aquellos que toman mayor tiempo en desarrollar la exploración;
este fue el caso de los costa afuera de Brasil, África Occidental y Golfo de México, así como las arenas bituminosas en
Canadá y otros en Siberia.
De esta forma, las variaciones en los volúmenes de reservas por país, y las tasas de restitución no son tan
importantes como en años anteriores. En este sentido, sólo Brasil y Egipto presentaron variaciones positivas superiores a
0.1 miles de millones de barriles en sus reservas; mientras que México fue el país que presentó el mayor decremento
(véase gráfica 5). Los países no mostrados en la gráfica no presentaron variaciones considerables en sus volúmenes de
reservas.
Gráfica 5
Países con variaciones en el volumen de reservas probadas de países seleccionados, 20062006- 2007
(miles de millones de barriles)
Brasil
Egipto
China
Ecuador
India
Qatar
Siria
México*
-0.70
0.30
*Incluyen líquidos de planta y condensados
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, June 2008.
Relación
Relación reservareserva -producción
Esta relación indica los años con los que cuenta un país o región para agotar las reservas probadas que tiene
evaluadas en un punto determinado en el tiempo manteniendo un ritmo de producción específico. Gran parte de los
países que presentan los valores más altos en la relación reserva-producción son los pertenecientes a la OPEP, Iraq y
Kuwait, quienes superan los 100 años al nivel de producción actual. Otros países con alta relación R/P son: Emiratos
Árabes Unidos (91.9) Venezuela (91.3), Irán (86.2), Kazajstán (73.2), Arabia Saudita (69.5), Qatar (62.8) y Libia
(61.5).
24
Secretaría de Energía
El valor de esta relación a nivel mundial se ubica en 41.6 años, 1.1 años más que el año anterior. Este incremento se
explica porque, aun cuando el volumen de reservas originales tuvo una ligera reducción, el volumen de producción
también disminuyó.
Gráfica 6
Relación reserva probadaprobada-producción por región, 2007
(años)
82.2
Promedio mundial
41.6
45.9
31.2
22.1
13.9
14.2
Norteamérica
Asia Pacífico
Europa & Eurasia
África
Centro y Sudamérica
Medio Oriente
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, June 2008.
La diferencia más notoria se aprecia entre los países miembros de la OPEP y la OCDE. Mientras los primeros poseen
una relación reserva probada producción de 72.7 años, el valor de esta relación en el caso de los segundos es de 12.6
años, y decrece si sólo se consideran los países pertenecientes a la Comunidad Europea, en cuyo caso la relación es de
7.8 años. La mayor parte de las reservas que se encuentran en Europa y Eurasia se localizan en los países de la ex Unión
Soviética que ubican esta relación en 27.4 años. Por región, el mayor valor de este parámetro corresponde a Medio
Oriente, seguido por Centro y Sudamérica, África, Europa y Eurasia (véase gráfica 6).
1.4 Producción mundial, 1997-2007
Durante el 2007 se presentaron varios conflictos en los mercados energéticos a nivel mundial, principalmente en el
mercado del petróleo. La oferta de crudo de Nigeria se interrumpió como resultado del agravamiento del conflicto civil
en el Delta del Níger. Diversos ataques a las instalaciones petroleras forzaron a que las compañías disminuyeran e incluso
llegaran a parar su producción, retrasando las entregas de crudo a distintos mercados, por lo que un total de 750 mbd se
dejaron de producir en ese país. Además, la tensión civil existente en Iraq ha continuado con la interrupción de la
producción de petróleo. También hubo desacuerdos entre Rusia y algunos de sus países vecinos sobre las tarifas de
25
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
transporte, lo que generó preocupación en los países importadores sobre la seguridad de abasto, originando
interrupciones de los flujos de petróleo que cruzan por Bielorrusia desde comienzos de 2006.
A pesar de estas situaciones y del aumento en la demanda, la OPEP anunció un corte en su producción. Como
resultado, la oferta mundial de crudo tuvo un ligero decremento de 0.2% en 2007 respecto a 2006, con lo que se ubicó
en 81,533 mbd.
En contraste, la producción de los campos costa afuera en Brasil y el Golfo de México permanecieron sin variaciones
importantes. Además, se presentaron disminuciones mayores a las esperadas en México, Alaska y el Mar del Norte,
impactando fuertemente la producción de los países de la OCDE, que tuvieron una variación negativa en su producción
de -1.4% entre 2006 y 2007. En general, el crecimiento en la producción de los países no OPEP continúa deteniéndose
por salidas inesperadas y retrasos en los proyectos (en algunos casos atribuibles a cambios en los términos
contractuales).
En el caso de los países pertenecientes a la OPEP la reducción en la producción se debe principalmente a las
decisiones de cortar las cuotas de producción en 1.2 millones de barriles diarios (mmbd) comenzando en noviembre de
2006 y de otros 0.5 mmbd en febrero de 2007. Incluso, la producción de la OPEP hubiera sido menor de no ser por los
incrementos en Angola e Iraq, países que no estuvieron sujetos a cuotas de producción durante 20077 y de la decisión
de la OPEP de incrementar su producción en 0.5 mmbd en septiembre de 2007.
Considerando lo anterior, se enfrentan grandes retos en el futuro, particularmente asociados con los riesgos
geológicos y tecnológicos, así como los incrementos en los costos, incluyendo mayores impuestos y regalías. Como
ejemplo de lo anterior se tienen esfuerzos por Kazajistán para incrementar la participación de su compañía estatal en
Kashagan; los incrementos de los cobros de regalías a las empresas petroleras en Alberta, Canadá; la salida forzada de
Shell y BP de los proyectos en Sakhalin y Koytka en Rusia. Debido a que se prevé que algunos de estos factores
permanezcan, se espera que continúen las restricciones en la oferta de crudo y que sea una de las variables dominantes
en la fijación de los precios en los siguientes años.
Por otro lado, la capacidad excedente de producción de los países OPEP mostró una ligera mejoría respecto a 2006,
pero aún se encuentra muy lejos del máximo alcanzado en el periodo 1997-2007 que fue de 7.31 mmbd en 2002 e
incluso del promedio en esos años (véase gráfica 7). Asimismo, el incremento en la capacidad excedente se dio en parte
como resultado de la caída en la producción de estos países, no como un aumento real en la capacidad de producción.
Este margen funciona como una medida de flexibilidad que permite absorber interrupciones en el mercado petrolero
internacional, como por ejemplo crisis políticas, fuerzas de la naturaleza e incluso movimientos en el consumo.
7
Desde principios de 2008 la producción de Angola está sujeta a cuotas, con un límite inicial de 1.9 mmbd, este nivel se ubica por debajo de su
capacidad potencial de 2.2 mmbd.
26
Secretaría de Energía
Gráfica 7
Capacidad de producción excedente efectiva de la OPEP
(porcentaje de la demanda mundial)
Fuente: World Economic Outlook 2007, Fondo Monetario Internacional.
Además de que aún no se han recuperado los márgenes de capacidad excedente por parte de estos países, debe de
considerarse que actualmente la mayor parte del margen de producción excedente corre por cuenta de Arabia Saudita y
que este es principalmente de crudo pesado. Esto ocasiona que, si existiera alguna disrupción en la oferta de crudo, en
especial de crudos ligeros, habría mayor tensión en el mercado petrolero mundial e incrementarían más los precios del
petróleo.
La región que presenta la mayor producción es Medio Oriente con 25,176 mbd lo que representó 30.9% del total
mundial (véase gráfica 8), congruente con el volumen de reservas que posee esta región. Cabe señalar que la producción
de esta región sufrió de un decremento respecto a 2006 de -1.8% atribuible principalmente a la reducción en la
producción de Arabia Saudita.
Le sigue la región de Europa y Eurasia, que concentró 22.0% de la producción mundial equivalente a 17,835 mbd.
Esta región mostró un incremento en la producción respecto a 2006 lo que se explica en su mayor parte por los
incrementos registrados en Rusia que por noveno año consecutivo ha aumentado sus niveles. Por otro lado, otros países
importantes respecto a la producción de aceite en la región mantienen su tendencia a la baja. Noruega sufrió una
reducción de 7.7% respecto a 2006, además de que desde 2001 (año en que este país alcanzó su máximo en el
periodo de estudio) su producción ha ido a la baja. Reino Unido también presenta la misma tendencia, y aunque de
2006 a 2007 su producción no registró variación alguna, no ha mostrado crecimiento desde 1999. Durante periodo
1999-2007 su producción se redujo 43.8%.
La producción de América del Norte en 2007 fue de 13,665 mbd y su participación dentro de la producción global
fue de 16.5%. Entre 2006 y 2007 registró un decremento de 0.5%, atribuible principalmente, a la menor producción
en México, directamente asociada a la declinación de su yacimiento más importante, Cantarell. EUA es el país de la
27
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
región con mayor producción, registrando un incremento de 0.4% respecto al año anterior. Por su parte, Canadá ha
aumentado sus volúmenes de producción a lo largo del periodo, en donde incluso han entrado los recursos no
convencionales de petróleo como las arenas bituminosas, a partir de las cuales se produce crudo sintético.
Gráfica 8
Producción de petróleo crudo por región, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
90,000
80,000
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
1997
1998
Norteamérica
1999
2000
Centro y Sudamérica
2001
2002
Europa y Eurasia
2003
2004
Medio Oriente
2005
África
2006
2007
Asia Pacífico
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
África es la cuarta región en cuanto a volumen de producción aportando 12.5% del total mundial. En esta región se
encuentran productores importantes como Nigeria, Argelia, Libia y Angola entre otros. Esos cuatro países concentraron
76.8% del total de la producción en la región durante 2007. La tendencia en la producción de la región ha ido a la alza
desde 1999, incrementándose 3.9% en promedio anual entre ese año y 2007.
De acuerdo a su aportación en la producción, las siguientes regiones son Asia Pacífico y Centro y Sudamérica. En el
caso de Asia Pacífico, la producción tuvo un incremento de 0.3% entre 2006 y 2007 ubicándola en 7,907 mmb. China
es el principal productor de la región, con una producción equivalente a 47.3% del total regional, le siguen Indonesia
(12.3%) e India (10.1%). Por su parte Centro y Sudamérica tiene una producción de 6,633 mbd, es decir, 8.5% del
total mundial. Esta fue la región que presentó el mayor decremento porcentual entre 2006 y 2007, asociado
principalmente a la baja en la producción de Venezuela (-7.2% respecto a su producción en 2006), Ecuador (-4.5%) y
Trinidad y Tobago (-12.5), mientras que Brasil, que contribuye con 27.6% de la producción de la región, presentó un
incremento significativo en su producción a lo largo del periodo 1997-2007 de 111.1%.
28
Secretaría de Energía
Con respecto a la participación de los países de la OPEP en la producción total se observa que ésta ha permanecido
estable en el periodo, oscilando entre 40% y 43% en promedio (véase gráfica 9). Hacia el futuro se espera que la
participación de estos países se incremente debido al volumen de reservas con el que cuentan.
Gráfica 9
Producción de petróleo crudo OPEP vs NoNo-OPEP, 1997
1997-2007
2007
(miles de barriles diarios)
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
0
10,000
20,000
30,000
OPEP
40,000
OCDE
50,000
60,000
70,000
80,000
Resto del mundo
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
Otro factor que influye en la mayor participación de los países OPEP fueron los cambios registrados en 2007 en
donde Angola se unió a esta organización a principios del año y Ecuador regresó hacia finales de noviembre. Con esto la
OPEP ganó el 2% del mercado cuando Angola se adhirió y 0.7% cuando lo hizo Ecuador.
La producción conjunta de los 15 principales países representa 74.9% de la oferta mundial, donde México se ubica
en el sexto lugar a nivel internacional y el segundo en América.
29
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 3
Principales países productores de petróleo, 2007*
Posición
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
País
Arabia Saudita
Rusia
EUA
Irán
China
México
Canadá
Emiratos Árabes Unidos
Kuwait
Venezuela
Noruega
Nigeria
Irak
Brasil
Libia
Total
Resto del mundo
2006
2007
10,852.7
9,769.4
6,841.0
4,388.4
3,683.6
3,683.0
3,208.4
2,970.9
2,682.3
2,808.0
2,778.5
2,473.9
1,999.0
1,809.1
1,834.4
61,782.6
19,876.4
10,412.7
9,978.0
6,879.0
4,401.1
3,743.4
3,477.2
3,308.7
2,914.9
2,625.8
2,612.5
2,556.1
2,355.9
2,144.7
1,832.7
1,847.7
61,090.2
20,442.7
Variación 20062007 (%)
-4.1%
2.2%
0.4%
0.4%
1.6%
-5.5%
3.6%
-2.3%
-2.1%
-7.2%
-7.7%
-4.8%
7.3%
1.4%
0.5%
-1.1%
2.8%
*Se incluyen líquidos de planta
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, June 2008.
1.5 Comercio internacional
El comercio internacional de petróleo ha ido al alza. Entre 1997 y 2007, las exportaciones de crudo aumentaron
29%, al pasar de 34,766.2 mbd a 44,832.4 mbd, además de que se espera que esta tendencia se mantenga. Las
variaciones registradas en el último año muestran cómo los países con economías emergentes como China e India han
aumentado su consumo energético debido a su rápido crecimiento económico, lo que se traduce en importantes
aumentos en sus volúmenes de importación de crudo. Por otro lado, los países más desarrollados mantienen su volumen
de importaciones más estable e incluso algunos registran decrementos, como EUA que, al tener una mayor producción
nacional, redujo el volumen de importaciones, o como Japón que mostró un decremento en el consumo de este
energético al igual que Alemania.
Los países que registran el mayor volumen de importaciones son EUA, las cuales representaron 22.9% del total en
2007, Japón (9.1%) y China (7.5%). De estos tres países el único que registró incrementos fue China, con un
aumento de 11.9% (véase cuadro 4).
En lo que respecta a los países exportadores, Irán desplazó a los Emiratos Árabes Unidos del tercer puesto como país
exportador, además de que, tanto Iraq como Angola registraron incrementos en sus volúmenes de exportación, lo que se
debe principalmente a que estos países no tuvieron restricciones de producción (cuotas) por parte de la OPEP en 2007,
permitiéndoles elevar la producción y por consiguiente el volumen exportable. Argelia fue el país que registró el mayor
incremento con 32.3% entre 2006 y 2007.
30
Secretaría de Energía
Cuadro 4
Principales países importadores y exportadores de crudo, 2006 y 2007*
(miles de barriles diarios)
Países importadores
País
EUA
Japón
China
India
Corea del Sur
Alemania
Italia
Francia
Singapur
España
Reino Unido
Holanda
Canadá
Tailandia
Bélgica
Total Mundial
2006
10,118.0
4,062.9
2,928.0
2,207.0
2,412.5
2,246.5
1,752.8
1,670.6
1,183.7
1,207.5
1,048.7
959.7
825.1
828.1
636.8
43,385.6
Países exportadores
Variación
2006-2007
(%)
10,017.0
-1.0
3,985.6
-1.9
3,276.7
11.9
2,396.0
8.6
2,392.3
-0.8
2,189.8
-2.5
1,775.8
1.3
1,646.0
-1.5
1,268.1
7.1
1,149.7
-4.8
1,018.0
-2.9
985.8
2.7
837.8
1.5
801.1
-3.3
665.7
4.5
0.8
43,727.3
2007
País
ExURSS
Arabia Saudita
Irán
Emiratos Árabes Unidos
Noruega
Nigeria
Venezuela
México
Iraq
Kuwait
Canadá
Libia
Argelia
Reino Unido
Angola
Total Mundial
2006
8,195.0
7,029.4
2,377.2
2,420.3
2,314.1
2,248.4
1,919.4
1,792.7
1,467.8
1,723.4
1,372.8
1,425.6
947.2
1,090.5
1,010.3
43,661.2
2007
8,549.7
6,962.1
2,466.8
2,342.7
2,332.7
2,144.1
2,115.6
1,686.2
1,643.0
1,612.9
1,401.2
1,377.8
1,253.5
1,210.4
1,157.6
44,832.4
Variación
2006-2007
(%)
4.3
-1
3.8
-3.2
0.8
-4.6
10.2
-5.9
11.9
-6.4
2.1
-3.4
32.3
11
14.6
2.7
*El valor para México se obtuvo con base en el Anuario estadístico 2007, Pemex.
Fuente: Annual Statistical Bulletin 2007, OPEP.
Cabe señalar que la participación en el volumen de exportaciones por parte de los países de la OPEP durante 2007
fue de 53.6% en el total.
1.6 Precios del petróleo, 1997-2007
Después de un fuerte incremento en la primera mitad de 2007, los precios del petróleo experimentaron otro
aumento importante desde finales de agosto. A lo largo del año, los precios spot del WTI, incrementaron de 58 USD/bbl
(dólares por barril) en enero 2007 a más de 100 USD/bbl en enero de 2008 (véase gráfica 10).
El incremento en los precios en la segunda mitad de 2007 fue consecuencia de crecientes preocupaciones sobre la
inseguridad en Medio Oriente y algunos cierres de producción ocasionados por condiciones climatológicas adversas.
Estos eventos considerados de manera aislada no son inusuales, sin embargo ocurrieron en un momento donde existía
gran tensión en el balance del mercado de petróleo y los precios eran muy sensibles a cualquier noticia que denotara una
posible disrupción o baja en la oferta de crudo. Otro factor que impactó los precios del crudo a nivel internacional fue la
debilidad del dólar.
31
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 10
Precio del crudo Brent, 1997
1997- 2007
80.0
70.0
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
1997
1998
1999 2000
2001
USD corrientes
2002
2003 2004
2005
2006
2007
USD de 2007
Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008.
La depreciación que sufrió la moneda estadounidense hasta 2007 coincide con el incremento en los precios de
commodities como el petróleo. Lo anterior se explica porque en los últimos 20 años los precios han estado
correlacionados negativamente con el dólar estadounidense.
Las variaciones en la tasa de cambio del dólar tienen impactos significativos en los precios del petróleo. En el largo
plazo una depreciación de 1% en esta divisa se asocia con incrementos en el precio del petróleo, mientras que en el
corto plazo, la respuesta en los cambios se encuentra muy correlacionada. Esto se debe a que el petróleo se considera
como un bien susceptible a almacenar por lo que se prefiere a otros commodities que sean renovables o perecederos8.
La OPEP trató de desacelerar la escalada en los precios del petróleo en el segundo semestre de 2007 y anunció un
aumento de 500 mbd en septiembre de 2007, pero esto no detuvo el incremento en los precios que siguieron
rompiendo records históricos.
A nivel mundial existen tres crudos de referencia contra los cuales los crudos de distintas regiones fijan su precio de
acuerdo a diferenciales de calidad:
8
•
West Texas Intermediate (WTI) es el crudo de referencia usado por gran parte del hemisferio occidental.
•
North Sea Brent es el crudo marcador para crudos de Europa, África y Asia Central, así como de los crudos
de Medio Oriente que tienen como destino los mercados occidentales.
•
Dubai Fateh es el crudo marcador que se utiliza en los mercados de Asia.
Fuente: World Economic Outlook 2007, Fondo Monetario Internacional.
32
Secretaría de Energía
Estos tres marcadores generalmente son útiles medidores de las condiciones del mercado petrolero, excepto durante
periodos de disturbios prolongados y localizados. Debido a que los crudos a los cuales sirven de marcadores son de
distintas calidades, sus precios varían. Sin embargo, debido a las posibilidades de arbitraje en los mercados, los
diferenciales de precios son generalmente constantes y el precio de los crudos marcadores se encuentra altamente
correlacionado (véase gráfica 11). Las excepciones se presentan durante disturbios focalizados debido a la
especialización en las cadenas de abastecimiento a nivel regional (por ejemplo en el verano de 2007 el crudo WTI se
comercializó con un descuento sobre el Brent debido a problemas en las refinerías del medio oeste de EUA).
Gráfica 11
Crudos marcadores y correlación entre precios diarios, 19971997-2007
(coeficientes de correlación)
Fuente: World Economic Outlook 2007, Fondo Monetario Internacional.
1.7 Fuentes no convencionales de petróleo
No existe una definición clara sobre las reservas de petróleo no convencionales ya que son tan diversas como el
kerógeno de los esquistos (shale oil), bitumen, líquidos obtenidos a partir de gas o carbón, así como crudo extrapesado.
Todos estos son fuentes potenciales de crudo sintético.
•
Bitumen (arenas bituminosas): El bitumen es un tipo de aceite semisólido degradado, que en su estado
natural se encuentra en depósitos de roca llamados arenas bituminosas, compuestas por arcilla y partículas
de arena con agua y bitumen. El bitumen localizado en las arenas puede recuperarse empleando minería de
superficie (alrededor de dos toneladas de arena deben de ser procesadas para producir un barril de crudo
sintético). El bitumen de arenas localizadas a grandes profundidades se recupera por la inyección de vapor al
depósito de arenas, reduciendo así la viscosidad del bitumen e incrementando la presión del reservorio,
permitiendo que el bitumen fluya a los pozos de recuperación. El bitumen recuperado se procesa
33
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
posteriormente para la formación de crudo sintético. Las mayores reservas de estos hidrocarburos se
localizan en la provincia de Alberta en Canadá.
•
Crudo extrapesado.extrapesado se cree que los depósitos de este tipo de crudo son los remanentes de petróleo
convencional del cual los componentes ligeros se degradaron. Este término se aplica a cualquier tipo de
crudo que no fluye fácilmente y se aplica a cuestiones técnicas que involucran el bombeo, transporte y
refinación de este aceite pesado. Generalmente debe añadirse un tipo de diluyente que reduce la viscosidad
cada determinada distancia para mantener su flujo. Este crudo puede procesarse para formar crudo sintético
con gravedades especificas que van desde 20 a más de 30°API. Las mayores reservas se encuentran en la
faja del Orinoco en Venezuela.
•
Kerógeno de esquistos (Shale Oil).Oil) El kerógeno es material orgánico de plantas y animales alterado por
acción de bacterias que se encuentran típicamente en rocas metamórficas y que no ha sido sometido a
temperatura y presión suficiente para ser transformado en petróleo.
•
Carbón a liquido (Ctl).(Ctl).- es un proceso probado para convertir carbón en productos derivados del petróleo
que sean económicamente competitivos. En la década de los 70’s cuando la oferta de gas natural parecía
disminuir, la gasificación del carbón tomó cierto auge, mismo que perdió posteriormente cuando grandes
cantidades de gas natural fueron ofertadas una vez más. El proceso de gasificación convierte los materiales
del carbón en monóxido de carbón e hidrógeno. Algunos de los materiales que se emplean con este fin son
carbón y productos derivados del petróleo. Los procesos de gasificación varían en muchos aspectos pero
comparten algunas características de producción. La materia prima se introduce en un gasificador donde se
somete a altas temperaturas y presiones en presencia de poco oxigeno. Esto produce gas de síntesis o
sintético (Syngas), compuesto principalmente por monóxido de carbón e hidrógeno (más de 85% en
volumen) y pequeñas cantidades de dióxido de carbono y metano. Posterior a esto se emplea la técnica de
GtL.
•
Gas a liquido (GtL).(GtL) generalmente este proceso no es competitivo cuando se le compara a la producción
convencional de petróleo. Existen dos métodos para convertir los gases en líquidos: directo e indirecto. En el
método directo la conversión del metano evita los costos relacionados con la producción de gas de síntesis,
sin embargo tiene una alta energía de activación por lo que es difícil de controlar. La conversión indirecta
puede realizarse usando la síntesis de Fischer Tropsch o vía metanol.
Actualmente, el volumen de hidrocarburos no convencionales sobrepasa el de petróleo convencional. Tal como es al
día de hoy, en el mediano a largo plazo, casi la totalidad de la oferta no convencional de crudo provendrá de crudo
extrapesado, arenas bituminosas, GtL, CtL y esquistos.
Se espera que el mundo dependa cada vez más de las fuentes no convencionales de petróleo para satisfacer la
creciente demanda por productos derivados. Además de las arenas bituminosas en Canadá (1.3 mmbd en 2007) y el
crudo extra pesado en Venezuela (600 mbd en 2007), se han desarrollado tecnologías como las descritas
anteriormente. Se espera que la producción empleando cualquiera de los métodos antes mencionados aumente de 880
mbd en 2007 a más de 1.9 mmmbd en 2012.
34
Secretaría de Energía
Cuadro 5
Producción de crudo no convencional de fuentes seleccionadas
seleccionadas hacia 2012
Variaciones
2007-2012
GtL
CtL
Total
miles de barriles
diarios
370.0
30.0
400.0
Fuente: L'offre et la demande pétrolières, Panorama 2008, Institut Français du Pétrole.
A largo plazo, se espera que la contribución del crudo no convencional por parte de los países no OPEP a la oferta de
crudo se incremente a 6 mmbd hacia 2030. La mayor contribución será por parte de las arenas bituminosas en Canadá
que cuenta con reservas totales de 1.6 billones de barriles de bitumen y más de 170 mil millones de lo que se considera
reserva recuperable bajo las condiciones económicas y técnicas actuales, por lo que las reservas de este país son lo
suficientemente grandes para sustentar un incremento en la oferta. Sin embargo, tan sólo 20 mil millones están siendo
actualmente desarrolladas. Se prevé que hacia 2020 la producción de estos hidrocarburos alcance 3.8 mmbd y 5 mmbd
en 20309.
Aún así existen restricciones sobre cuánto puede expandirse esta producción; por ejemplo, la infraestructura de
transporte, al igual que la falta de personal especializado, escasez de agua o agua degradada y de baja calidad en la
superficie, así como la disponibilidad y costo del gas natural. Más aún, los posibles costos asociados a la emisión de gases
efecto invernadero pueden limitar el desarrollo de este recurso.
Algunos de los proyectos de mayor importancia que actualmente se encuentran en desarrollo son las arenas
bituminosas en Canadá, ya que en este país se concentra una gran cantidad de reservas además de que es muy estable
económica y políticamente, lo que lo hace atractivo para las compañías que prefieren realizar inversiones en este país.
Además de que, con los altos precios del petróleo así como los avances tecnológicos, se han motivado el desarrollo de
estos proyectos. La fase uno en Long Lake comenzó la inyección de vapor en 2007, con una producción de 60 mbd de
crudo sintético en la primera mitad de 2008, una vez que finalice la construcción del mejorador de crudo. En 2008
también se contempla la conclusión de la primera fase de la mina Horizon (110 mbd) y del proyecto Jackfish (35 mbd).
Por otra parte, Suncor busca expandir el proyecto Voyageur, específicamente el mejorador Millennium, que contempla la
producción de la mina Steepbank y del proyecto de drenaje asistido por vapor Firebag. Esto aumentará la capacidad de
90 mbd a 350 mbd en 2008. Además de que se prevé que exista un mayor crecimiento por la expansión del North
Steepbank y la construcción del nuevo mejorador Voyageur, así como de la infraestructura de soporte, con lo que se
espera añadir otros 330 mbd a la producción hacia 2012.
9
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
35
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 6
Producción de crudo no convencional de países no OPEP1
(millones de barriles diarios)
EUA y Canadá
Europa Occidental
OCDE Pacífico
OCDE
América Latina
Medio Oriente y África
Asia
China
Países en desarrollo sin OPEP
Rusia
No-OPEP
2006
1.4
0.0
0.0
1.4
0.0
0.2
0.0
0.0
0.2
0.0
1.6
2012
2.3
0.1
0.0
2.3
0.0
0.2
0.0
0.1
0.3
0.0
2.6
2015
3.1
0.1
0.1
3.2
0.0
0.2
0.0
0.2
0.4
0.0
3.6
2020
4.1
0.1
0.1
4.2
0.0
0.2
0.1
0.4
0.7
0.1
5.0
2025
5.1
0.1
0.1
5.2
0.1
0.3
0.1
0.6
1.1
0.1
6.4
tmca
2030 2006-2030
5.9
6.2
0.1
na
0.1
na
6.0
6.3
0.1
na
0.3
1.7
0.2
na
0.8
na
1.3
8.1
0.1
na
7.5
6.6
na: no aplica.
1
No incluye biocombustibles.
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
Otros proyectos importantes que se espera comiencen en los próximos años son la expansión de Muskeg (más de
100 mbd), las primeras fases de Fort Hills (140 mbd)en 2012 y Jackpine (200 mbd) con las segundas fases
proyectadas hacia 2015. Adicionalmente, los proyectos Joslyn Creek, Christina Lake-Foster Creek, Sunrise, Leismer,
Lewis y Kearl añadirán alrededor de 1.5 mmbd a la oferta entre 2013 y 2018.
El petróleo no convencional proveniente de las reservas de esquistos tendrá una contribución marginal hacia 2030,
pero se esperan incrementos en CtL y GtL. En conjunto su contribución oscilará en 3.7 mmbd hacia 2030. Se estima
que la producción de líquidos (GtL) de los países no OPEP alcanzará 500 mbd hacia 2030. Asimismo, se espera que la
oferta provenga principalmente de Sudáfrica, Australia, Malasia y China. La oferta de CtL crecerá, aproximadamente, de
150 mbd en 2006 a 800 mbd en 2020 hasta alcanzar 1.5 mmbd en 2030 y provendrá principalmente de Sudáfrica,
China y EUA. Sin embargo, debe de recordarse que los proyectos GtL y CtL son intensivos en capital y sus costos han
sufrido incrementos en el pasado. Además, ambos procesos presentan bajas eficiencias, mientras que los CtL involucran
el uso de gran cantidad de agua.
En lo que se refiere al crecimiento en la oferta de fuentes no convencionales por parte de los países de la OPEP se
espera que continúe incrementándose a un promedio anual de 400 mbd, con lo que la oferta en 2012 se ubicará en 6.6
mmbd y hacia 2030 en 9.8 mmbd.
36
Secretaría de Energía
1.8 Prospectiva de la oferta y la demanda
Demanda
Mientras que en algunos países la oferta de petróleo se ve limitada, los pronósticos de la demanda sugieren un rápido
crecimiento. Los países con economías emergentes crecen de manera importante y las necesidades energéticas a nivel
mundial aumentan debido a que el nivel de ingreso de la población crece sustancialmente. De acuerdo a la Agencia
Internacional de Energía, el Producto Interno Bruto (PIB) mundial seguirá aumentando hasta 2030, presentando las
mayores tasas de crecimiento en los países en vías de desarrollo10.
El pronóstico para el aumento de demanda de petróleo es de 29 mmbd hacia 2030 con lo que alcanzará 113
mmbd. En el mediano plazo, hacia 2012, se espera un incremento promedio anual de 1.3 mmbd, que irá a la baja
conforme pase el tiempo hasta ubicarse en 1.2 mmbd. Los países en vías de desarrollo serán responsables de gran parte
de este aumento con un consumo que prácticamente se duplicará al alcanzar 56.2 mmbd en 2030. De éstos, los países
asiáticos tendrán un incremento de 17 mmbd, más de dos tercios del incremento por parte de los países en desarrollo.
Aún así, hacia 2030, los habitantes de los países en vías de desarrollo consumirán cinco veces menos en promedio que
los países de la OCDE.
Cuadro 7
Incremento en la demanda de petróleo por región,
región, 20062006-2030
(millones de barriles diarios)
América del Norte
Europa Occiental
OCDE Pacífico
OCDE
América Latina
Medio Oriente y África
Asia del Sur
Sudeste Asiático
China
OPEP
Países en desarrollo
ExURSS
Otros Europa
Economías en transición
Total Mundial
2006
25.3
15.7
8.5
49.4
4.4
3.1
3.2
4.5
7.1
8
30.4
3.9
0.9
4.8
84.7
2012
26.2
15.8
8.3
50.4
4.9
3.7
4.3
5.4
9.3
9.1
36.8
4.2
1
5.2
92.3
2015
26.6
16
8.3
50.9
5.2
4
5
5.8
10.3
9.7
40
4.3
1
5.3
96.1
2020
27
16.1
8.2
51.4
5.6
4.5
6.1
6.6
12
10.6
45.3
4.4
1
5.5
102.2
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
10
Fuente: L'offre et la demande pétrolières,,Panorama 2008, Institut Français du Pétrole.
37
2025
27.3
16.2
8.1
51.6
5.9
5
7.2
7.4
13.6
11.4
50.6
4.5
1
5.6
107.7
tmca
2030 2006-2030
27.4
0.3
16.2
0.1
7.9
-0.3
51.5
0.2
6.2
1.4
5.6
2.5
8.5
4.2
8.2
2.5
15.4
3.3
12.2
1.8
56.2
2.6
4.7
0.8
1.1
0.8
5.7
0.7
113.3
1.2
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
El sector transporte será el mayor responsable en el incremento en la demanda de petróleo crudo, de hecho, para los
países de la OCDE y de economías en transición, el aumento se relaciona únicamente por el incremento en la demanda
por parte de este sector conforme el número de vehículos se mantiene al alza.
Gráfica 12
Distribución de la demanda de petróleo crudo por sector
(%)
2005
Bunkers
marinos
4%
Transporte
49%
2030
Bunkers
marinos
6%
Generación
de
electricidad
7%
Generación
de
electricidad
6%
Residencial/
comercial/
agricultura
Residencial/
comercial/
agricultura
13%
12%
Industrial
27%
Transporte
52%
Industrial
24%
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
Las mejoras en las eficiencias que se han considerado en la proyección, buscan reflejar el impacto de los altos precios
del petróleo y los subsidios más bajos en los países en desarrollo, así como el impacto de los nuevos estándares de
eficiencia. Como es lógico, el potencial de expansión el parque vehicular es más grande en dichos países, y por
consiguiente sus aumentos en la demanda de petróleo serán mayores. El uso del petróleo con otros fines, como en la
industria petroquímica, también se espera que aumente en los países con economías en transición, así como incrementos
significativos en la demanda de bunkers marinos.
En cuanto a la participación del petróleo en la matriz energética, se prevé que, aún con los aumentos en la demanda
de este energético, se reduzca, principalmente como resultado de la sustitución por otros combustibles como gas natural
y carbón (véase cuadro 8). En ambos se contempla un aumento del uso de estos combustibles en la generación de
electricidad. En el caso del gas natural el incremento se asocia con mejores eficiencias y menor impacto ambiental,
siendo mayor en países como China, miembros de la OPEP, Europa Occidental y aquellos en desarrollo. Por otro lado, el
aumento en el uso de carbón será impulsado por países como China y EUA, pues poseen amplias reservas que buscarán
aprovechar para instalar una mayor cantidad de termoeléctricas que operen a base de carbón.
38
Secretaría de Energía
Cuadro 8
Participación mundial en la oferta de energía primaria
Nivel de crecimiento
(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)
2006
2010
2020
Petróleo
4,031
4,257
4,830
Carbón
2,989
3,298
3,993
Gas natural
2,400
2,637
3,239
Nuclear
731
762
864
Hidro
251
278
350
Biomasa
349
408
537
Otras Renovables
61
81
150
Total
10,813
11,720
13,964
2030
5,360
4,655
3,993
1,022
427
674
258
16,389
tmca
2006–2030
1.2
1.9
2.1
1.4
2.2
2.8
6.2
1.7
2006
37.3
27.6
22.2
6.8
2.3
3.2
0.6
100
Participación
2010
36.3
28.1
22.5
6.5
2.4
3.5
0.7
100
(%)
2020
34.6
28.6
23.2
6.2
2.5
3.8
1.1
100
2030
32.7
28.4
24.4
6.2
2.6
4.1
1.6
100
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
Oferta
Se pronostica que entre 2007 y 2012 la oferta de petróleo crezca en alrededor de 1.64 millones de barriles diarios
(mmbd), ubicando la capacidad de producción en 93.6 mmbd en el año 2012. En los países de la OPEP se dará el 90%
del incremento con lo que esta organización verá un aumento de 19.5% (7.3 mmbd) principalmente por los
incrementos en Arabia Saudita, Nigeria y Angola. Se espera que la producción se eleve en la mayor parte de los países de
la OPEP, con excepción de Argelia (-120 mbd) e Indonesia (-89 mbd). Por el contrario, la capacidad de Angola es una
de las que presentará el mayor crecimiento (781 mmbd) entre 2007 y 2012. Con esto se espera que la proporción del
mercado de esta organización se incremente hacia el futuro.
Se prevé que la oferta de los países no OPEP crezca en 800 mbd en esos años (1.7%), siendo los principales
contribuidores países como Kazajstán, Canadá (con la producción de arenas bituminosas), Azerbaiyán, así como las
aguas profundas en Brasil y el Golfo de México.
Cuadro 9
Incrementos en la capacidad de producción de petróleo crudo por región a 2012
Variaciones
2007-2012
Medio Oriente
África
Ex URSS
América del Norte
América del Sur
Asia/Oceania
Europa
OPEP
No OPEP
Mundial
%
17.2
13.0
10.0
7.0
13.0
2.0
-21.3
19.5
1.7
9.6
miles de barriles
diarios
4,643.0
1,424.0
1,293.0
981.0
906.0
158.0
-1,208.0
7,384.0
814.0
8,198.0
Fuente: L'offre et la demande pétrolières, Panorama 2008, Institut Français du Pétrole.
39
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Por región se espera que el Medio Oriente incremente su capacidad 17% (4.6 mmbd) hacia el 2012, lo que
representa más del 50% del incremento mundial en esos años. De acuerdo con el plan de Saudi Aramco, Arabia Saudita
registrará un incremento de 2.37 mmbd para alcanzar 14.5 mmbd de capacidad de producción hacia 2010 (incluyendo
líquidos de gas natural LGN). La capacidad en Qatar crecerá en 870 mbd, principalmente asociada a incrementos en la
producción de condensados y LGN asociados al desarrollo en North Dome. Irán por su parte se enfrenta con campos de
producción maduros y retrasos en el desarrollo de proyectos clave (por ejemplo Azadegan y Agha Jari) por lo que la
Compañía Nacional de Petróleo Iraní (NIOC por sus siglas en inglés) dependerá fuertemente del uso intensivo de
métodos de recuperación asistida para mantener los niveles de producción actuales, sin embargo, la demanda de gas para
reinyección en este país está incrementándose más rápidamente que la producción, por lo que se verá forzado a realizar
intercambios entre el consumo doméstico, las exportaciones y las reinyecciones, dejando una interrogante sobre el
posible crecimiento de su producción.
En el mediano plazo, África registrará el segundo mayor incremento, después de Medio Oriente, de 13% (1.42
mmbd), con la mayor parte de éste atribuible a Nigeria (1.1 mmbd) y Angola gracias a su actividad costa afuera, aunque
las interrupciones en Nigeria dada su inestabilidad política no pueden descartarse.
Se prevé que los países de la ex Unión Soviética registren un aumento de 10% en su capacidad de producción (1.29
mmbd) con Kazajstán a la cabeza (530 mmbd), asumiendo que el campo gigante de Kashagan entre en operación en
2010. En Azerbaiyán y Rusia se pronostican incrementos de 460 mbd y 250 mbd, respectivamente.
En América del Norte se espera un incremento en la capacidad de 7% (981 mbd). La incorporación de una mayor
producción de arenas bituminosas (1,360 mbd), así como la producción de aguas profundas en el Golfo de México
(685 mbd) ayudarán a solventar un poco las caídas en la producción de aguas someras y costa adentro de México y
EUA. Cabe señalar que en 2007 se aprobó una legislación más estricta en la región: en EUA las regalías de los permisos
costa afuera se incrementaron de 12.5% a 16.7%, mientras que el gobierno de Alberta, que posee la mayor parte de las
reservas de ese país, ha decidido incrementar los impuestos de ambos recursos.
Se proyecta un crecimiento de 13% (900 mbd) en la producción de América Latina hacia 2012, impulsado por
Brasil (435 mbd), Venezuela (232 mbd) y Ecuador (164 mbd). Se espera que la producción de crudo extrapesado del
cinturón del Orinoco permanezca inalterada en el mediano plazo en 600 mbd, sin embargo, se planea que los desarrollos
posteriores a 2012 dupliquen la capacidad de producción. También se espera que la producción de los países no OPEP
de la región se incremente. Hacia 2015 el reciente descubrimiento del campo gigante de Tupi costa afuera de Brasil con
un estimado de 5 a 8 mil millones de barriles, ayudará a aumentar la producción en 1 mmbd. Este yacimiento es el
primer gran descubrimiento de Brasil en reservorios presalinos profundos y abre una clara posibilidad para la exploración
en ese país.
En Asia se estima que la producción permanecerá relativamente estática en el periodo 2007-2012 con un
crecimiento de 2% (160 mbd). En el caso de la India, se pronostica un incremento de 115 mbd, cifra que no es muy
alta en comparación con los estándares internacionales, pero que permitirá superar la marca de 1 mmbd en la producción
de este país en 2009 y superar a Indonesia en 2012. China e Indonesia, los dos principales productores de la región,
verán caer su producción en 120 y 90 mbd durante el periodo.
En Europa Occidental se prevé una fuerte reducción de 21% en la producción (1.2 mmbd) hacia 2012, asociada a
la caída en la producción en Noruega y Reino Unido (730 mmbd y 352 mmbd respectivamente), aún cuando el campo
Buzzard, el más grande descubrimiento en el Mar de Norte en años recientes, inicie producción. Se espera que este
campo produzca 200 mbd, lo cual resulta elevado para esta área madura. Aún con el desarrollo sustancial de gas y
condensados en Noruega (por ejemplo Snoehvit y Ormen Lange), esta región continuará su tendencia a la baja.
40
Secretaría de Energía
Otro elemento a considerar es que existe tal escasez en los servicios de procura, ingeniería y capacidad de
construcción que muchos proyectos han sido diferidos en el tiempo. El mayor de éstos es el proyecto del campo
Kashagan que se suponía entraría en producción en 2005 y ahora se planea hacia 2010.
Gráfica 13
Variación del crecimiento de la oferta de crudo por región 20062006-2030
(millones de barriles diarios)
5
4
3
2
1
0
2006 -2012
2012 -2015
2015 -2020
2020 -2025
2025 -2030
-1
OCDE
OPEP
Países en desarrollo s/OPEP
ExURSS
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
En el más largo plazo se espera que la oferta de crudo de los países no OPEP se incremente en 5 mmbd entre 2012
y 2030 (véase cuadro 10), lo cual se debe principalmente al incremento de la oferta de crudo no convencional. En este
mismo periodo se estima que la oferta de los líquidos del gas natural y el petróleo no convencional por parte de los
países OPEP registrará un incremento en la producción superior a 3 mmbd. Considerando la suma de estas producciones
(alrededor de 8 mmbd entre 2012 y 2030) se prevé que se requerirá una producción adicional de los países OPEP de
12 a 13 mmbd hacia 2030, alcanzando 43.6 mmbd. Sin embargo, aún con este incremento, la proporción de mercado
de estos países no variará considerablemente y se prevé que se ubique en 38%.
En cuanto a la oferta no OPEP, no se pronostica una disminución de su participación dentro de la oferta total, aún
cuando se incrementará en 9.8 mmbd. Se considera que estos incrementos provendrán de los recursos costa afuera en la
región del Caspio, América Latina y las aguas profundas de África Occidental, considerando nuevas tecnologías de
exploración y producción, agresivos programas de reducción de costos por parte de la industria y posiblemente atractivos
regímenes fiscales para generar la inversión necesaria en la industria.
41
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 10
Crecimiento en la oferta de crudo por región, 20052005-2030
(millones de barriles diarios)
EUA y Canadá
México*
Europa Occidental
OCDE Pacífico
OCDE
América Latina
Medio Oriente y África
Asia
China
Países en desarrollo s/OPEP
Federación Rusa
Caspio y otros exURSS
Otros Europa
Ganancias de proceso
No-OPEP
de los cuales no convencional
LNG
OPEP LNG y no convencional
Crudo OPEP
Oferta mundial
2006
10.6
3.4
5.4
0.6
20.2
3.9
4.4
2.7
3.7
14.7
9.7
2.4
0.2
1.9
49
2.5
5.4
4.1
31.6
84.7
2012
12.2
3
4.8
0.7
21
4.8
4.6
3.1
4.2
16.8
11
3.9
0.2
2.2
55.1
4.6
6.3
6.6
30.9
92.6
2015
13.2
3.2
4.4
0.7
21.6
5.1
4.7
3.2
4.3
17.2
11.5
4.2
0.2
2.3
57
5.9
6.6
7.2
32.3
96.4
2020
13.6
3.1
4.1
0.7
21.5
5.8
4.9
3.3
4.5
18.4
11.7
4.6
0.2
2.5
58.9
7.7
7.1
8
35.5
102.5
2025
14
3
3.8
0.7
21.5
6.2
4.8
3.1
4.7
18.8
11.7
4.9
0.2
2.7
59.9
9.5
7.8
8.9
39.3
108
tmca
2006-2030
2030
14.3
1.3
2.8
-0.8
3.5
-1.8
0.7
0.6
21.5
0.3
6.3
2.0
4.7
0.3
2.8
0.2
4.8
1.1
18.6
1.0
11.7
0.8
5.3
3.4
0.2
0.0
2.9
1.8
60.3
0.9
10.9
6.3
8.4
1.9
9.8
3.7
43.6
1.4
113.6
1.2
*Los valores mostrados para México en 2006,2012 y 2015 son los de la presente Prospectiva.
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
Bajo este escenario, se requiere realizar inversiones a lo largo de toda la cadena de producción. Debe asumirse
también que las inversiones en la fase de exploración y explotación no sólo se destinarán a incrementar la producción
para satisfacer los pronósticos de demanda, sino a compensar las declinaciones naturales de los yacimientos – aunque la
declinación varía de región a región y de yacimiento a yacimiento, se puede considerar una declinación mundial
promedio de entre 4 y 5% siendo menos en los países OPEP que en los no OPEP-.
La expansión en la capacidad de producción de los países no OPEP es de dos a tres veces más costosa que en los
países pertenecientes a esa organización, además de que la diferencia se amplía conforme transcurre el tiempo. En
general puede decirse que los incrementos en los países no OPEP crecen gradualmente en el tiempo, con los costos más
altos registrados en los países de la OCDE, que además presentan las tasas más altas de declinación.
Hacia 2030 el total de inversiones requeridas en esta fase de la industria ascenderá a 2.8 billones de dólares,
alrededor de 17% más que el estimado el año anterior, debido al aumento de los costos. La inversión por parte de los
países de la OCDE será del 42% de este total. En los primeros diez años de proyección los países en vías de desarrollo no
OPEP, así como Rusia y los países del Caspio, requerirán cada uno invertir aproximadamente de 100-110 mil millones
de USD hacia 2012 y cerca de 100 mil millones en los cinco años posteriores.
42
Secretaría de Energía
Cuadro 11
Pronósticos de costos de producción de barril
adicional para el cálculo de inversiones
inversiones
(USD por barril diario)
2006
América del Norte
22.5
Europa Occidental
23.0
OCDE Pacífico
16.0
Países en desarrollo
18.0
OPEP
13.0
ExURSS
19.0
China
18.0
Otros Europa
20.0
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2008.
2020
22.5
26.5
20.6
19.8
13.0
20.5
19.0
20.0
2030
22.5
29.0
23.9
21.0
13.0
22.0
18.0
20.0
Adicionalmente, los retos en inversión se presentan a lo largo de toda la cadena de producción, por lo que es
importante reconocer el alto grado de incertidumbre sobre la oferta y demanda futuras y por tanto del crudo adicional.
Dadas estas características del mercado, un factor clave será la capacidad de anticipar el nivel apropiado de demanda
para realizar las inversiones necesarias para mantener y expandir la fase aguas arriba y la inversión en refinación
correspondiente.
43
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
44
Secretaría de Energía
Capítulo dos
Marco regulatorio de la industria del
petróleo
Este capítulo analiza los ordenamientos e instrumentos jurídicos aplicables a las actividades de la industria petrolera,
particularmente en la exploración y explotación del petróleo. Asimismo, incluye una sección sobre los objetivos,
estrategias y líneas de acción del Programa Sectorial de Energía 2007-2012 referentes a la actividad aguas arriba de la
industria petrolera (upstream) durante la presente administración.
Cabe destacar que para la elaboración del capítulo se consideran las disposiciones de la Reforma Petrolera, aprobada
en octubre del presente año por las H. Cámaras de Senadores y Diputados y publicadas en el Diario Oficial de la
Federación, de fecha 28 de noviembre de 2008.
La Reforma Petrolera persigue tres objetivos principales: proveer plena seguridad energética; maximizar el valor de
Petróleos Mexicanos (Pemex) con mayor transparencia y rendición de cuentas y fortalecer la rectoría del Estado. A nivel
institucional, la Secretaría de Energía se fortalece y se amplían sus atribuciones como cabeza de sector, destacándose,
entre otras disposiciones, la creación de la la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que funcionará como brazo técnico de
la Secretaría en materia de exploración y producción de hidrocarburos.
En este sentido, el mayor impacto de esta Reforma recae en las actividades de exploración y explotación de petróleo
crudo en territorio nacional.
2.1 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.
El marco regulatorio básico de la industria petrolera se conforma con los siguientes ordenamientos:
•
•
•
•
•
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
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
45
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
•
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 de Ingresos de la Federación
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 Orgánica 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 de Trabajos Petroleros
Normas Oficiales Mexicanas
2.1.1 Marco constitucional del subsector petrolero
Las disposiciones constitucionales sobre la industria petrolera están orientadas a regular y garantizar un régimen
jurídico que delimita el quehacer del Estado en relación con sus industrias dedicadas a la explotación de recursos
naturales (artículos 25, 27 y 28).
De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 25, en sus párrafos primero, segundo y cuarto, corresponde al Estado la
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, grupos y
clases sociales, cuya seguridad protege esta Constitución”.
“El Estado planeará, conducirá, coordinará y orientará la actividad económica nacional, y llevará al cabo la regulación
y fomento de las actividades que demande el interés general...”
Asimismo, establece que el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se
señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, “...manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y
el control sobre los organismos que en su caso se establezcan”.
Conforme al párrafo cuarto del Artículo 27: “Corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos
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 hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos...”
46
Secretaría de Energía
A su vez, el párrafo sexto del Artículo 27 dispone que: “Tratándose del petróleo y de los carburos de hidrógeno
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 señale la
Ley Reglamentaria respectiva”.
El Artículo 28, párrafo cuarto, precisa que: “No constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de
manera exclusiva en las siguientes áreas estratégicas: ...petróleo y los demás hidrocarburos; petroquímica básica...” Este
precepto también establece que el Estado lleva a cabo estas actividades estratégicas, a través de organismos y empresas
que requiera para su eficaz manejo.
2.1.2 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)11.
•
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)12.
2.1.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos
La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional, en el Ramo del Petróleo, considera los siguientes aspectos
esenciales:
•
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
11
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.
12
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.
47
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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 aprovechamiento13.
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.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
Etano;
Propano;
Butanos;
Pentanos;
Hexano;
Heptano;
Materia prima para negro de humo;
Naftas; y
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.
13
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.
48
Secretaría de Energía
•
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.
•
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.
2.1.4 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.
49
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
•
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.
•
Lleva 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.
50
Secretaría de Energía
•
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.
•
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 mediante inspecciones ordinarias anuales o inspecciones extraordinarias, que ordena cuando lo
juzgue conveniente o lo solicite Pemex.
•
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.
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 directamente con los
proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos.
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;
51
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
•
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.
2.2 Régimen jurídico de Pemex.
2.2.1 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 refuerza con 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 significa una real innovación en Pemex y tiene por consecuencia la
adecuada instrumentación del gobierno corporativo.
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:
52
Secretaría de Energía
•
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.
•
Pemex 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;
53
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
II.
III.
IV.
V.
VI.
VII.
•
•
•
Estrategia e Inversiones;
Remuneraciones;
Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios;
Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable;
Transparencia y Rendición de Cuentas, y
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 estey, 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.
54
Secretaría de Energía
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.
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 del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
•
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 proveídas por el contratista, o
c) Concurran otras circunstancias atribuibles al contratista que redunden en una mayor utilidad de
Petróleos Mexicanos 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.
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 Diario Oficial de la
Federación de 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.
55
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
2.2.2 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 Federal de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2009, 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 733 millones 369 mil
pesos durante el año. Además, el primer día hábil de cada semana del ejercicio fiscal deberá efectuar un pago de 5 mil
147 millones 689 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 2009 será por una estimación máxima de
2,850 y 1,420 miles 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 2009, entre las que se comprende a Petróleos Mexicanos y sus organismos
subsidiarios.
56
Secretaría de Energía
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 12:
Cuadro 12
Obligaciones de PEP
Derechos a cargo de PEP
Concepto
Pago anual del derecho ordinario sobre
PEP estará obligado al pago anual del derecho ordinario
hidrocarburos
sobre hidrocarburos, aplicando la tasa de 73.5% a la
diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y
gas natural extraídos en el año y las deducciones permitidas 1.
PEP estará obligado al pago anual del derecho para la
Pago anual del derecho para la investigación investigación científica y tecnológica en materia de energía,
científica y tecnológica en materia de energía
aplicando la tasa del 0.30% al valor anual del petróleo crudo y
gas natural extraídos en el año 2.
Pago anual del derecho para la fiscalización
Aplicando la tasa de 0.003% al valor anual del petróleo
petrolera
crudo y gas natural extraídos en el año.
Pago anual del derecho sobre hidrocarburos
Cuando en el año el precio promedio ponderado del barril
para el fondo de estabilización
de petróleo crudo exportado exceda de 22.00 dólares de los
Estados Unidos de América.
Pago anual del derecho extraordinario sobre
Cuando en el mercado internacional el precio promedio
la exportación de petróleo crudo
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 de un derecho único de
Es aplicado por el valor de la extracción de petróleo y gas
hidrocarburos
natural de los campos abandonados y en proceso de
abandono3.
57
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Pago anual del derecho sobre extracción de
Aplica por la extracción de petróleo crudo y gas natural de
hidrocarburos
los campos en el Paleocanal de Chicontepec y de los campos
en aguas profundas. La recaudación anual del derecho sobre
extracción de hidrocarburos se destinará al Fondo de
Estabilización de los Ingresos Petroleros. 4
Pago anual del derecho especial sobre
Aplica por la extracción de petróleo crudo y gas natural de
hidrocarburos para campos en el Paleocanal de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, que se calculará
Chicontepec
aplicando la tasa de 71.5% a la diferencia que resulte entre el
valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año
de los campos en el Paleocanal de Chicontepec, incluyendo el
consumo que de estos productos efectúe PEP, así como las
mermas por derramas o quema de dichos productos y las
deducciones permitidas. 5
Pago anual del derecho especial sobre
Aplica por la extracción de petróleo crudo y gas natural de
hidrocarburos para campos en aguas profundas
los campos en aguas profundas y se calculará aplicando la tasa
que corresponda, según el rango en el que se ubique el precio
promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo
exportado, a la diferencia que resulte entre el valor anual del
petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de cada
campo en aguas profundas, incluyendo el consumo que de
estos productos efectúe PEP, así como las mermas por
derramas o quema de dichos productos y las deducciones
permitidas. 6
1
Se aplica el porcentaje previsto en el Artículo Cuarto 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.
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
2009 la tasa anual será de 0.30%, 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; 20% al Fondo de Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico del instituto Mexicano del Petróleo y 15% 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
Para calcular el pago anual de este derecho se aplicará el por ciento que corresponda según, el rango en que se ubique el precio promedio
ponderado anual de barril de petróleo crudo mexicano exportado, al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de los
campos abandonados y en proceso de abandono, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe PEP. Véase tabla del Artículo Séptimo
Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el D. O. F. del 1 de
octubre de 2007.
4, 5 y 6.
Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos
Mexicanos, publicado en el DOF el 13 de noviembre de 2008.
Fuente: Sener.
Es importante mencionar que, en términos del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de
la Ley Federal de Derechos, relativo al régimen fiscal de Petróleos Mexicanos, publicado en el DOF el 13 de noviembre
de 2008, a la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos; por el derecho especial sobre
58
Secretaría de Energía
hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec y por el derecho especial sobre hidrocarburos para campos
en aguas profundas se le aplicará la tasa de 85.31% y que el monto que resulte de esta operación se considerará como
recaudación federal participable. Asimismo, 3.17% de la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre
hidrocarburos; por el derecho especial sobre hidrocarburos para campos en el Paleocanal de Chicontepec y por el derecho
especial sobre hidrocarburos para campos en aguas profundas, se multiplicará por el factor de 0.0148; 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 de los hidrocarburos del país.
Este ordenamiento también prevé que en el marco de una política energética de largo plazo, y a propuesta del
Ejecutivo Federal, el Congreso de la Unión aprobará cada año, en la Ley de Ingresos, la estimación de las plataformas
máximas de extracción y de exportación de hidrocarburos.
Cabe mencionar que el artículo noveno transitorio del Decreto que reforma la Ley Federal de Derechos, publicado en
el Diario Oficial de la Federación de 1 de octubre de 2007, establece que “durante el periodo comprendido del 1 de
enero de 2008 al 31 de diciembre de 2012, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, previa aprobación de la
Secretaría de Energía, llevarán a cabo un programa para incrementar su eficiencia operativa. La Secretaría de Energía
diseñará indicadores cuantificables, objetivos y verificables y establecerá, con base en estándares internacionales, las
metas asociados a estos para la evaluación del programa”.
Pemex reportará al Congreso, vía la Secretaría de Energía, información trimestral sobre los avances y los resultados
de la aplicación de dicho programa.
Por otro lado, con el objeto de aumentar la transparencia en el sector, la Sener publicará en medios electrónicos,
semestralmente, un conjunto de indicadores de operación y financieros de Petróleos Mexicanos y sus organismos
subsidiarios, incorporando información comparable de otras petroleras a nivel internacional.
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
(en lo sucesivo 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 13
Destino de los excedentes
excedente s 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
Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos
líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 3.25
25%
59
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Inversión en
Infraestructura de
Petróleos Mexicanos
por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado
para el ejercicio.
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 2009 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.
A efecto de que Petróleos Mexicanos 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
$199,787,988,430.00, 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.
2.2.3 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
60
Secretaría de Energía
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 4.A se muestran
aquellas Normas de Referencia importantes que están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración y Producción.
2.2.4 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 4.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)
2.3 Programa sectorial de energía 2007-2012
En términos de lo dispuesto por los artículos 22 y 23 de la Ley de Planeación, el Programa Sectorial de Energía
2007-2012 (Prosener) establece los compromisos, estrategias y líneas de acción del Gobierno Federal en materia
energética con base en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012. Este documento fue publicado en el Diario Oficial de
la Federación el jueves 21 de febrero de 2008.
El Prosener se fundamenta principalmente en tres puntos: asegurar el abasto de energéticos que requiere la
economía; fortalecer a las empresas públicas del sector para mejorar la oportunidad y calidad en el suministro de los
insumos; y, promover intensamente la eficiencia energética y las energías renovables, a fin de disminuir el impacto
ambiental que se deriva por la utilización de combustibles fósiles.
Así, en esta sección de la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017 presentamos aquellos objetivos,
estrategias y líneas de acción vinculadas a la actividad aguas arriba de la industria petrolera nacional así como los
indicadores establecidos para medir el grado de cumplimiento de los objetivos sectoriales:
61
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Objetivo I.1 “Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos”.
El indicador relacionado con este objetivo es:
Nombre del Indicador
Indicador
Unidad de medida
Línea base
Meta 2012*
Meta 2012**
(2006)
Base
Sobresaliente
Tasa de restitución de
41
51
100
Porcentaje
reservas probadas (1P)
*Corresponde al escenario Base del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se mantiene
en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros años, aumentando gradualmente a partir del 2013. No se considera actividad
exploratoria en aguas profundas en este período.
**Corresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que se realizan cambios al marco
normativo que permiten detonar importantes niveles de inversión.
Estrategia I.1.1.- Establecer un marco jurídico y desarrollar las herramientas que permitan al Estado fortalecer su
papel como rector en el sector de hidrocarburos.
Líneas de acción:
•
Revisar el marco legal para fortalecer las estructuras administrativas de la Administración Pública Federal
que regulan y realizan la supervisión de las distintas etapas de la cadena de valor del sector hidrocarburos.
•
Establecer indicadores que reflejen la situación de la seguridad energética del país.
Estrategia I.1.2.- Establecer mecanismos de supervisión e inspección que permitan el cumplimiento de metas y
niveles de seguridad adecuados en el sector de hidrocarburos.
Líneas de acción.
•
Establecer un sistema de gestión de la información para evaluar el desempeño de Pemex y el manejo del
patrimonio petrolero de la Nación.
•
Dar seguimiento a las metas establecidas en el sector.
•
Adecuar la regulación aplicable en la materia y aprovechar las nuevas tecnologías para introducir esquemas
innovadores que den transparencia a los procesos de verificación y mayor certeza jurídica a los involucrados.
Estrategia I.1.3.- Impulsar el rediseño del marco jurídico para mejorar la eficiencia en el sector hidrocarburos.
Líneas de acción.
•
Fortalecer el marco normativo del sector petrolero para que se convierta en un instrumento de desarrollo de
la economía.
•
Revisar el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, con
el fin de que las actividades que se encuentran reservadas al Estado, sean acordes con lo establecido en la
Constitución y en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo.
62
Secretaría de Energía
•
Modificar el Reglamento de Trabajos Petroleros para incorporar regulación en materia de evaluación
económica, que permita orientar mejor las actividades operativas de la Secretaría de Energía y propiciar que
los aspectos técnicos se regulen a través de Normas Oficiales Mexicanas.
•
Establecer los procedimientos para la elaboración y emisión de dictámenes para la autorización de proyectos
de inversión.
Estrategia I.1.4.- Establecer mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos de infraestructura energética
en toda la cadena de valor.
Líneas de acción.
•
Promover el establecimiento de convenios tecnológicos en la exploración, desarrollo y producción de
hidrocarburos.
•
Impulsar el establecimiento de mecanismos de cooperación para el desarrollo de proyectos de
infraestructura energética que demanden tecnologías no disponibles actualmente en México.
•
Trabajar, de manera conjunta, con otras dependencias para determinar las líneas de investigación que
aporten mayores beneficios al sector hidrocarburos y fomentar que se disponga de los recursos necesarios
para dichas actividades.
Objetivo I.2. “Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales de eficiencia,
transparencia y rendición de cuentas”.
El indicador vinculado con el presente objetivo es:
Nombre del Indicador
Factor de recuperación
de la producción de
hidrocarburos (Reservas
1P)1/.
Unidad de medida
Porcentaje
Línea base
Meta 2012*
Meta 2012**
(2006)
Base
Sobresaliente
33
32
32
*Corresponde al escenario Base del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se mantiene
en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros años, aumentando gradualmente a partir del 2013. No se considera actividad
exploratoria en aguas profundas en este período
**Corresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que se realizan cambios al marco
normativo que permiten detonar importantes niveles de inversión.
1/ El indicador se ve reducido debido a que a lo largo de los años se incorpora una mayor producción de Chicontepec, activo con un factor de
recuperación inferior al promedio actual. Si no se considerara este activo, el promedio actual pasaría de 33% en 2006 a 35% en 2012.
Estrategia I.2.1.- Instrumentar mecanismos que permitan mejorar los sistemas y procesos de planeación, inversión y
control de Pemex, así como otorgarle una mayor flexibilidad operativa.
63
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Líneas de acción.
•
Identificar las áreas de Pemex que requieren mayor flexibilidad para el ejercicio eficiente de su gasto de
operación e inversión y recomendar las modificaciones correspondientes al marco legal y normativo,
asegurando la transparencia en los procesos de contratación.
•
Incorporar en la planeación de Pemex elementos adicionales de análisis y prospectiva en materia de
eficiencia, confiabilidad y calidad en la exploración y producción de crudo y gas, en la refinación, la
petroquímica, así como en el almacenamiento, suministro y transporte de petrolíferos y gas.
•
Revisar y adecuar los procesos de planeación e inversión de Pemex, incorporando elementos para asegurar
que el desarrollo de la infraestructura petrolera se realice siempre de manera oportuna y eficiente y
considere, además, los costos de las externalidades sociales y ambientales que provoca.
•
Revisar y adecuar los mecanismos y procedimientos para la selección y evaluación de los proyectos de
inversión de Pemex, a fin de asegurar que se seleccionen las opciones más adecuadas en términos técnicos,
económicos, financieros y de desarrollo sustentable.
•
Establecer mecanismos que permitan un manejo adecuado del endeudamiento, buscando simultáneamente
alternativas que permitan atender la situación financiera en materia de pensiones.
•
Participar en los procesos de ordenamiento ecológico del territorio, con el fin de dar una mayor certeza
territorial a los planes de desarrollo petrolero.
•
Instrumentar un modelo de gestión que permita detectar deficiencias, limitaciones o restricciones, adoptar
las mejoras operativas correspondientes e incorporar medidas para evaluar y administrar el riesgo operativo.
Estrategia I.2.2.- Fortalecer la autonomía de gestión de Pemex, ligada a un esquema de metas y compromisos para
los organismos subsidiarios y el corporativo, e instrumentar mecanismos que permitan una mayor rendición de cuentas y
mejores prácticas de gobierno corporativo.
Líneas de acción.
•
Revisar la estructura de la información que se proporciona a los órganos de gobierno y comités técnicos, así
como promover las adecuaciones que permitan una mayor efectividad en la toma de decisiones.
•
Promover la adecuación de los procedimientos y mecanismos para la revisión de los asuntos sometidos a la
consideración y aprobación de los órganos de gobierno y comités técnicos.
•
Fomentar el establecimiento de un esquema de metas y compromisos vinculado con los elementos de
flexibilidad normativa que le sean otorgados.
Estrategia I.2.3.- Promover la investigación y el desarrollo tecnológico como medios para enfrentar los retos del
sector de hidrocarburos, tanto en el Instituto Mexicano del Petróleo, como en las instituciones de educación superior, a
nivel nacional.
64
Secretaría de Energía
Líneas de acción
•
Promover modificaciones al marco jurídico que impulsen el fortalecimiento tecnológico del sector
hidrocarburos.
•
Fomentar la investigación aplicada y el desarrollo tecnológico en el sector de hidrocarburos.
•
Desarrollar la capacidad técnica de los participantes en el sector para identificar los proyectos estratégicos
que justifican la asimilación de tecnología o desarrollar un esfuerzo propio de investigación y desarrollo
tecnológico, así como establecer los esquemas presupuestarios que permitan financiar dichos trabajos.
Estrategia I.2.4.- Diseñar mecanismos para mejorar la seguridad de las instalaciones de Pemex.
Líneas de acción.
•
Promover un programa de mantenimiento de instalaciones petroleras de Pemex.
•
Fomentar que se destinen recursos presupuestales al mantenimiento predictivo, preventivo y correctivo de
las instalaciones productivas y de transporte, almacenamiento y distribución.
•
Diseñar modelos de riesgo operativo que permitan reducir la incidencia de accidentes.
Objetivo I.3. “Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera sustentable.”
Indicador relacionado con el objetivo I.3:
Nombre del Indicador
Unidad de medida
Línea base
Meta 2012*
Meta 2012**
(2006)
Base
Sobresaliente
Producción de Petróleo
Millones de barriles
3.3
Mayor a 2.5
3.2
Crudo
diarios
*Corresponde al escenario Base del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se mantiene
en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros años, aumentando gradualmente a partir del 2013. No se considera actividad
exploratoria en aguas profundas en este período.
**Corresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que se realizan cambios al marco
normativo que permiten detonar importantes niveles de inversión.
Estrategia I.3.1.- Incrementar las reservas de hidrocarburos del país.
Líneas de acción.
•
Promover el desarrollo de programas multianuales de incorporación de reservas, que permitan elevar las
tasas de restitución de reservas probadas.
•
Establecer mecanismos que permitan destinar inversiones a la exploración de hidrocarburos para cumplir
con los programas multianuales de incorporación de reservas.
65
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
•
Fomentar el desarrollo, obtención y asimilación de la tecnología necesaria para incrementar el factor de
recuperación de la producción de hidrocarburos.
•
Implementar medidas para incrementar la eficiencia operativa de las actividades de exploración de
hidrocarburos, conforme al marco regulatorio vigente.
Estrategia I.3.2.- Establecer niveles de producción de petróleo crudo y de gas natural que permitan maximizar la
renta petrolera a lo largo del tiempo.
Líneas de acción.
•
Promover que las estrategias y las carteras de proyectos de Pemex estén orientadas a establecer una
plataforma de producción de crudo y gas natural que, en congruencia con los esfuerzos en exploración para
restituir reservas, permitan maximizar la renta petrolera en el futuro.
•
Fomentar que se restablezca o incremente la producción de aquellos campos maduros y marginales que
resulten económicamente viables.
•
Priorizar el aprovechamiento del gas asociado a la producción de petróleo crudo, reduciendo su quema.
•
Implementar medidas para incrementar la eficiencia operativa de las actividades de producción de
hidrocarburos, conforme al marco regulatorio vigente.
Estrategia I.3.3.- Promover el desarrollo de proyectos de exploración y producción de hidrocarburos en campos no
convencionales y aquellos que impliquen retos importantes.
Líneas de acción.
•
Impulsar el desarrollo de proyectos de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos en aguas
profundas del Golfo de México.
•
Impulsar el desarrollo de proyectos de investigación para la localización y evaluación del potencial de los
hidratos de metano.
•
Impulsar el desarrollo de proyectos para la óptima explotación de las reservas de aceite terciario del Golfo.
66
Secretaría de Energía
Capítulo tres
Mercado nacional de petróleo crudo
1997-2007
En este capítulo se analiza el estado actual de la industria petrolera en el país y su comportamiento en los últimos 10
años. El análisis abarca la situación de las reservas existentes, su evolución, así como su volumen en cada una de las
clasificaciones. Lo anterior busca mostrar los avances que se han tenido en cuanto a la incorporación de reservas y el
potencial petrolero del país.
Asimismo, se incluye información sobre la evolución de la oferta y demanda de este recurso en el país durante el
periodo 1997-2007. Los volúmenes de producción que constituyen la oferta nacional de petróleo crudo se desglosan
por región y por tipo; mientras que por el lado de la demanda se muestran los principales destinos de crudo para proceso
en territorio nacional.
Por último, se describe el comercio exterior de petróleo crudo, se detallan los volúmenes de exportación de crudo
mexicano y sus principales destinos (mercados). Este apartado muestra la tendencia histórica de esta actividad detallada
a tipo de crudo y región de destino durante los últimos 10 años.
3.1 Evolución de las reservas de petróleo crudo al 1° de enero, 1998-2008
Las reservas de hidrocarburos reportadas por Pemex Exploración y Producción (PEP) se actualizan anualmente
empleando definiciones internacionales. En este sentido se emplean aquéllas emitidas por la Society of Petroleum
Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y por el World Petroleum Council (WPC)
para todas las clasificaciones y, a partir de 2002 para el caso de las reservas probadas, se consideran las definiciones
emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de
valores y financieros de ese país. Desde 2004 PEP certifica estas reservas con compañías consultoras externas.
Como es comprensible, el volumen de reservas no permanece estático en el tiempo sino que presenta un
comportamiento directamente asociado a la producción, descubrimientos, reclasificación, revisiones, etc.
3.1.1 Reservas totales
Por definición, las reservas totales se encuentran compuestas por la adición de las reservas probadas, probables y
posibles, así como de los volúmenes existentes de aceite, condensados, líquidos de planta y gas seco equivalente. El
cuadro 14 muestra como están integradas estas reservas así como la evolución que éstas han tenido desde 1998.
67
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 14
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos 19981998-20081
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Total
Aceite
Condensado
Liquidos de planta
Gas seco equivalente
1998
56,504.8
39,840.5
1,194.0
4,771.8
10,698.4
1999
57,741.2
41,064.0
1,230.1
4,644.6
10,802.5
2000
58,204.1
41,495.3
1,198.7
4,837.6
10,672.5
2001
56,154.0
39,917.9
1,194.5
4,379.3
10,662.3
2002
52,951.0
38,286.1
1,136.7
3,790.0
9,738.2
2003
50,032.2
36,265.9
884.2
3,499.8
9,382.4
2004
48,041.0
34,388.9
791.7
3,437.4
9,423.0
2005
46,914.1
33,312.2
835.3
3,412.6
9,354.0
2006
46,417.5
33,093.0
863.0
3,479.4
8,982.2
2007
45,376.3
31,908.8
941.2
3,417.5
9,108.9
2008
44,482.7
31,211.6
879.0
3,574.7
8,817.4
tmca
-2.4
-2.4
-3.0
-2.8
-1.9
1
Cifras al 1° de enero de cada año.
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años.
Al 1° de enero de 2008, las reservas de aceite aportaron 70.2% del total de las reservas 3P, el gas seco equivalente
19.8%, los líquidos de planta 8.0% y el 2.0% restante corresponde a condensados.
El volumen de reservas totales se ha reducido 21.3% respecto al primer año del periodo mostrado, lo que equivale a
12,022.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). El 71.8% de la reducción corresponde al
decremento de 8,628.9 mmbpce de aceite, lo que se explica por la alta relación de producción de este hidrocarburo
respecto a los otros.
Entre el 1° de enero de 2007 y el 1° de enero de 2008 las variaciones en las reservas totales representaron una
reducción de 893.6 mmbpce. Cabe destacar que, tan sólo por producción, la reducción en 2007 fue por 1,603.2
mmbpce. Otro punto a señalar es que durante el 2007 PEP logró incorporar 1,053.2 mmbpce en reservas 3P, la tasa
más alta desde el año 2000.
Estas incorporaciones se concentraron en las Regiones Marinas que en conjunto aportaron 67.7%, mientras que las
regiones Sur y Norte contribuyeron con 27.7 y 4.7%, respectivamente. Del total de las incorporaciones durante 2007,
el 76.8% correspondió a aceite (808.8 mmbpce) ubicándose principalmente en las Cuencas del Sureste; en la Región
Marina Noreste se incorporaron 305.0 millones de barriles (mmb) de aceite pesado y en la Región Marina Suroeste se
descubrieron yacimientos de aceite ligero y pesado que adicionaron 209.9 mmb. De las reservas totales de aceite
registradas en el país al 1° de enero de 2008 33.6% son reservas probadas, 34.7% reservas probables y 31.7% posibles
(véase gráfica 14).
68
Secretaría de Energía
Gráfica 14
Reservas totales de aceite en México al 1° de enero
enero de 2008
(millones de barriles)
9,891.1
31,211.6
21,320.6
10,819.4
10,501.2
Reservas 1P o
probadas
Reservas
probables
Reservas 2P
Reservas posibles Reservas 3P o
totales
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
La participación de los crudos ligero y superligero ha aumentado en la composición de las reservas totales. Las
reservas totales de crudo pesado se redujeron 543.7 mmb para ubicarse en 17,175.7 mmb al 1° de enero del presente
año. Las variaciones en las reservas de crudo ligero fueron por 151.6 mmb para ubicarse en 11,166.1 mmb, mientras
que el crudo superligero fue el que experimentó el menor descenso con 10.7 mmb lo que sitúa su volumen de reservas
totales en 2,869.9 mmb.
Gráfica 15
Participación porcentual de las reservas totales por tipo de crudo
al 1° de enero de 2008
Superligero
9.2%
Ligero
35.8%
Pesado
55.0%
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
69
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cabe destacar que la reactivación de la inversión en exploración, la cual se incrementó notablemente desde 2002 y
alcanzó su máximo en 2004, permitió elevar el volumen de reservas totales de hidrocarburos descubiertas, reduciendo
así la declinación de las mismas de 3.6% en el periodo 1999-2004 a 1.9% de 2004 a 2008. Lo anterior significó un
incremento en la tasa de restitución de reservas totales de 21.3% en 2000 a 65.7% en 2007. De hecho, durante el
último año, el volumen de reservas totales por nuevos descubrimientos alcanzó 1,053.2 mmbpce, volumen superior en
9.0% a los 966.1 mmbpce registrados por este concepto en 2006.
3.1.2 Reservas probadas
Dentro de la clasificación de reservas, las probadas son las que poseen mayor certeza respecto a sus volúmenes. Las
reservas son consideradas probadas si la productividad comercial del yacimiento se encuentra apoyada por datos reales
sobre producción o por pruebas de producción concluyentes, con lo que el término de reservas probadas se refiere a la
cantidad recuperable de hidrocarburos y no a la productividad del yacimiento. Cabe señalar que, de acuerdo a los
parámetros de la SEC, un requerimiento importante es asegurar que existan instalaciones para su comercialización o se
tenga certeza que serán instaladas. Otro factor relevante es que dentro de esta clasificación se incluyen las reservas que
serán producidas por medio de la aplicación de métodos de recuperación secundaria o mejorada. Este tipo de reservas
son las que aportan la producción y sustentan los proyectos de inversión.
Cuadro 15
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos 19981998-20081
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Total
Aceite
Condensado
Liquidos de planta
Gas seco equivalente
1
1998
35,196.9
25,199.7
899.7
3,071.5
6,026.0
1999
34,179.5
24,700.1
796.5
2,902.4
5,780.5
2000
34,103.8
24,631.3
752.4
2,876.2
5,843.8
2001
32,614.4
23,660.4
723.9
2,556.5
5,673.5
2002
30,837.5
22,419.0
695.0
2,310.9
5,412.6
2003
20,077.3
15,123.6
550.5
1,521.9
2,881.3
2004
18,895.2
14,119.6
476.9
1,443.3
2,855.4
2005
17,649.8
12,882.2
518.7
1,401.8
2,847.1
2006
16,469.6
11,813.8
537.9
1,318.8
2,799.0
2007
15,514.2
11,047.6
608.3
1,193.5
2,664.8
tmca2
2003-2008
2008
14,717.2
-6.0
10,501.2
-7.0
559.6
0.3
1,125.7
-5.9
2,530.7
-2.6
Cifras al 1° de enero de cada año.
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.
2
Las reservas probadas del país al 1° de enero de 2008 están integradas principalmente por aceite (71.4%), gas seco
equivalente (17.2%), líquidos de planta (7.6%) y 3.8% de condensados (véase cuadro 15).
Las reservas probadas de aceite se encuentra integradas de la siguiente forma: 62.3% corresponden a crudo pesado,
31.0% a crudo ligero y el volumen restante lo aporta el crudo superligero (6.6%).
70
Secretaría de Energía
Gráfica 16
Composición de las reservas probadas por tipo de crudo, 19991999- 20081
(millones de barriles)
1
La reducción en el volumen de las reservas probadas entre 2002 y 2003, es debido a que 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).
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años.
Analizando el periodo desde que la nueva definición de reservas se aplica, se observa que en el último año se
presenta la menor reducción en el volumen de reservas respecto al año anterior con 546.4 millones de barriles (-4.9%),
mientras que la mayor reducción se dio entre 2004 y 2005 cuando las reservas cayeron 1,237.4 mmb. Las reservas de
crudo pesado cayeron 7.8% en el periodo 2003-2007, mientras que la de ligero y superligero disminuyeron 4.6 y 3.9%
respectivamente.
Como se muestra en la gráfica 16, las reservas probadas de crudo pesado y ligero cayeron en el último año (6.6% y
4.2%), mientras que las de superligero se incrementaron (9.7%). La razón principal por la cual se presenta una
reducción en las reservas probadas es que no existe un balance entre las actividades de delimitación de campos y la
plataforma de producción. Debe de señalarse que a partir de 2003, con el aumento de la inversión en explotación, hubo
un esfuerzo por mejorar la tasa de restitución de reservas probadas por medio de la reclasificación de reservas probables
en probadas. Los resultados han reflejado una mejora en este sentido, pasando de una tasa de restitución de 25.5% en
2003 a 50.3% en 2007, la tasa más alta desde la adopción de los criterios de la SEC.
71
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
3.1.3 Reservas probables
El volumen de reservas probables registradas al 1 de enero de 2008 se ubicó en 15,144 mmbpce lo que ubica a esta
clasificación de reservas como la que concentra la mayor cantidad. Su volumen registrado en 2008 representa una
reducción de 0.7% (113.3 mmbpce) respecto al volumen del año anterior, siendo la menor reducción desde la
reclasificación en 2003.
El hidrocarburo que presentó el mayor decremento fue el aceite, cuyas reservas se contrajeron 214.5 mmbpce (1.9%) en comparación con 2007; seguido del gas seco equivalente -0.8% (equivalente a 22.6 mmbpce); condensados
(-2.1%, 3.4 mmbpce); mientras que los líquidos de planta mantienen su tendencia incremental desde 2004 al pasar de
1,071.0 mmbpce a 1,198.4 mmbpce, lo que equivale a un incremento de 11.9% entre 2007 y 2008.
En cuanto a la aportación a las reservas probables por tipo de hidrocarburo, el aceite representa 71.4% del total de
reservas de esta categoría; el gas seco 19.6%, los líquidos de planta 7.9%, mientras que la participación restante la
aportan los condensados (véase cuadro 16).
Cuadro 16
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables
probables de hidrocarburos 19981998-20081
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Total
Aceite
Condensado
Liquidos de planta
Gas seco equivalente
1998
10,608.4
7,576.6
154.4
817.3
2,060.0
1999
12,104.5
8,885.1
231.0
824.7
2,163.7
2000
12,140.8
9,035.0
206.8
866.4
2,032.7
2001
12,196.2
8,982.3
220.1
834.6
2,159.3
2002
11,862.5
8,930.4
221.6
726.8
1,983.7
2003
16,965.0
12,531.1
173.7
1,018.2
3,241.9
2004
16,005.1
11,814.1
157.9
959.4
3,073.7
2005
15,836.1
11,621.2
168.9
980.2
3,065.8
2006
15,788.5
11,644.1
166.6
1,046.5
2,931.4
2007
15,257.4
11,033.9
159.0
1,071.0
2,993.6
tmca2
2003-2008
2008
15,144.4
-2.2
10,819.4
-2.9
155.6
-2.2
1,198.4
3.3
2,971.0
-1.7
1
Cifras al 1° de enero de cada año.
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.
2
Como se observa en la gráfica 17 y de acuerdo a la calidad de aceite, el mayor volumen de reservas probables
corresponden a crudo pesado con 53.0%, seguido del crudo ligero con 36.5% y el superligero con 10.5%. A partir de la
reclasificación de reservas, los tres tipos de crudos presentan tasas de crecimiento negativas, el crudo pesado con -1.8%
anual entre 2003 y 2008, el ligero con -4.2% y el superligero con -3.3% en este mismo período de tiempo.
72
Secretaría de Energía
Gráfica 17
Composición de las reservas probables por tipo de crudo, 19991999-20081
(millones de barriles)
1
El aumento en el volumen de las reservas probables entre 2002 y 2003, es debido a que 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).
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años.
Aún así debe de puntualizarse que durante el último año se incrementaron las reservas probables de crudo ligero y
superligero respecto al año anterior, el primero en 3.5% y el segundo en 4.5%, mientras que las reservas de crudo
pesado se redujeron 6.5% (véase gráfica 17).
3.1.4 Reservas posibles
Las reservas posibles registradas el 1° de enero de 2008 se ubican en 14,621.2 mmb, conformadas por 67.6% de
aceite, 22.7% de gas seco equivalente, 8.6% de líquidos de planta y por último, 1.1% de condensados (véase cuadro
17).
73
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 17
Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos, 19981998-20081
(millones de barriles de crudo equivalente)
Concepto
Total
Aceite
Condensado
Liquidos de planta
Gas seco equivalente
1998
10,699.4
7,064.2
139.9
883.0
2,612.4
1999
11,457.2
7,478.7
202.7
917.5
2,858.3
2000
11,959.5
7,829.1
239.5
1,095.0
2,795.9
2001
11,343.4
7,275.2
250.5
988.2
2,829.4
2002
10,251.0
6,936.6
220.2
752.3
2,341.9
2003
12,990.0
8,611.2
159.9
959.6
3,259.2
2004
13,140.7
8,455.2
156.9
1,034.7
3,493.9
2005
13,428.2
8,808.9
147.7
1,030.6
3,441.1
2006
14,159.4
9,635.0
158.5
1,114.1
3,251.8
2007
14,604.7
9,827.3
173.9
1,153.0
3,450.4
tmca2
2003-2008
2008
14,621.2
2.4
9,891.1
2.8
163.9
0.5
1,250.5
5.4
3,315.8
0.3
1
Cifras al 1° de enero de cada año.
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.
2
Con respecto a la aportación a esta clasificación de reservas de cada uno de los tipos de crudo, se observa que el
crudo pesado mantiene su posición como el de mayor volumen con 49.4%, el crudo ligero le sigue con 40.0% y el
superligero con 10.5% (véase gráfica 18).
Gráfica 18
Composición de las reservas posibles por tipo de crudo, 19991999-20081
(millones de barriles)
1
El aumento en el volumen de las reservas posibles entre 2002 y 2003, se debe 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).
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años.
74
Secretaría de Energía
Durante el último año, las reservas posibles de aceite mantuvieron la tendencia al alza que han presentado desde
2004. De 2007 a 2008 se registró un incremento de 0.6% asociado con aumentos en las reservas de crudo pesado
(325.6 mmb adicionales a 2007). Por el contrario, en el crudo ligero y superligero disminuyeron sus volúmenes en
3.4% y 10.5%, respectivamente entre 2007 y 2008.
3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región
Las actividades principales llevadas a cabo por PEP son la exploración y explotación de petróleo y gas natural,
transporte, almacenamiento en terminales y comercialización de primera mano. Para la correcta administración de estas
actividades se subdivide al país en cuatro regiones geográficas: Región Marina Noreste, Región Marina Suroeste, Región
Norte y Región Sur (véase mapa 1).
Mapa 1
Localización de las distintas regiones para exploración y explotación
Región
Norte
Región Marina
Suroeste
Región Marina
Noreste
Región Sur
Fuente: Sener con base en Pemex.
3.1.5.1 Región Marina Noreste
Esta región se encuentra localizada en el sureste de la República Mexicana en aguas territoriales nacionales frente a
las costas de los Estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Incluye parte de la plataforma continental y del talud
del Golfo de México. Cubre una superficie de 166,000 kilómetros cuadrados, lo que la convierte en la región con menor
extensión. Administra 23 campos ubicados en dos activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. El Activo Integral
75
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cantarell cuenta con diez campos de los cuales ocho se encuentran en producción; mientras que el Activo integral KuMaloob-Zaap cuenta con 13 campos, de los cuales cinco se encuentran en producción.
Reservas de petróleo crudo
La Región Marina Noreste es la segunda en volumen de reservas totales de aceite en territorio nacional alcanzando
11,936.8 mmb, lo que equivale a 38.2% del total. Prácticamente el total de estas reservas son de crudo pesado
(99.7%), mientras que el volumen restante es de crudo ligero.
Como se muestra en la gráfica 19, las reservas totales de la región se encuentran distribuidas de la siguiente manera:
52.4% de crudo pesado en el activo Cantarell al igual que 100% de crudo ligero. El activo Ku-Maloob-Zaap
complementa el volumen de reservas totales de crudo pesado. Cabe señalar que en esta región no se cuantifican reservas
de crudo superligero.
Gráfica 19
Composición de las reservas totales de aceite por activo de la
Región Marina Noreste al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
Ku-MaloobZaap
0.0
5,660.1
36.5
Cantarell
6,240.2
Ligero
Pesado
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Las reservas probadas de aceite en la región alcanzan un volumen de 6,052.8 mmb, lo que las ubica como las de
mayor volumen de este tipo de reservas en el país al concentrar el 57.6% del total nacional. El Activo Integral Cantarell
contiene 59.5% de la reserva en la región lo que equivale a 34.3% del total nacional, mientras que Ku-Maloob-Zaap
cuenta con el 40.5% restante, lo que representa 23.3% nacional. Se destaca a nivel de campo Akal que concentra el
mayor volumen de reservas de aceite. Esta es la única clasificación que posee reservas de crudo ligero aunque su
participación es marginal con tan sólo 0.6% y se localizan de forma exclusiva en Cantarell.
En cuanto a las reservas probables que posee esta región, al 1° de enero de 2008 ascendieron a 3,085.0 mmb,
equivalentes al 28.5% del total nacional en esta clasificación. El Activo Integral Ku-Maloob-Zaap cuenta con la mayor
76
Secretaría de Energía
cantidad de reservas de aceite en esta categoría con 64.9% mientras que el Activo Integral Cantarell concentra el
volumen restante. El 100% de las reservas probables en la región son de crudo pesado y representan 53.8% de las
reservas de esta categoría de crudo pesado en territorio nacional.
Gráfica 20
Reservas de aceite en la Región Marina Noreste al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
3,085.0
9,137.8
Reservas probables
Reservas 2P
2,799.0
11,936.8
Reservas posibles
Reservas 3P o
totales
6,052.8
Reservas 1P o
probadas
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Las reservas posibles de aceite de esta región se ubican en 2,799.0 mmb lo que la sitúa como la segunda con
mayores reservas en esta categoría después de la Región Norte. En esta clasificación de reservas, el Activo Integral
Cantarell vuelve a tener la mayor participación con 56.8%, mientras que Ku-Maloob-Zaap aporta el volumen restante.
Al igual que en el caso de las reservas probables, esta clasificación no cuenta con aceite ligero y superligero. El volumen
de reservas de crudo pesado representa 57.1% del total en territorio nacional.
77
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 21
Región Marina Noreste
Reservas de crudo al 1 de enero de 2008
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Pesado
Reservas 3P
Reservas probadas
Reservas probables
Reservas posibles
11,900.3
6,016.3
3,085.0
2,799.0
Porcentaje de participación por tipo de
crudo en las reservas totales
Ligero
Ligero
0.3%
36.5
36.5
0.0
0.0
Pesado
99.7%
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Relación reserva – producción
El parámetro reserva probada – producción disminuyó respecto al 2007 pasando de 9 años a 8.4 años en 2008.
Para la reserva probada más probable (2P), la relación se ubica en 12.4 años en comparación con los 13 años
registrados en 2007; y para las reservas totales, la relación se ubica en 16.1 años. La producción considerada para 2008
fue de 831.7 mmbpce14, mientras que en 2007 fue de 883.5 mmbpce.
En cuanto a los valores para la relación de cada uno de los activos de la región se tiene que para el Activo Integral
Cantarell la relación reserva probada-producción se ubica en 6.8 años. Para las reservas 2P esta relación se eleva hasta
8.7 años y para las reservas totales llega a 11.5 años.
El Activo Integral Ku-Maloob-Zaap posee una relación de 13.3 años para las reservas probadas, de 23.4 años para
las 2P y de 29.5 años para las reservas totales. El hecho de que el activo que posee mayores reservas presente la menor
relación en cualquiera de las categorías se debe a los volúmenes de producción considerados. Mientras que Cantarell es
el mayor productor de aceite a nivel nacional con 1.5 mmbd y el segundo productor de gas natural con 944.9 millones
de pies cúbicos diarios (621.2 mmbpce por año), la producción considerada en Ku-Maloob-Zaap es de 210.5 mmbpce.
14
El año que se emplea en el cálculo de la relación es el año inmediato anterior, en este caso, la producción promedio en 2007.
78
Secretaría de Energía
3.1.5.2 Región Marina Suroeste
Se localiza en aguas marinas que abarcan la plataforma y el talud continental del Golfo de México. Está delimitada
hacia el sur por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el oriente por la Región Marina Noreste y hacia el
norte y poniente por las aguas territoriales nacionales. Con 352,390 kilómetros cuadrados es la tercera región en cuanto
a extensión en territorio nacional y la más extensa de entre las dos regiones marinas.
La región administra 64 campos con reservas remanentes, de los cuales 19 tienen producción de aceite ligero y
superligero, por lo que existe un gran potencial de campo a desarrollar. Se destaca que al cierre de 2007 se incorporaron
tres nuevos campos, uno de los cuales se refiere a un descubrimiento a más de 800 metros de profundidad. Los campos
se encuentran distribuidos en los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y el Activo Regional de
Exploración.
Reservas de petróleo crudo
Las reservas totales en esta región ascienden a 2,927.8 mmb, el menor volumen de entre las cuatro regiones, el cual
representa 9.4% del total de reservas de aceite en el país. De acuerdo a su calidad, la mayor parte pertenece a crudo
ligero con una aportación de 57.8%, le sigue el crudo pesado con 25.3% y el crudo superligero con el 16.9% restante.
Las reservas totales de la región están distribuidas en dos activos. El Activo Integral Litoral de Tabasco con el 57.6%
de las reservas totales de aceite y Abkatún-Pol-Chuc que aporta el restante, como se ilustra en la gráfica 22.
Gráfica 22
Composición de las reservas totales por activo de la
Región Marina Suroeste al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
417.6
Litoral de
Tabasco
781.0
488.8
77.7
Abkatún -Pol Chuc
911.5
251.1
Superligero
Ligero
Pesado
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
79
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
La Región Marina Suroeste es la tercera en cuanto a reservas probadas, las cuales ascienden a 994.9 mmb, 9.5% del
total nacional. El 50.7 % (504.0 mmb) se localiza en el Activo Integral Litoral de Tabasco; mientras que el resto se
ubica en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc. En esta región la calidad de crudo con mayor volumen de reservas
probadas es el ligero, éste representa 67.3% del total de reservas de aceite en esta clasificación; seguidas del superligero
con 20.6% y por último el pesado que aporta el 12.1% restante.
El volumen de reservas probables en la región es de 911.9 mmb que representan el 8.4% del total nacional. La
mayor parte de estas reservas son de crudo ligero, que aportan 64.2% del total, seguidas por el crudo pesado con 23.7%
y por último el crudo superligero con 12.1%. Se destaca que esta región presentó un aumento en el volumen de reservas
probables por 167.7 mmb, debido al incremento de 194.8 mmb el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc. El Activo Integral
Litoral de Tabasco tuvo un decremento por 27.1 mmb.
Gráfica 23
Reservas de aceite en la Región
R egión Marina Suroeste al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
1,020.9
911.9
1,906.8
Reservas
probables
Reservas 2P
2,927.8
994.9
Reservas 1P o
probadas
Reservas
posibles
Reservas 3P o
totales
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
La región cuenta con un volumen de reservas posibles por 1,020.9 mmb, es decir, 10.3% de total de estas reservas
en territorio nacional (véase gráfica 23). De este volumen, 42.9% es de crudo ligero, 39.4% de crudo pesado y 17.7%
de crudo superligero. El volumen registrado al 1° de enero de 2008 es inferior en 97.9 mmb al de 2007, debido al
decremento registrado en el Activo Integral Litoral de Tabasco (119.2 mmb). El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc
presenta un incremento por un volumen de 21.3 mmb.
80
Secretaría de Energía
Gráfica 24
Región Marina Suroeste
Reservas de crudo al 1 de enero de 2008
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Relación reserva - producción
Esta región sigue presentando la menor relación reserva probada-producción en territorio nacional con tan sólo 6.1
años, la cual es incluso más baja que la del año anterior (7 años). Esta situación se explica en parte por la disminución de
las reservas probadas y porque la producción que se considera para el cálculo es mayor que la empleada en 2007,
(268.1 mmbpce por año en 2008 en comparación con 244.7 mmbpce). Para la reserva 2P la relación aumenta a 11.3
años (disminuyendo en comparación con 2007 cuando este parámetro se ubicó en 12.4 años) y para las reservas
totales es de 17.8 años. En este último caso se puede ver un incremento ya que el volumen aumentó
considerablemente, por lo que incluso con el aumento en la producción, el parámetro crece.
El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc presenta un valor para esta relación de 4.6 años empleando las reservas
probadas, de 8.3 utilizando las reservas probables más probadas y de 10.7 años para las reservas totales.
El Activo Integral Litoral de Tabasco muestra valores mayores en estos parámetros en cualquiera de las reservas
empleadas. En el primer caso, la relación en este activo es de 8.2 años, cuando se consideran las reservas 2P la relación
se eleva a 15.6 años y con las reservas 3P es de 27.8 años.
81
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
3.1.5.3 Región Norte
Cubre un área de dos millones de kilómetros cuadrados siendo la región más extensa del territorio nacional y se ubica
en la parte Norte del país. Está delimitada al norte por los Estados Unidos de América, al este con la isobata15 de 500
metros del Golfo de México, al sur con el Río Tesechoacán y al oeste con el Océano Pacífico.
La Región Norte es la más importante en términos de reservas totales, ya que en ella se encuentran los 29 campos
que conforman el Paleocanal de Chicontepec, que es el área considerada con mayor potencial para futuro desarrollo. Esta
región se compone de tres activos integrales (Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz) y uno de exploración (Activo
Regional de Exploración).
Reservas de petróleo crudo
La Región Norte concentra reservas totales de aceite por 12,546.0 mmb que representan 40.2% del total nacional
en esta categoría. De éstas, la mayor parte corresponde a crudo ligero con 54.4%, el crudo pesado aporta 33.6% y el
superligero contribuye con 12.0%. Debe señalarse que esta región concentra la mayor parte de las reservas totales de
crudo ligero y superligero, en el primer caso las reservas representan 61.1% del total nacional, mientras que en el caso de
las reservas totales de superligero representa un 52.6%.
Las reservas totales de aceite en esta región se localizan en el activo Poza Rica-Altamira que concentra
prácticamente el total de las reservas de crudo ligero y superligero y 99.2% de las de crudo pesado (véase gráfica 25).
El resto lo aporta el activo Veracruz; mientras que Burgos no posee reservas de aceite en ninguna de las clasificaciones.
El volumen de reservas totales de aceite el Activo Integral Poza Rica-Altamira es aportado principalmente por los campos
del paleocanal de Chicontepec que concentran el 93.4% de las reservas del Activo.
Gráfica 25
Composición de las reservas totales por activo de la Región Norte al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
Veracruz
0.0
0.0
33.7
1,509.5
Poza RicaAltamira
6,824.6
4,178.2
0.0
Burgos
0.0
0.0
Superligero
Ligero
Pesado
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
15
Curva que representa cartográficamente los puntos de igual profundidad en océanos y mares.
82
Secretaría de Energía
La región Norte tiene la menor proporción de reservas probadas de aceite del país, con un volumen de 840.7 mmb,
es decir, 8.0% del total nacional. La mayor parte (56.4%) corresponde al crudo ligero, el crudo pesado aporta 42.5% y
el crudo superligero tan sólo 1.1%. A nivel regional el 97.9 % de las reservas probadas de aceite se localizan en el Activo
Integral Poza Rica-Altamira mientras que el volumen restante se encuentra en el Activo Integral Veracruz.
Gráfica 26
Reservas de aceite en la Región Norte al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
5,648.7
6,056.7
6,897.4
Reservas probables
Reservas 2P
12,546.0
840.7
Reservas 1P o
probadas
Reservas posibles
Reservas 3P o
totales
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Las reservas probables de la región alcanzan 6,056.7 mmb, siendo ésta la que más aporta a las reservas de esta
clasificación en territorio nacional con 56.0%. Por tipo de crudo, el pesado representa 38.0%, el ligero 49.9% y el
superligero 12.2%. Regionalmente el Activo Integral Poza Rica-Altamira contiene prácticamente la totalidad de esta
clasificación de reservas de aceite con 99.9%, mientras que el resto lo aporta el Activo Integral Veracruz.
Las reservas posibles de aceite de la región ascienden a 5,648.7 mmb lo que la convierte, una vez más, en la región
de mayor volumen con 57.1% del total nacional. La mayor proporción corresponde a crudo ligero con 59.0% del total,
27.5% corresponden a crudo pesado y 13.5% a crudo superligero. En la aportación regional por activo se tiene que
prácticamente el 100% de las reservas posibles se localizan en el Activo Integral Poza Rica-Altamira, mientras que el
Activo Integral Veracruz posee reservas posibles de crudo pesado por 15.6 mmb equivalente al 0.3% de las reservas
posibles de aceite de la región.
83
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 27
Región Norte
Reservas de crudo al 1 de enero de 2008
Volumende reservaspor tipo de crudo
(millones de barriles)
Reservas 3P
Reservas probadas
Reservas probables
Reservas posibles
Pesado
4,211.9
357.6
2,299.5
1,554.9
Ligero
6,824.6
473.9
3,020.0
3,330.7
Porcentaje de participación por tipo de
crudo en las reservas totales
Superligero
1,509.5
9.2
737.2
763.2
Superligero
12.0%
Pesado
33.6%
Ligero
54.4%
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Relación reserva - producción
La relación reserva-producción para la Región Norte es de 7.9 años empleando las reservas probadas, lo cual
representa una disminución de 2.1 años respecto al año anterior, tal situación se explica por la producción empleada en
el cálculo, que en este caso aumentó 12.4% para ubicarse en 216.6 mmbpce. La relación reserva 2P-producción se
eleva hasta 50.6 años y al emplear las reservas totales es de 90.3 años. Estos dos últimos datos son las relaciones más
elevadas en territorio nacional y están estrechamente vinculados a los datos de reservas probables y posibles de los
campos en el Paleocanal de Chicontepec, que presentan los valores más altos en el país para estas categorías.
Si se consideran exclusivamente las reservas de aceite en la región, la relación se presenta de la siguiente manera:
para la reserva probada la relación es de 25.6 años; las reservas 2P es de 217.4 años y considerando las 3P es de 395.5
años.
3.1.5.4 Región Sur
La Región Sur abarca 390 mil kilómetros cuadrados y se encuentra integrada por los estados de Chiapas, Tabasco,
Campeche, Yucatán, Quintana Roo, así como porciones de los estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz.
La región administra 154 campos distribuidos en cinco activos integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes,
Macuspana, Muspac y Samaria Luna, además de un Activo Regional de Exploración. De éstos, el Activo Integral Cinco
Presidentes cuenta con el mayor número de campos con 42, y Samaria Luna el menor con 17.
84
Secretaría de Energía
Reservas de petróleo crudo
El volumen de reservas totales de aceite de la región asciende a 3,801 mmb, que equivale al 12.2% del total
nacional. La mayor parte de las reservas de aceite corresponden a crudo ligero con 68.7% que a nivel nacional
representan 23.4%. El crudo superligero aparece en segundo lugar con una aportación de 22.8% en la región, y 30.1%
del total nacional. El crudo pesado es el de menor aportación con 8.5% del total regional, que representan 1.9% del
total nacional de reservas de crudo pesado.
Como se puede apreciar en la gráfica 28, la mayor parte de las reservas totales de aceite en la región se encuentran
en el Activo Integral Samaria-Luna con 1,790.2 mmb que equivalen al 47.1%; compuestas por crudo ligero con 43.3%
del total de esta calidad en la región. Las reservas de crudo superligero alcanzan 44.4% y las de crudo pesado 85.1%. El
siguiente activo en cuanto a volumen de reservas es Bellota-Jujo que posee 34.0% de las reservas en la región. Por
calidad de aceite, el activo concentra 36.4% de las reservas 3P de crudo ligero, 35.7 de las de superligero y 9.7% de las
de pesado. La participación del resto de los activos en las reservas totales de la región es la siguiente: Cinco Presidentes
9.9%; Muspac 7.0% y Macuspana 2.1%.
Gráfica 28
Composición de las reservas totales por activo de la
Región Sur al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
383.7
Samaria-Luna
1,131.3
275.2
Muspac
83.2
166.9
15.0
62.1
Macuspana
Cinco
Presidentes
17.1
0.0
27.5
346.8
1.8
308.6
950.4
Bellota-Jujo
31.5
Superligero
Ligero
Pesado
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
85
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 29
Reservas de aceite en la Región Sur al 1° de enero de 2008
(millones de barriles)
765.8
3,378.6
Reservas probables
Reservas 2P
422.4
3,801.0
Reservas posibles
Reservas 3P o
totales
2,612.8
Reservas 1P o
probadas
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Esta región se ubica en el segundo lugar por contribución de reservas probadas (2,612.8 mmb), equivalentes a
24.9% del total nacional en esta categoría, y la única que presenta un incremento en el volumen de estas reservas en
comparación con el año anterior, aún considerando la producción. En la Región Sur predominan las reservas de aceite
ligero con 2,078.8 mmb, es decir 79.6% de estas reservas, siendo Jujo-Tecominoacán, Samaria e Iride los principales
campos de este tipo de crudo. El aceite superligero aportó 18.5% de las reservas probadas y las de crudo pesado el
restante (véase gráfica 30).
En lo que respecta a las reservas probables de aceite, se observa que, al igual que en el caso de las reservas posibles,
esta región aporta al total nacional tan sólo 7.1%, equivalente a 765.8 mmb. Por calidad de crudo, se observa que el
ligero aporta 44.8%, seguido por el superligero con 38.2% y por último el pesado con 17.0%. Los mayores volúmenes
de estas reservas se localizan en los Activo de Bellota-Jujo y Samaria-Luna, en los campos Tajón y Paché y Samaria y
Conduacán.
Las reservas posibles de aceite alcanzan 422.4 mmb que representan 4.3% del total nacional, de éstas la mayor
parte son de crudo ligero (45.2%), le sigue el crudo pesado con 33.8% y el superligero con una aportación de 21%. El
67.8% de las reservas posibles se localizan en los campos Magallanes-Tucán-Pajonal, Iride, Carrizo, Sitio Grande,
Samaria, Cactus y Sen.
86
Secretaría de Energía
Gráfica 30
Región Sur
Reservas de crudo al 1 de enero de 2008
Volumen de reservas por tipo de crudo
(millones de barriles)
Reservas 3P
Reservas probadas
Reservas probables
Reservas posibles
Pesado
323.5
50.9
130.0
142.6
Ligero
2,612.5
2,078.8
342.9
190.8
Porcentaje de participación por tipo de
crudo en las reservas totales
Superligero
865.0
483.1
292.8
89.1
Pesado
8.5%
Superligero
22.8%
Ligero
68.7%
Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México 2008.
Relación reservareserva - producción
La Región Sur presentó un incremento en la relación para los tres tipos de reservas, debido a dos factores, por un
lado se incrementaron los volúmenes de reservas en todas las clasificaciones, además de que la producción considerada
para el cálculo se redujo en 10.5 mmbpce, para ubicarse en 286.8 mmbpce. Con esto, la relación se ubica en 15.1 años
para las reservas probadas, 19.4 años de 2P y 21.7 años para las reservas totales. Los activos de Samaria-Luna y BellotaJujo poseen la mayor relación reserva probada –producción con 17.1 años.
Para el caso de las reservas de aceite y empleando una producción de 169.8 mmb la relación reserva probada producción es de 15.4 años. Empleando las reservas 2P la relación resulta de 19.9 años y cuando se emplean las
reservas totales es de 22.4 años. Considerando exclusivamente el aceite, el activo que presenta la mayor relación reserva
probada-producción es Samaria-Luna con 18.7 años.
3.2 Producción nacional, 1997-2007
El promedio de producción de petróleo crudo para 2007 se ubicó en 3,081.7 miles de barriles diarios (mbd), lo que
representó una disminución de 5.3% respecto al promedio en 2006 y de 8.9% respecto a la producción máxima
obtenida en 2004. Esta disminución se encuentra estrechamente vinculada a una declinación mayor a la prevista y al
avance del contacto agua-aceite en el Activo Integral Cantarell que derivó en una caída en la producción de crudo
pesado por casi 200 mil barriles diarios (mbd). Esta baja producción no se compensa con el incremento en la producción
en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap. Además de lo anterior, otros factores que impactaron la producción de aceite
fueron el cierre de pozos por condiciones climatológicas adversas (paso del huracán Dean en agosto de 2007) y la
ejecución de trabajos de libranza operativa en las plataformas Akal C7 y C8.
87
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 18
Producción de petróleo crudo 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
Total
Crudo pesado
Crudo ligero
Crudo super ligero
1997
3,022.2
1,567.1
881.5
573.7
1998
3,070.5
1,658.9
848.5
563.1
1999
2,906.0
1,563.5
806.1
536.4
2000
3,012.0
1,774.3
733.1
504.6
2001
3,127.0
1,997.0
658.7
471.4
2002
3,177.1
2,173.7
846.6
156.9
2003
3,370.9
2,425.4
810.7
134.8
2004
3,382.9
2,458.0
789.6
135.3
2005
3,333.3
2,387.0
802.3
144.1
2006
3,255.6
2,243.8
831.5
180.4
2007
3,081.7
837.7
2,045.4
198.6
tmca
0.2
-6.1
8.8
-10.1
Nota: Los incremento y decrementos en 2002, se deben a la reclasificación de los crudos ligero y superligero.
Fuente: SIE, Sener, Pemex, Anuario Estadístico 2006.
De acuerdo a la producción por calidad de crudo, la mayor parte correspondió a crudo pesado con 66.4% del total
nacional en 2007. Este crudo presentó una disminución de 8.8% en su producción entre 2006 y 2007, siendo este tipo
de crudo el de mayor producción en el Activo Integral Cantarell. El crudo ligero aportó 27.2% de la producción nacional
e incrementó 0.7% su producción respecto al año anterior. Por último, la producción del crudo superligero representó
6.4% del total nacional y presentó un incremento de 18.2% respecto al 2006.
3.2.1 Evolución de la producción por región
Con respecto al volumen producido en cada región y su aportación al total nacional, se observa que en las dos
regiones marinas se produce el mayor volumen de aceite en el país. Por un lado la Región Marina Noreste se mantiene
como la principal productora de aceite al aportar 65.7% del total nacional; además de que la producción de crudo pesado
durante 2007 en esta región representó 96.9% del total del crudo de esta calidad producido en el país. Por otro lado la
Marina Suroeste incrementó sus niveles de producción, desplazando a la Región Sur, tanto en nivel de producción total
como en producción de crudos ligeros. Su aportación a la producción nacional es de 16.4% y, respecto al volumen de
crudos ligeros, en la Marina Suroeste se producen 48.8% del total en el país. Cabe mencionar que en esta región
básicamente no existe producción de crudos pesados.
88
Secretaría de Energía
Gráfica 31
Producción de petróleo crudo por región, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
4,000
3,500
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
1997
1998
1999
2000
Región Marina Noreste
2001
2002
2003
Región Marina Suroeste
2004
Región Sur
2005
2006
2007
Región Norte
Fuente: Pemex, Anuario Estadístico varios años y SIE.
Como puede apreciarse en la gráfica 31, en tercera posición se ubica la Región Sur, cuya producción representó
15.1% del total en 2007. La Región Sur y la Marina Suroeste concentran la producción de crudos ligeros y superligeros.
Esta última produjo durante 2007, 42% del total de crudo ligero y 51.7% de superligero. Por último la Región Norte
contribuyó con tan sólo 2.8%.
3.2.1.1 Producción de la Región Marina Noreste
Esta región ha sido la principal productora de aceite en el país, alcanzando su nivel máximo en 2004 y
posteriormente ha mostrado un comportamiento a la baja. Durante 2007 se registró el menor nivel de producción desde
2001, alrededor de 8.2% menos que 2006 (véase gráfica 32).
En esta región se localiza el Activo integral Cantarell cuya producción en 2007 fue de 1,496.5 mbd, lo que
representó una disminución de 16.9% respecto a la producción de este activo en 2006 (304.4 mbd menos). Dada la
declinación de Cantarell, aún con el incremento de 30.6% registrado en el Activo Integral Ku-Maloob-Zaap
(equivalentes a 123.4 mbd), la producción de la región fue a la baja.
89
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 32
Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
tmca
Ligero 29.2
Pesado 1,511.
Total
1,540.
36.1
1,605.
1,641.
38.0
1,516.
1,554.
32.7
1,730.
1,763.
32.1
1,953.
1,985.
24.4
2,127.
2,151.
35.4
2,380.
2,416.
28.8
2,412.
2,440.
26.4
2,330.
2,357.
31.2
2,173.
2,204.
42.2
1,981.
2,023.
3.7
2.7
2.8
Fuente: Pemex, Anuario Estadístico varios años y SIE.
Durante el 2007 la proporción de aceite pesado representó casi la totalidad de la producción de la región,
alcanzando una participación de 97.9%, mientras que el resto fue de crudo ligero.
3.2.1.2 Producción de la Región Marina Suroeste
La Región Marina Suroeste ha fluctuado entre el segundo y tercer lugar en la producción nacional de aceite. Durante
2007 la producción de la región se incrementó en 6.5% respecto a 2006, es decir, 30.8 mbd. De éstos, 17.3 mbd
correspondieron al incremento en la producción de ligero con lo que su aportación a la producción total de la región se
ubicó en 81.0%; el superligero tuvo un incremento de 13.5 mbd con una participación de 19.0%. Esta región tiene una
producción marginal de crudo pesado que se incrementó ligeramente de 0.1 mbd a 0.2 mbd. Sobresalen los campos de
Ixtal y Sinán que durante 2007 presentaron incrementos en su producción de 44.5% y 25.3% respectivamente.
90
Secretaría de Energía
Gráfica 33
Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
800
700
600
500
400
300
200
100
0
Superligero
Ligero
Pesado
Total
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
0
0
0
0
0
0
0.4
23.8
52.2
82.5
96.0
tmca
0
758.9
715.7
683.5
621.7
554
452.2
397.2
364.2
343.9
392.4
409.7
-6.0
0
0
0
0
0
0
0
0.3
0.2
0.1
0.2
0
758.9
715.7
683.5
621.7
554
452.2
397.6
388.2
396.3
475.1
505.9
-4.0
Fuente: Pemex, Anuario Estadístico varios años y SIE.
Como se observa en la gráfica 33, los niveles de producción en la región siguen presentando un comportamiento a la
alza, aún cuando todavía no alcanzan los niveles de principios de periodo. El promedio de producción de la región de
1997 a 2007 es de 540.8 mbd.
3.2.1.3 Producción de la Región Norte
Esta región se mantuvo como la de menor participación en la producción de petróleo en territorio nacional durante
2007, sin embargo, es la segunda región en cuanto a producción de crudo pesado, aportando 2.6% del total.
A pesar de que el volumen de su producción en 2007 varió marginalmente respecto al 2006, 2.8% adicional,
mantiene su tendencia a la alza desde 2004, luego de haber registrado su producción más baja en 2003 (véase gráfica
34). El incremento en la producción se debe exclusivamente al crudo ligero con 18.5% adicionales respecto a 2006 con
lo que su participación dentro del total de la producción aumentó de 33.8% en 2006 a 39.0% en 2007. El crudo
pesado disminuyó su producción en 5.2%, respecto al año anterior lo que a su vez representó una caída en su
participación dentro de la producción de la región. La producción promedio en la región para el periodo 1997-2007 se
ubicó en 82.8 mbd.
91
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 34
Producción por tipo de crudo en la Región Norte, 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
120
100
80
60
40
20
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
tmca
Ligero
40.8
39.1
33.9
33.7
35.2
34.6
35.6
42.6
48.1
28.6
33.9
-1.8
Pesado
55.5
53.3
47.2
43.7
43.3
40.3
38.0
38.6
35.4
55.9
53.0
-0.5
Total
96.3
92.4
81.0
77.5
78.5
74.9
73.6
81.2
83.5
84.5
86.9
-1.0
Fuente: Pemex, Anuario Estadístico varios años y SIE.
3.2.1.4 Producción de la Región Sur
La región Sur se caracteriza por ser una importante productora de crudo ligero y superligero. En el primer caso
contribuyó con 42.0% de la producción nacional, mientras que en el segundo caso se eleva hasta 51.7%. El 42% de la
producción de aceite en la región se concentra en los campos Samaria, Jujo, Iride y Puerto Ceiba.
La producción de esta región disminuyó respecto a la obtenida en 2006 en 5.3%, principalmente por la caída de
7.2% en la producción de crudo ligero, con lo que la participación de este crudo dentro del total de la región se ubicó en
75.6%. El crudo pesado también sufrió una caída de 3.5 mbd con lo que su participación fue de 2.3%. Por último, el
crudo superligero incrementó 4.7 mbd su producción, con lo que su aportación a la producción regional fue de 22.1%.
92
Secretaría de Energía
Gráfica 35
Producción por tipo de crudo en la Región Sur, 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
700
600
500
400
300
200
100
0
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
tmca
Superligero 573.7
Ligero
52.6
Pesado
0.6
Total
626.9
563.1
57.5
0.2
620.8
536.4
50.8
0.0
587.2
504.6
44.9
0.0
549.6
471.4
37.3
0.0
508.7
156.9
335.3
6.2
498.4
134.5
342.4
6.4
483.3
111.5
354.1
7.1
472.7
92.0
383.8
20.8
496.6
97.9
379.3
14.2
491.3
102.6
351.9
10.7
465.2
-15.8
20.9
33.4
-2.9
Fuente: Pemex, Anuario Estadístico varios años y SIE.
Cabe mencionar que, en el perfil de producción de esta región, puede observarse claramente el efecto de la
reclasificación de PEP entre 2001 y 2002 en donde la medición de las características de los crudos empezó a realizarse
a boca de pozo, lo que derivó en que parte de la producción de crudo superligero se reclasificara en ligero (véase gráfica
35).
3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1997-2007
Durante 2007 PEP se mantuvo como la subsidiaria que absorbe la mayor proporción de las inversiones ejercidas por
Pemex con el 87.4%, 14.4% mayor en comparación con 2006, lo que representó un incremento de 18,690 millones
de pesos (mmdp) (véase cuadro 19).
El incremento se debe a que PEP cuenta con los mayores costos de operación, mismos que se han elevado en años
recientes como consecuencia de los altos precios del petróleo a nivel mundial, del incremento en los costos de los
materiales (acero, etc.), de que los yacimientos son cada vez más costosos de explotar, entre otros motivos. Los
aumentos en los costos de renta o compra de los equipos utilizados en exploración y explotación, así como un mayor
tiempo de espera para conseguir los mismos, hacen que el costo de las operaciones se incremente.
93
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
C uadro 19
Inversión en capital en Pemexa
(millones de pesos de 2007)
Pemex Total
Inversión no-PIDIREGAS*
Inversión PIDIREGAS
1997
68,270
58,476
9,793
1998
87,448
53,369
34,078
1999
78,565
37,651
40,914
2000
97,625
39,498
58,127
2001
81,520
34,349
47,172
2002
2003
2004
2005
2006
2007
99,022 133,333 137,642 136,807 156,353 170,111
28,131
22,299
13,716
23,093
20,928
17,573
70,890 111,035 123,926 113,714 135,424 152,538
tmca
9.6
-11.3
31.6
PEMEX Exploración y Producción
Inversión no-PIDIREGAS
Inversión PIDIREGAS
49,089
39,296
9,793
65,858
33,335
32,522
61,614
21,679
39,935
61,168
23,860
37,309
68,829
22,538
46,291
77,247 103,653 126,964 121,590 135,221 148,764
16,483
10,491
4,138
11,894
8,465
6,992
60,764
93,162 122,826 109,696 126,756 141,769
11.7
-15.9
30.6
a
Flujo de efectivo.
*La inversión no-Pidiregas solamente considera inversión física.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
Otro factor que influye para el aumento en las inversiones es el hecho de que los campos que se explotan son cada
vez más costosos. Por ejemplo, Cantarell requiere de sistemas de recuperación asistida que permitan evitar que la
producción caiga de forma abrupta, lo que significa erogar mayores recursos aún cuando la producción disminuya. Por
otro lado, los costos en exploración también han ido en aumento ya que los campos a explorar se encuentran en puntos
cada vez de más difícil acceso, lo que aumenta la necesidad de equipos especializados y por lo tanto de mayores costos.
Por lo anterior se estima que, para mantener la plataforma de producción en niveles cercanos a la actual, así como una
buena tasa de restitución de reservas, será necesario incrementar considerablemente la inversión destinada a PEP, así
como de su capacidad de ejecución.
Gráfica 36
Gastos de inversión,
inversión, 19971997-2007
(millones de pesos de 2007)
2007)
180,000
160,000
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
1997
1998
1999
2000
2001
Total inversiones Pemex
Fuente: Sener con base en Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
94
2002
2003
2004
Total inversiones PEP
2005
2006
2007
Secretaría de Energía
Respecto al origen de los recursos se observa que en 2007 las inversiones registradas por concepto de Pidiregas
(Proyectos de infraestructura diferidos en el registro del gasto, también conocidos como Proyectos de infraestructura
productiva de largo plazo) han aumentado su participación a lo largo del periodo de estudio, lo que se mantiene vigente
en 2007. En ese año las inversiones por este concepto fueron 95.3% del total ejercido por PEP, lo que lo convierte en el
segundo de mayor porcentaje de inversiones Pidiregas en el periodo 1997-2007, sólo superado en 2004, cuando el
porcentaje se ubicó en 96.7%.
Es importante mencionar que el monto de inversión no asociado a Pidiregas registró una disminución respecto al año
anterior de 14.1%, con lo que se observa que no solamente disminuye su participación dentro del total de la inversión
sino que también presentó un decremento real en este sentido.
Gráfica 37
Participación de la inversión Pidiregas
Pidiregas en la inversión total, 19971997 -2007
Fuente: Sener con base en Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
3.4 Actividad exploratoria e infraestructura en PEP
El desarrollo de infraestructura en las actividades de PEP, tiene distintas fases de maduración: la actividad
exploratoria dirigida, la evaluación del potencial de los yacimientos, la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo,
que permitan la incorporación de reservas y posteriormente la producción. Además es necesaria la construcción y
conexión de oleoductos y gasoductos de los campos a las plantas de procesamiento y a las terminales de exportación.
Hoy en día, PEP enfrenta grandes retos en la exploración y explotación de hidrocarburos, ya que algunos campos en
explotación se encuentran en la etapa de declinación, siendo los más importantes los del Activo Integral Cantarell, que
aportan un volumen cercano a 50% de la producción de crudo del país. Para alcanzar el objetivo de producción se deberá
administrar en forma eficiente la declinación de Cantarell y aumentar el grado de certidumbre en la predicción del
95
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
comportamiento futuro del yacimiento, así como el desarrollo de infraestructura en otras regiones buscando alcanzar los
mayores factores de recuperación posibles.
Respecto al proyecto Cantarell, en 2007 arrancó la planta de deshidratación de Nohoch que incorpora los primeros
pozos con contenido elevado de agua. Adicionalmente, se perforaron pozos no convencionales para alargar su vida
productiva y mejorar la distribución del drenado del fluido dentro del yacimiento.
En Ku-Maloob-Zaap se llevan a cabo inversiones importantes con el propósito de que al final de 2008 se pueda
obtener una producción de crudo de alrededor de 800 mbd, una y media veces más que la producción alcanzada en
2007, y 22% de la plataforma de producción total de este hidrocarburo. Asimismo, continúa el desarrollo de
Chicontepec, proyecto que representa un reto de grandes proporciones, debido a que no es un yacimiento único como
Cantarell, y requiere de la perforación de una gran cantidad de pozos en pequeños yacimientos que sumados aporten un
volumen importante de petróleo crudo.
Exploración y perforación de pozos
A partir de 2007, para documentar y transparentar los resultados y evaluar el avance en materia de exploración, se
adoptó una estructura con un enfoque hacia el proceso: evaluación del potencial, incorporación de reservas, y
delimitación de yacimientos, detallando los aspectos sustantivos en cuencas y proyectos.
Evaluación del potencial petrolero
La evaluación del potencial petrolero se realiza en la Cuenca del Golfo de México Profundo, en los proyectos Golfo
de México B y Golfo de México Sur; así como en las cuencas del sureste en los proyectos Coatzacoalcos, Cuichapa y
Reforma. Los principales resultados derivados de las actividades relacionadas con esta actividad fueron los siguientes:
En aguas profundas del área Coatzacoalcos Profundo se perforó y terminó el pozo Lalail-1 en un tirante de agua de
805 metros, para una profundidad total de 3,825 metros, en un área que se considera compleja por la presencia de sal.
Se probaron dos intervalos, el primero resultó productor de gas con 18.14 mmpcd y el segundo fue productor de gas con
3.2 mmpcd.
La sismología 3D tuvo un avance de 9,412 kilómetros cuadrados, 8,936 kilómetros cuadrados más respecto al año
anterior. En el estudio Temoa del Proyecto Golfo de México B, el avance fue de 7,052 kilómetros cuadrados; y en la
porción terrestre de las Cuencas del Sureste, en el proyecto Reforma, se adquirieron 574 kilómetros cuadrados, por la
ampliación del cubo sísmico Herradura Norte, a fin de identificar un mayor número de oportunidades exploratorias.
En noviembre de 2007 inició la perforación de la localización Chelem-1 con un tirante de agua de 810 metros,
ubicada frente a las costas de Coatzacoalcos. Al cierre del ejercicio la perforación alcanzó una profundidad de 2,744
metros.
En 2007 se aprobó la creación del Activo Integral Holok-Temoa, que atenderá las operaciones en el área profunda
de Coatzacoalcos, conformada por las áreas estratégicas Anegada Labay, Holok, Temoa y Yoka, básicamente que cubren
una extensión de 29,910 kilómetros cuadrados.
96
Secretaría de Energía
Incorporación de reservas
Las actividades relacionadas con el proceso de incorporación de reservas se desarrollan en las cuencas de Burgos,
Sabinas, Veracruz y en las del sureste, específicamente en los proyectos: Integral Burgos, Integral Veracruz, Comalcalco,
Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.
Durante 2007, el avance registrado de adquisición sísmica 2D fue de 1,121 kilómetros; en el proyecto Almagres 2D
bloque Chalca, se adquirieron 802 kilómetros más. Además, se adquirieron 315 kilómetros en el proyecto Coyula
Humapa Cacahuatengo para determinar la extensión de los campos en el área sur de Chicontepec y se inició el estudio
Siberia-Relámpago-Rodrigueño del Activo Integral Burgos en diciembre de 2007.
La adquisición de sismología 3D en incorporación de reservas, tuvo un avance de 2,437 kilómetros cuadrados, 8%
mayor, respecto al año anterior. En la Cuenca de Sabinas, el estudio Ulúa-Gato tuvo un avance de 902 kilómetros
cuadrados, y en Olmos Sur la adquisición sísmica fue de 247 kilómetros cuadrados, lo anterior originado por
disponibilidad anticipada de equipo y permisos. En la Cuenca de Burgos se adquirieron 243 kilómetros cuadrados en el
estudio Pandura Sur realizados bajo el esquema de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF). En el programa de
incorporación de reservas se terminaron 45 pozos exploratorios.
Delimitación de yacimientos
Las actividades contenidas en el proceso de delimitación de yacimientos consideran las cuencas del sureste en los
proyectos Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino. A partir de 2007, la estrategia exploratoria retoma el
programa de delimitación con el propósito de reclasificar reservas que permitan reducir el costo de descubrimiento y
desarrollo, y disminuir la incertidumbre para la fase de desarrollo de campos.
El resultado más significativo de 2007 fue la conclusión del pozo Maloob DL 3, con una productividad de 4,752
barriles por día (bd) de crudo pesado (13.5°API). Este resultado contribuyó en forma importante a reclasificar un
volumen de 93.9 mmbpce de reserva probada.
En ese mismo año, los resultados totales de las actividades de exploración y perforación de pozos arrojan la
terminación de 659 pozos, tres más que el año anterior, de los cuales 610 fueron de desarrollo (550 terrestres y 60
marinos), y 49 de exploración. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental de 146.3 mbd de crudo y 285
mmpcd de gas; se descubrieron 16 campos, cuatro de crudo y 12 de gas y condensado.
97
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Mapa 2
Campos descubiertos y éxito comercial en 2007
Fuente: Memoria de labores 2007, Pemex.
La terminación de pozos exploratorios arrojó 24 pozos productores, nueve de crudo, 13 de gas seco, y dos de gas y
condensados, con un éxito de 49%, 2.6 puntos porcentuales más que en 2006. El porcentaje de éxito corresponde
únicamente a pozos que han incorporado reservas probadas, conforme a los lineamientos de la SEC.
Cabe mencionar que, según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios (incluyen pozos de
sondeos estratigráficos) y de desarrollo (incluyen pozos de inyección). Según su grado de terminación, los pozos se
clasifican como perforados o terminados.
Los perforados se refieren a los que la perforación con la barrena ha sido concluida y cuenta con tubería de
revestimiento ya cementada, pero todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes que permiten la
producción de hidrocarburos. En este rubro de pozos perforados en 2007, se registraron 49 exploratorios y 566 de
desarrollo.
Los pozos perforados terminados, son aquellos en los que, como su nombre lo indica, 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 del pozo y la roca almacenadora, así como la limpieza y estimulación. Para 2007 se
terminaron 49 pozos exploratorios y 610 de desarrollo (véase cuadro 20).
98
Secretaría de Energía
Cuadro 20
Perforación de pozos por región, 19971997-2007
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pozos exploratorios perforados
Región Marina Noreste
Región Marina Suroeste
Región Sur
Región Norte
Pozos de desarrollo perforados
Región Marina Noreste
Región Marina Suroeste
Región Sur
Región Norte
Pozos exploratorios terminados
Región Marina Noreste
Región Marina Suroeste
Región Sur
Región Norte
Pozos de desarrollo terminados
Región Marina Noreste
Región Marina Suroeste
Región Sur
Región Norte
15
2
3
4
6
115
22
4
28
61
10
3
3
4
111
21
5
30
55
19
1
3
4
11
205
38
5
25
137
21
3
4
4
10
182
32
6
26
118
28
2
26
202
34
1
7
160
22
2
1
19
212
29
1
7
175
49
2
5
42
234
23
2
11
198
37
1
2
34
212
12
2
12
186
45
3
5
37
404
13
19
372
53
4
8
41
406
28
15
363
58
11
7
40
389
7
21
361
55
7
5
43
404
14
21
369
96
4
23
9
60
557
19
3
33
502
88
3
25
11
49
505
22
2
30
451
105
9
20
9
67
628
31
16
65
516
103
7
21
6
69
624
28
7
60
529
73
5
9
5
54
686
31
16
78
561
74
7
6
5
56
668
28
16
84
540
58
3
5
6
44
614
39
9
45
521
69
3
8
5
53
587
38
19
45
485
49
2
4
7
36
566
44
8
69
445
49
2
5
6
36
610
48
6
66
490
Fuente: Anuario Estadístico 2007, Pemex.
Por su parte, en pozos de desarrollo se alcanzó un éxito de 94%, 1.8 puntos porcentuales más que en el año previo,
con 267 pozos de crudo y gas asociado, 302 de gas y condensado; además de dos pozos inyectores terminados y tres
pozos correspondientes a proyectos especiales. Se realizaron 2,357 intervenciones a pozos en 2007, 14.8% más que
las efectuadas el año previo. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental promedio diaria de 223.9 mbd de
crudo y 378 mmpcd de gas natural.
En la terminación de pozos, por regiones, la Región Norte contribuyó con 73.5% del total de exploración y 80.3%
de desarrollo, especialmente en el activo Burgos donde se terminaron 21 pozos de exploración y 304 de desarrollo y en
Poza Rica-Altamira 168 de desarrollo. En la Región Sur se terminaron seis pozos exploratorios y 66 pozos de desarrollo;
sobresalen los activos Cinco Presidentes con 28 pozos, Samaria-Luna con 20 y Bellota-Jujo con nueve. En la Marina
Suroeste se terminaron cinco pozos de exploración y seis de desarrollo, mientras que en la Noreste fueron dos y 48 en el
orden anterior.
Finalmente, el promedio anual de 2007 de pozos en operación es de 6,280, en 352 campos de crudo y gas natural,
con una profundidad promedio de 2,744 metros por pozo, y 215 plataformas marinas.
99
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Cuadro 21
Perforación de pozos y explotación de campos, 19971997-2007
a
Pozos perforados
Pozos terminados
Pozos exploratorios
Productivos
% de éxito
Pozos de desarrollo
Productivos
% de éxito b
c
Equipos de perforación
En exploración
En desarrollo
Kilómetros perforados
d
Profundidad promedio por pozo (m)
e
Campos descubiertos
Aceite
Gas
Campos en producción
f
Pozos en operación
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
130
121
10
7
70
111
106
96
48
13
36
527
3,507
339
4,663
224
203
21
13
62
182
178
98
60
11
49
728
3,907
6
2
4
324
4,551
230
234
22
9
41
212
193
91
42
7
35
706
3,062
5
5
313
4,269
283
249
37
21
57
212
191
95
43
12
31
782
2,838
6
1
5
299
4,184
449
459
53
28
53
406
370
91
50
10
40
1,098
2,359
15
15
301
4,435
447
459
55
27
49
404
355
88
70
21
50
1,186
2,478
16
2
14
309
4,590
653
593
88
53
60
505
455
90
101
35
66
1,763
2,904
33
11
22
340
4,941
733
727
103
42
41
624
581
94
132
40
92
2,106
2,692
24
8
16
355
5,286
759
742
74
39
53
668
612
92
116
27
88
2,004
2,828
16
3
13
357
5,682
672
656
69
32
46
587
541
92
103
23
80
1,858
2,771
13
2
11
364
6,080
615
659
49
24
49
610
569
94
116
20
96
1,798
2,744
14
4
10
352
6,280
a
Pozos perforados hasta el objetivo.
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 incorporan reservas probadas.
f
A partir de 2000 es promedio anual.
Fuente: Anuario Estadístico 2007, Pemex.
b
Ductos
Al cierre de 2007, PEP cuenta con una red de 4,246 km de oleoductos para transportar el crudo a baterías de
separación, refinerías y terminales de exportación; así como con una red de 7,500 km de gasoductos que transportan la
inyección de gas seco a ductos de PGPB, y el gas húmedo amargo y dulce a las plantas procesadoras de gas.
Durante 2007, Pemex Exploración y Producción realizó diversas actividades para la comercialización e incorporación
al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), del gas húmedo dulce proveniente del campo Nejo, del Activo Integral
Burgos. En diciembre, PEP incorporó la producción de gas natural del campo Tinta, a dicho sistema, mediante la
celebración de un contrato de prestación de servicios de transporte con Pemex-Gas y Petroquímica Básica, el cual
permite manejar este hidrocarburo bajo condiciones distintas a las establecidas en las Condiciones Generales de
Transporte del SNG.
Con objeto de garantizar que la producción de gas natural, proveniente del desarrollo de los campos ubicados en los
activos integrales Burgos y Veracruz fuera comercializada, Pemex Exploración y Producción llevó a cabo las
negociaciones correspondientes con Pemex Gas y Petroquímica Básica para realizar las interconexiones al SNG en los
puntos Nejo, Tinta, Papán y Mareógrafo.
100
Secretaría de Energía
3.5 Consumo nacional, 1997-2007
Existen dos destinos para el crudo que se consume en territorio nacional. El primero y más importante es el de las
refinerías que emplean el petróleo para producir productos como gasolinas, diesel, turbosina, entre otros. Este destino
representó 90.7% de la demanda nacional de crudo, lo que significó un incremento de 4.8 puntos porcentuales
respecto al año anterior, aún cuando el consumo real de petróleo por parte del Sistema Nacional de Refinación (SNR)
tuvo una reducción de 11.1 mbd en promedio en comparación con 2006, lo que representa una contracción de 0.9%
(véase gráfica 38). Esta situación se explica por dos razones, por un lado, la reducción del volumen disponible de crudo
para distribución respecto al año anterior, y por otro, la eliminación del concepto de maquila, debido a la conclusión del
contrato con la refinería de Deer Park en Texas en 2007.
Como se puede observar en la gráfica 38, el crudo ligero sigue presentando la mayor demanda entre los distintos
tipos de crudo. Lo anterior se encuentra vinculado a que, a la fecha, sólo dos de las seis refinerías que integran el SNR
(Madero y Cadereyta) incluyen procesos de conversión profunda -procesos que generan una mayor proporción de
destilados a partir de las corrientes de fondo de barril (corrientes de destilados pesados). Ello les permite procesar un
mayor volumen de crudo pesado en la carga que se introduce en dichas refinerías (de hasta 50%). Las otras cuatro
refinerías del SNR necesitan de una mayor proporción de crudo ligero en la mezcla (de hasta 85%) para obtener
rendimientos similares.
Gráfica 38
Demanda del SNR por tipo de crudo, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
1997
1998
1999
Superligero 21.2
19.5
16.4
Ligero
602.4
734.2
759.5
Pesado
449.0
400.9
356.6
Total
1,072.5 1,154.5 1,132.5
2000
2001
2002
1.7
2.9
11.8
745.7
803.2
817.8
379.6
334.4
342.3
1,126.9 1,140.4 1,171.9
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
101
2003
2004
2005
2006
2007
9.1
3.5
14.1
19.2
19.5
809.5
758.2
728.4
720.8
722.1
427.8
496.2
532.4
502.2
489.3
1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1,230.9
tmca
-0.8
1.8
0.9
1.4
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
A pesar de la reducción en la demanda total de crudo por parte del SNR, el crudo ligero registró un incremento
respecto a 2006 al ubicarse en 722.1 mbd, 0.2% mayor respecto al año anterior, alcanzando una participación de
58.7%. El crudo pesado posee la segunda mayor demanda alcanzando una participación de 39.8%; cabe señalar que su
demanda tuvo una reducción de 2.6% en comparación con 2006. El superligero es el crudo de menor demanda por
parte del SNR representando 1.6% de la demanda de las refinerías nacionales.
El segundo destino en la demanda nacional se refiere al uso del petróleo crudo como materia prima de las industrias
químicas como la petroquímica. Con tal fin se destinan 125.5 mbd al Complejo Petroquímico La Cangrejera, el cual
captura 9.3% de la demanda del país. Esta demanda se incrementó 2.6% en comparación con 2006, sin embargo, aún
se encuentra lejos de la demanda máxima registrada en 2003, cuando el crudo destinado a este concepto se ubicó en
150.4 mbd.
La mayor parte del crudo enviado a este complejo es de tipo ligero. Durante 2007, el volumen de éste alcanzó 78.8
mbd, reduciéndose 20.1% respecto al año anterior. El crudo superligero, que el año pasado no presentó demanda alguna
por parte de este complejo, este año ocupo el segundo lugar, registrando un promedio de 30.7 mbd, es decir, cubrió
24.5% de la demanda. En último lugar quedó el crudo pesado, cuyo volumen promedio enviado se ubicó en 16.1 mbd,
12.8% de la demanda total del complejo, al disminuir 32.2% respecto a 2006 y 89.3% respecto a la demanda máxima
en 2003.
3.6 Comercio exterior, 1997-2007
Las exportaciones registradas en 2007 se redujeron 5.9% respecto al año anterior, reducción similar a la caída en la
producción de petróleo en el país (5.6%). Lo anterior se debe a que, aún cuando el destino prioritario de la producción
nacional es el abastecer la demanda nacional de crudo, durante el 2007 el requerimiento del país disminuyó, además de
que finalizó el contrato de maquila con la refinería de Deer Park. Estos factores permitieron destinar parte de la
producción a exportaciones, por lo que el impacto de la baja no fue tan importante en este rubro. Aún así, el volumen
promedio de exportación de 2007 (1,686.2 mbd) es el más bajo registrado desde el 2000 y el tercero más bajo en el
periodo de estudio.
De acuerdo al volumen de exportación por tipo de crudo en 2007, el Maya (crudo pesado) sigue representando la
mayor parte de las exportaciones. Su participación en el total se ubico en 87.3%, aún cuando su volumen respecto a
2006 disminuyó 1.4%. Esta reducción en el volumen de exportaciones es una tendencia que se presenta por cuarto año
consecutivo y se encuentra directamente relacionada con la menor producción de este crudo en territorio nacional. El
promedio en el volumen de crudo pesado exportado durante el periodo es de 1,325.6 mbd.
102
Secretaría de Energía
Gráfica 39
Exportaciones nacionales por tipo de crudo, 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
2,000
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Olmeca
Istmo
Maya
Total
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
tmca
485.2
215.8
468.8
207.6
434.4
190.1
397.6
109.8
317.4
86.8
244.8
45.8
215.6
24.9
221.4
27.4
215.8
81.0
230.6
68.3
172.7
41.1
-9.8
-15.3
1,019.7
1,720.7
1,058.7
1,735.1
929.1
1,553.6
1,096.4
1,603.7
1,351.4
1,755.7
1,414.5
1,705.1
1,603.4
1,843.9
1,621.6
1,870.3
1,520.4
1,817.1
1,493.8
1,792.7
1,472.3
1,686.2
3.7
-0.2
Fuente: Anuario Estadístico varios años, Pemex, Sistema de Integración Energética.
El volumen de crudo superligero u Olmeca se mantiene como el segundo mayor destinado a exportación. Su
volumen se contrajo 25.1% respecto a 2006 (57.9 mbd menos), lo que a su vez se traduce en una reducción en su
participación de 12.3% a 10.2%. Este volumen es el más bajo registrado en el periodo 1997-2007, la reducción se
explica por la mayor demanda por este tipo de crudo en territorio nacional en 2007, principalmente por el Complejo
Petroquímico La Cangrejera. Aunado a esto, no toda la producción de crudo superligero se comercializa, ya que una parte
se destina a la elaboración de mezclas –generalmente con crudos pesados- con el fin de cubrir con la calidad requerida
por el SNR o debido a los requerimientos de los mercados de los destinos de exportación.
Por último el crudo ligero (Istmo) también ha disminuido su volumen de exportaciones, registrando la caída más alta
de las tres calidades de crudo, 39.8% menos que en 2006, lo que representa una reducción de 27.2 mbd. En este caso,
al igual que lo que sucede con el crudo superligero, la producción nacional aumentó, sin embargo, la disponibilidad total
se redujo principalmente por la elaboración de mezclas, lo anterior se suma al hecho de que la demanda nacional
incrementó, lo que dio como resultado un menor volumen de crudo ligero disponible para exportación.
3.6.1 Destino de exportaciones por región y país
Durante 2007 se registró un decremento importante en el volumen de exportaciones hacia la región de América de
6.4%. Aún así se mantiene la importancia de esta región como la mayor consumidora de crudo nacional, captando
88.2% del total de las exportaciones de crudo en ese año.
103
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Las exportaciones de crudo Maya a esta región se ubicaron en 1,279.9 mbd16, 86.0% en términos de participación
en el total de exportaciones a la región y 86.9% del volumen de dicho crudo destinado a exportación. El crudo Olmeca
le sigue con 172.7 mbd, es decir, que la región absorbe la totalidad del volumen de crudo Olmeca destinado a
exportaciones. Por último se encuentra el crudo Istmo que con 35.0 mbd representa 2.7% del total del crudo exportado
a esta región y 85.2% del total de crudo Istmo exportado por el país. Todas las calidades de crudo presentaron una
reducción en sus volúmenes respecto al año anterior, así, el de crudo pesado se redujo en 16.7 mbd (1.3%), el de crudo
ligero en 27.7 mbd (44.1%) y el de superligero en 57.9 mbd (25.1%).
La segunda región en cuanto a captación de exportaciones mexicanas es Europa, que en 2007 recibió 9.7% del
total, registrando una disminución de 4.4% respecto a 2006. El volumen exportado a esta región durante 2007 es el
más bajo registrado en el periodo de estudio (véase cuadro 22). La mayor demanda por parte de Europa la presenta el
crudo Maya, que con 157.2 mbd representó 96.3% de las exportaciones a esta región y el resto corresponde al Istmo.
La reducción en el volumen exportado entre 2006 y 2007 se debió exclusivamente al crudo pesado cuyo volumen se
contrajo en 7.4 mbd (-4.5%), el crudo Istmo, en contraparte se incrementó 0.5 mbd (9.6% adicionales).
La tercera región a la cual se exporta el crudo mexicano es Lejano Oriente y África, aunque debe señalarse que la
India es el único país al que se le exporta crudo desde 2006, con lo que este país ha captado el total de las exportaciones
a esa región durante dos años consecutivos. Otro punto es que la India sólo absorbe crudo pesado (Maya). En los años
en los cuales se exportaba crudo a Japón, se destinaba crudo ligero y superligero hacia ese país. Es también importante
que, aún cuando las exportaciones son relativamente bajas en comparación con las otras regiones, el volumen creció
10% respecto a 2006.
Cuadro 22
Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, 19971997-2007
(miles de barriles diarios)
Total
América
Europa
Lejano Oriente y África
1997
1,720.7
1,469.5
175.9
75.3
1998
1,735.1
1,500.5
190.3
44.3
1999
1,553.6
1,330.0
176.5
47.0
2000
1,603.7
1,378.7
185.5
39.5
2001
1,755.7
1,527.9
183.9
43.9
2002
1,705.1
1,477.5
181.0
46.7
2003
1,843.9
1,603.8
175.7
64.4
2004
1,870.3
1,655.6
178.4
36.3
2005
1,817.1
1,589.1
193.9
34.2
2006
1,792.7
1,589.9
170.8
32.0
2007
1,686.2
1,487.6
163.3
35.2
tmca
-0.2
0.1
-0.7
-7.3
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas Sistema de Integración Energética.
En lo relativo a la participación en las exportaciones de crudo por país se observa que EUA se mantiene como el
principal destino del crudo mexicano (véase cuadro 23), lo que se atribuye a la cercanía geográfica, a la alta demanda de
petróleo y a que es el país con mayor capacidad de conversión profunda17 a nivel mundial – lo que se traduce en que el
crudo Maya pueda venderse a un mejor precio al aprovecharlo para obtener productos de mayor valor-. Con lo anterior
se explica porque las compañías de refinación en ese país están dispuestas a pagar mejores precios por este tipo de crudo
que otras regiones en el mundo.
16
17
Incluyen 12.7 mbd de crudo Altamira.
Proceso de refinación que permite obtener productos petrolíferos de mayor valor agregado a partir de crudos más pesados.
104
Secretaría de Energía
EUA absorbió 80.2% de las exportaciones totales; 80.4% (1,183.8 mbd) del total de las exportaciones de crudo
Maya, lo que representó 79.6% de las exportaciones mexicanas de crudo a ese país. El crudo Olmeca que tuvo como
destino EUA representó 92.7% de las exportaciones mexicanas de este crudo, equivalente a 160.1 mbd (el porcentaje
restante se divide en República Dominicana con 6.4% y Jamaica con 1.6%). El Istmo presenta la menor demanda
ubicándola en 7.6 mbd lo que se traduce en 18.5% de las exportaciones mexicanas de este tipo de crudo y 0.6% del
crudo mexicano exportado a EUA.
El segundo país en cuanto a recepción de crudo mexicano durante 2007 fue España. En ese año captó 7.4% del
total de exportaciones, y en volumen fue 13.3% menor que el año anterior. La mayor parte de las exportaciones
correspondieron a crudo pesado (Maya) cuyo volumen alcanzó 121.0 mbd (96.7% del total de crudo enviado a ese
país), mientras que los 4.1 mbd restantes fueron de crudo Istmo.
Cuadro 23
Destino de exportaciones mexicanas de crudo por país,
país , 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
Totala
Estados Unidos
España
Antillas Holandesas
India
Convenio de San José
Canadá
Portugal
Gran Bretaña
Israel
Holanda
Japón
Sudáfrica
Otros
1997
1,720.7
1,334.9
122.8
58.2
42.3
30.4
15.5
9.2
5.1
17.9
62.6
12.7
9.2
1998
1,735.1
1,335.3
134.8
86.5
45.4
32.6
20.7
11.4
3.5
18.3
31.5
12.8
2.3
1999
1,553.6
1,172.8
121.9
101.5
32.8
22.9
20.4
16.7
4.6
11.4
42.1
4.9
1.5
2000
1,603.7
1,203.4
140.1
107.0
4.9
41.6
26.7
17.5
17.8
4.8
1.4
34.6
3.9
2001
1,755.7
1,321.7
147.0
133.9
20.8
44.6
27.6
15.2
14.6
3.6
16.7
1.8
8.2
2002
1,705.1
1,338.6
140.8
91.8
36.7
27.2
19.9
15.4
15.7
4.8
2.7
9.9
1.5
2003
1,843.9
1,437.5
143.4
104.9
52.5
32.1
29.3
15.0
12.5
4.8
10.7
1.2
2004
1,870.3
1,482.0
149.5
116.5
36.3
29.0
28.1
12.5
12.2
3.6
0.7
2005
1,817.1
1,424.7
160.8
95.8
32.8
30.5
38.2
17.7
10.9
4.4
1.4
2006
1,792.7
1,441.9
144.3
75.0
32.0
36.7
36.3
12.5
7.8
3.6
1.9
0.6
2007
1,686.2
1,351.5
125.1
70.0
35.2
35.5
30.6
10.0
10.1
3.6
14.4
-
tmca
-0.2
0.1
0.2
1.9
-1.7
0.1
-4.3
1.0
-3.4
-2.2
-
a
En diciembre de 2006 y enero de 2007, algunos cargamentos fueron pospuestos por condiciones climatológicas adversas.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
Las Antillas Holandesas siguieron ocupando el tercer puesto en cuanto a su importancia como importadora de crudo
mexicano. Al igual que las exportaciones hacia EUA y España, el volumen exportado a este país se redujo, en este caso
6.7% en 2007. Las exportaciones a dicho país fueron exclusivamente crudo Maya.
De los países con los que se suscribió el Convenio de San José18 (Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador,
Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana) tres recibieron exportaciones de
crudo mexicano durante el 2007. Nicaragua recibió 18.8 mbd, de los cuales 17.7 mbd fueron de Maya y el resto de
Olmeca; República Dominicana con 15.8 mbd, de los cuales 11 mbd fueron de crudo Olmeca, 3.3 mbd de Maya y el
resto de Istmo; y Jamaica que tan sólo captó 1 mbd (0.6 de Olmeca y 0.4 de Maya). Con esto se tiene que el volumen
total destinado al Convenio durante 2007 fue de 35.5 mbd que representó 2.1% de las exportaciones mexicanas, lo
que significó una reducción de 3.3% respecto a 2006.
18
México y Venezuela renovaron en agosto de 2005 el pacto que establece el suministro conjunto de 160 mil barriles de crudo y/o derivados a
los países de América Central y el Caribe.
105
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 40
Distribución porcentual de las exportaciones de crudo en América, 2007
Pacto de San
José
2.4%
Otros
6.8%
Estados
Unidos
90.9%
Fuente: Sener, con base en información de Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
3.7 Balance nacional, 1997-2007
Aún cuando la producción nacional de petróleo en 2007 disminuyó respecto a 2006, México sigue siendo uno de
los principales productores de petróleo a nivel internacional. Estos niveles de producción han permitido que el país
exporte una proporción considerable de su producción, permitiéndole captar ingresos importantes para el país.
Dentro de los sucesos a considerar, se observa una importante reducción en el Activo Cantarell que es el principal
productor de crudo en el país y que además concentra casi la totalidad de la producción de crudo pesado. Esta tendencia
a la baja está siendo administrada para obtener la mayor producción posible pero, dada la naturaleza del yacimiento,
seguirá disminuyendo conforme transcurra el tiempo. Lo anterior muestra la importancia de encontrar campos en otros
puntos del país que ayuden a solventar la pérdida de producción de este activo, lo que implica aumentar la capacidad de
ejecución, así como un gran esfuerzo para seguir siendo un importante actor en el marco internacional.
106
Secretaría de Energía
Cuadro 24
Balance nacional de petróleo crudo, 19971997- 2007
(miles de barriles diarios)
Concepto
Disponibilidad
Ligero
Pesado
Superligero
Producción
Ligero*
Pesado*
Superligero*
Condensados incorporados al crudo
Gasolinas y naftas incorporadas al crudo
Inyección y traspaso
Mermas por evaporación
Derrame y otros conceptos
Empaque neto de productos
Variación de inventarios (en domos)
Variación de inventarios (en campos)
1997
2,833.5
1,013.9
1,299.1
520.5
2,858.3
910.1
1,370.6
577.7
0.3
2.3
0.0
17.3
-0.5
1.0
9.2
-0.5
1998
3,063.3
1,001.8
1,568.7
492.8
3,070.5
848.5
1,658.9
563.1
0.4
2.1
0.0
17.0
-0.2
0.4
-8.2
0.3
1999
2,893.7
947.1
1,487.4
459.3
2,906.0
806.1
1,563.5
536.4
0.2
2.4
0.0
15.2
0.0
0.5
-0.4
-0.3
2000
2,994.9
900.2
1,667.8
426.9
3,012.0
733.1
1,774.3
504.6
0.1
2.9
0.0
14.6
0.0
0.0
4.4
1.1
2001
3,113.2
915.5
1,864.5
333.2
3,127.0
658.7
1,997.0
471.4
0.3
2.9
0.0
14.0
0.0
0.4
3.9
-1.3
2002
3,170.6
864.1
2,024.0
282.6
3,177.1
846.6
2,173.7
156.9
1.1
1.8
0.0
13.8
-1.3
0.1
-5.2
-0.6
2003
3,363.1
835.1
2,293.9
234.1
3,370.9
810.7
2,425.4
134.8
1.3
2.4
0.0
13.6
0.0
0.1
-3.3
0.9
2004
3,365.4
790.5
2,346.5
228.3
3,382.9
789.6
2,458.0
135.3
0.3
1.9
0.0
13.4
0.0
0.3
6.4
-0.5
2005
3,324.9
832.0
2,257.8
235.1
3,333.3
802.3
2,387.0
144.1
0.7
0.9
0.0
13.9
0.1
-0.6
-3.7
0.3
2006
3,241.0
914.5
2,077.6
248.9
3,255.6
831.5
2,243.8
180.4
1.4
1.4
0.0
13.8
0.1
0.6
2.7
0.3
2007
3,072.7
849.2
1,998.2
225.3
3,081.7
837.7
2,045.4
198.6
1.0
1.0
0.0
13.5
-1.1
0.3
-2.4
-1.3
tmca
0.8
-1.8
4.4
-8.0
0.8
-0.8
4.1
-10.1
11.8
-8.0
-16.5
-2.4
-12.0
-
Distribución
2,828.6
Ligero
1,015.3
Pesado
1,298.6
Superligero
514.7
Entrega de crudo a plantas y maquila
1,276.3
A refinerías
1,068.9
Ligero
616.3
Pesado
432.6
Superligero
19.9
A Maquila
0.0
Superligero
0.0
Pesado
0.0
A La Cangrejera
207.2
Ligero
207.2
Pesado
0.0
Superligero
0.0
A U.P. La Venta
0.2
A terminales de exportación (1)
1,552.3
Recibo
Istmo
191.6
Maya y otros
866.0
Olmeca
494.8
Carga a exportación
1,547.5
Istmo
189.8
Maya
865.6
Olmeca
492.1
Movimiento de inventarios
4.8
Istmo
1.8
Maya
0.4
Olmeca
2.7
Diferencias (calc)
0.1
Diferencias total
4.8
Diferencia suma
-4.8
Ligero
-1.4
Pesado
0.4
Superligero
5.8
(1) Para obtener el volumen a 60 °F, multiplicar por 0.9966
* Volúmenes medidos a 20°C
** A partir de 2004, el tipo de crudo se clasifica desde el pozo.
Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.
3,055.8
1,002.8
1,564.1
488.9
1,317.9
1,154.5
734.2
400.9
19.5
0.0
0.0
0.0
163.2
63.9
99.2
0.0
0.2
1,738.0
2,889.9
948.1
1,487.0
454.8
1,338.7
1,132.5
759.5
356.6
16.4
56.7
3.4
53.2
149.6
0.0
149.6
0.0
0.0
1,551.2
2,986.4
898.0
1,664.9
423.5
1,366.6
1,126.9
745.7
379.6
1.7
103.7
22.4
81.3
136.0
39.7
96.4
0.0
0.0
1,619.8
3,105.6
914.2
1,861.5
330.0
1,349.0
1,140.4
803.2
334.4
2.9
62.3
8.9
53.5
146.2
26.8
119.4
0.0
0.0
1,756.6
3,163.1
864.0
2,020.4
278.8
1,446.9
1,171.9
817.8
342.3
11.8
130.4
22.2
108.2
144.5
0.0
144.5
0.0
0.0
1,716.2
3,357.6
834.9
2,291.4
231.2
1,509.3
1,246.4
809.5
427.8
9.1
112.5
4.7
107.8
150.4
0.0
150.4
0.0
0.0
1,848.3
3,362.7
786.1
2,345.7
230.8
1,489.1
1,257.9
758.2
496.2
3.5
97.4
6.5
90.9
133.8
0.0
133.8
0.0
0.0
1,873.6
3,319.9
812.5
2,267.7
239.6
1,487.3
1,274.9
728.4
532.4
14.1
81.4
6.5
74.9
131.0
0.0
130.1
0.8
0.0
1,832.6
3,233.7
884.9
2,094.8
254.0
1,444.6
1,242.1
720.8
502.2
19.2
80.2
5.0
75.2
122.3
98.7
23.7
0.0
0.0
1,789.1
3,057.8
841.5
1,992.3
224.0
1,356.5
1,230.9
722.1
489.3
19.5
0.0
0.0
0.0
125.5
78.8
16.1
30.7
0.8
-1.9
4.4
-8.0
0.6
1.4
1.6
1.2
-0.2
1,701.3
0.9
204.5
1,064.0
469.4
1,741.0
208.8
1,061.1
471.1
-3.2
-4.3
2.9
-1.7
0.0
7.5
-7.5
-1.0
4.6
3.9
188.6
927.6
435.0
1,557.3
190.4
931.3
435.6
-6.1
-1.8
-3.7
-0.6
0.0
3.8
-3.8
-1.1
0.4
4.4
112.6
1,107.7
399.4
1,612.6
110.2
1,102.9
399.6
7.3
2.5
5.0
-0.2
0.0
8.5
-8.5
2.2
2.9
3.4
84.1
1,354.3
318.2
1,762.6
87.2
1,357.4
318.1
-6.0
-3.0
-3.1
0.1
0.0
7.6
-7.6
1.3
3.0
3.3
46.1
1,425.3
244.8
1,714.0
46.0
1,422.3
245.8
2.2
0.2
3.1
-1.1
0.0
7.5
-7.5
0.1
3.6
3.8
25.4
1,605.5
217.4
1,847.2
25.0
1,605.7
216.5
1.0
0.4
-0.4
0.9
0.0
5.5
-5.5
0.2
2.5
2.9
27.9
1,624.8
220.8
1,877.0
27.5
1,626.6
223.0
-3.5
0.5
-1.8
-2.2
0.0
2.7
-2.7
4.4
0.8
-2.5
84.1
1,530.3
218.1
1,826.4
81.3
1,527.1
218.0
6.2
2.8
3.2
0.2
18.3
-13.7
32.0
12.8
-16.8
-9.3
65.5
1,493.8
229.8
1,796.9
68.5
1,498.6
229.7
-7.8
-3.1
-4.8
0.1
0.0
7.3
-7.3
29.6
-17.2
-5.1
40.6
1,487.0
173.8
1,692.3
41.3
1,477.1
173.9
9.0
-0.7
9.9
-0.1
0.0
14.9
-14.9
7.7
5.9
1.3
-14.4
5.6
-9.9
0.9
-14.1
5.5
-9.9
-
107
-4.9
-9.2
-
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
108
Secretaría de Energía
Capítulo cuatro
Evolución del mercado nacional de
petróleo crudo 2008-2017
El 28 de octubre de 2008 culminó un intenso proceso de análisis y debate al aprobarse en el H. Congreso de la
Unión, la Reforma Energética. Como parte de la Reforma se fortalece a Pemex en sus capacidades de exploración y
extracción de petróleo y de gas natural. Pemex es y seguirá siendo sólo de los mexicanos.
Dada la reciente aprobación de la Reforma, aún se están analizando sus alcances para incorporar con mayor
certidumbre los impactos que tendrá. La presente prospectiva, analiza un primer escenario que incorpora los beneficios
estimados a la fecha, de una industria petrolera nacional con mayor capacidad de ejecución. Dichos beneficios se reflejan
hacia mediados del periodo prospectivo 2008-2017 y se seguirán evaluando conforme se tenga más información.
Existen retos importantes para aumentar las reservas de hidrocarburos y también la producción de petróleo y de gas,
en beneficio del país. Por ello, se espera un mejor desarrollo en aquellas zonas de muy difícil acceso, como en el
paleocanal de Chicontepec o en aguas profundas del Golfo de México, además de lograr una mejor administración de
Cantarell, el cual ya se encuentra en declinación.
4.1 Escenario de planeación de la producción
El escenario comienza con una expectativa de 2,830 mbd al cierre de 2008, para mantener un promedio de 2,909
mbd entre 2008 y 2017. Cabe señalar que, estos niveles de producción dependen de diversos factores tales 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 de ejecución de Pemex; y,
•
La disponibilidad de equipos, suministros, materiales y servicios de la industria petrolera de acuerdo a las
necesidades de ejecución de los proyectos de Pemex.
Con el propósito de explicar a detalle los proyectos contemplados y las tendencias estimadas de producción, el
escenario se presenta en los siguientes términos:
•
Por tipo de actividad (exploración y explotación);
•
Por categoría de proyectos;
109
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
•
Por región; y,
•
Por calidad de aceite.
Las consideraciones que dan sustento a la formulación de este escenario de producción de crudo son:
•
En la estimación de proyectos de exploración, se prevé una producción que reconoce el riesgo e
incertidumbre asociados a la localización de cada proyecto, donde las reservas promedio a incorporar en el
periodo 2008-2017 serían de 1,551 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce),
manteniendo la incorporación de reservas en las cuencas terrestres y aguas someras, y la que puede provenir
de aguas profundas.
•
Se intensifica la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas, iniciando producción de
gas a partir de 2013, principalmente con el proyecto Lakach, y la producción de aceite en el año 2015 con
el proyecto Golfo de México B19. Esta última producción queda sujeta al descubrimiento de reservas de
aceite antes de 2010.
•
Se mantiene la exploración en las cuencas de Burgos, Veracruz, Tampico-Misantla y las del Sureste. En las
cuencas del Sureste se dirigen esfuerzos hacia la producción de gas no asociado en la provincia de
Macuspana.
•
Se actualiza la estrategia de desarrollo en Cantarell a través de su explotación dentro de la ventana de crudo,
implicando la perforación adicional de nuevos pozos.
•
Se fortalece la capacidad de ejecución en el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec) al agregar un
mayor número de equipos de perforación, y aumentar la disponibilidad de macroperas20.
•
Los proyectos de las regiones Sur y Suroeste mantienen estables sus producciones, con una estrategia de
explotación que incluye la perforación de pozos de desarrollo, reparaciones mayores y la puesta en
producción de nuevos descubrimientos.
•
La inversión promedio anual que sustenta al escenario es de 208 mil millones de pesos en el periodo 20082017, y se destinaría a mejorar resultados exploratorios, recuperar una plataforma de producción por
encima de los 3,000 mbd y alcanzar niveles competitivos de costos de descubrimiento, desarrollo y
producción.
La actualización de este escenario de la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2008-2017 respecto al
documento del año anterior, incluye modificaciones derivadas del cambio del entorno. Si bien supone, una disponibilidad
adecuada de equipos, insumos y servicios relacionados con las actividades de exploración, explotación,
acondicionamiento y distribución de hidrocarburos, también considera el incremento sustancial en el precio de equipos
de perforación y servicios asociados observado en el último año.
19
Se encuentra ubicado en el Golfo de México frente a las costas de Veracruz Tabasco y Campeche en tirantes de agua superiores a 500 metros.
Comprende una extensión de 326,890 kilómetros cuadrados.
20
Lugar donde se perforan los pozos.
110
Secretaría de Energía
El precio promedio para la evaluación de los proyectos considerado en la presente edición de la Prospectiva es de
47.80 USD/bbl. Sin embargo este precio se adecua al tipo de crudo que se espera producir en cada proyecto. Así, los
precios considerados en los tipos de crudos fue la siguiente: Istmo, 51.1 USD/bbl; Olmeca, 53.7 USD/bbl; y Maya,
44.4 USD/bbl.
El aumento en la inversión considerada en la presente prospectiva con respecto a la de 2007 se debe principalmente
a incrementos en los costos de perforación, costos en la construcción de obras como plataformas y ductos y, en menor
parte, a una mayor actividad de adquisición sísmica, especialmente en los proyectos ubicados en las Cuencas del Sureste
y en el Golfo de México Profundo. Además, se prevé un incremento en el costo unitario por pozo hacia 2009, derivado
del aumento de los costos de contratación de equipos de perforación adicionales.
Por actividad
El escenario prospectivo de producción por actividad explica el desarrollo de los campos productores existentes y de
aquéllos que se incorporarán en el mediano plazo dentro del periodo de análisis. Así, las actividades de explotación de
crudo requieren de la administración efectiva de la producción base proveniente de campos y pozos en explotación
actual, y de cómo responderán a distintos elementos, aprovechando el conocimiento y caracterización de los
yacimientos. Para realizar las actividades de explotación en forma óptima se planea elaborar nuevos esquemas de
ejecución para mejorar el factor de recuperación y desarrollar campos maduros y marginales de manera rentable.
La producción esperada tiene dos orígenes. El primero se refiere a proyectos en desarrollo que han alcanzado una
etapa de maduración los cuales requieren actividades para administrar la declinación de la producción. Dentro de los
proyectos de inversión que entran en este rubro se encuentran Cantarell, Antonio J. Bermúdez, Jujo–Tecominoacán,
Delta del Grijalva, Chuc, Caan y Arenque, entre otros.
El otro origen de la producción se complementará con proyectos que no han alcanzado su producción máxima, en
los cuales se puede incorporar mayor número de reservas a través de actividades de exploración. En esta categoría se
destacan proyectos como Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos, El Golpe-Puerto Ceiba, Chicontepec y
Cuenca de Veracruz.
En el escenario de planeación, la actividad de explotación sostendría la totalidad de la producción de crudo hasta
2009, con un promedio de 2,750 mbd; y a partir de 2010, se suma la producción derivada de la actividad exploratoria,
con un volumen inicial de 12 mbd. Al final del periodo de análisis, la participación de la actividad de explotación sería de
74.0% en la producción nacional. Cabe señalar que, dentro de las actividades de explotación, se planea sustituir la rápida
declinación de Cantarell en los primeros años con el incremento de producción de otros proyectos de explotación, tales
como Ku-Maloob-Zaap y Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).
111
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 41
Producción de crudo por tipo de actividad, 20082008-2017
(miles de barriles diarios)
4,000
3,000
Exploración
2,000
Explotación
1,000
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Es importante señalar que gran parte de la producción de Pemex Exploración y Producción proviene de campos
maduros y yacimientos naturalmente fracturados lo que genera un mayor grado de incertidumbre derivado de factores
como tasas de declinación, movimiento de los contactos agua-aceite y gas-aceite, así como la productividad por pozo.
En este sentido, el campo Ogarrio representa el primer proyecto de explotación de un campo abandonado o en
proceso de abandono, susceptible de reactivarse, con lo cual la cartera de proyectos de PEP se fortalece y complementa
la diversidad de origen de la producción. Ello supone que la inversión estará disponible para incrementar la actividad en
este tipo de campos y de los cuales provendrá producción adcional.
En cuanto a la actividad exploratoria del escenario, ésta se desarrollaría tras un proceso de evaluación del potencial,
incorporación de reservas y la delimitación de los yacimientos. En consecuencia se espera la incorporación de la
producción de este tipo de proyectos en 2010, en forma incremental hasta 2017 alcanzando un volumen de 786 mbd
de crudo. Las oportunidades exploratorias se planean desarrollar en las cuencas terrestres, aguas someras y aguas
profundas.
La producción de la actividad exploratoria reconoce el riesgo y la incertidumbre asociada a las características de cada
localización. Además, en el escenario se incluye la producción de aguas profundas derivada de la intensificación de la
actividad exploratoria, con una expectativa de incorporación de 13 mbd de aceite a partir de 2015, con el desarrollo del
proyecto Golfo de México B (véase mapa 3).
112
Secretaría de Energía
Mapa 3
Ubicación del proyecto Golfo de México B
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Por categoría de proyectos
En este apartado se analiza la producción de los proyectos más importantes de crudo considerados en el portafolio
de negocios de PEP de acuerdo a lo siguiente:
•
Explotación (Sin Chicontepec, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap);
•
Cantarell;
•
Chicontepec;
•
Ku-Maloob-Zaap;
•
Exploración (sin aguas profundas); y,
•
Aguas profundas.
El proyecto Cantarell representa uno de los retos más importantes en el portafolio de proyectos de PEP dado que su
etapa de maduración implica la administración de la declinación del yacimiento. Este proyecto presentará una
declinación acelerada en la próxima década. Si bien en 2007 su producción de crudo fue de 1,470 mbd, se prevé que al
cierre de 2008 sea de 1,044 mbd, hasta llegar a un nivel de 255 mbd en 2017.
113
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 42
Producción de crudo por categoría de proyectos, 20082008- 2017
(miles de barriles diarios)
4,000
Aguas Profundas
3,000
Exploración
(Sin Aguas Profundas)
Cantarell
Chicontepec
2,000
Ku-Maloob-Zaap
1,000
Explotación
(Sin Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap y Cantarell)
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Por consiguiente, el objetivo en el proyecto Cantarell es mantener el factor de recuperación y acelerar la obtención
de las reservas de aceite y gas, así como mejorar la flexibilidad operativa de los sistemas de producción, transporte y
distribución de crudo pesado y gas. En este sentido, actualmente se toman medidas para reducir la declinación de
Cantarell. Algunas de ellas son:
•
Aumentar la recuperación final mediante el incremento de pozos con perforación no convencional. Con
esto se espera optimizar la producción de aceite a través de pozos horizontales; producir reservas en
espesores reducidos de aceite; y, mejorar el control del agua y el gas asociados.
•
Desarrollar otros campos con reserva probada para compensar la producción de Cantarell, tales como Sihil y
Ek-Balam.
•
Incluir actividades de deshidratación y desalado del crudo producido. Esto puede implicar la reapertura de
pozos estrangulados por problemas de calidad del crudo y el manejo de la producción con alto contenido de
agua.
La expectativa de una declinación acelerada en Cantarell inducirá que el proyecto Ku-Maloob-Zaap intensifique su
actividad, alcanzando su máximo de producción en 2011, con 839 mbd. Uno de los objetivos estratégicos para KuMaloob-Zaap será incrementar el factor de recuperación a través de un sistema de mantenimiento de presión por
inyección de nitrógeno, además de desarrollar infraestructura para crudo de tipo pesado.
114
Secretaría de Energía
Otro gran proyecto que intensificaría las actividades de explotación es Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), que
durante 2007 aportó 23 mbd de aceite y este año se prevé alcance 33 mbd. A partir de 2009 se estima obtener 72
mbd hasta alcanzar una producción de 737 mbd en 2017. La estrategia para Chicontepec es acelerar la recuperación de
las reservas de hidrocarburos (2P), mediante la perforación y terminación de pozos de desarrollo, lo que requerirá la
construcción de nueva infraestructura para el manejo de la producción incremental. Asimismo, el nivel creciente de
actividad y la localización del proyecto requerirán un mayor énfasis en seguridad industrial y protección ecológica.
La visión del proyecto Aceite Terciario del Golfo consiste en acelerar la explotación de las reservas probadas y
probables de aceite y gas, las cuales representan actualmente 29.4 y 37.1 por ciento a nivel nacional, respectivamente.
Ello se lograría por medio de la perforación masiva de pozos no convencionales, considerando terminaciones múltiples y
fracturamientos hidráulicos, esto a través de la construcción de macroperas con capacidad máxima para perforar 19
pozos y el uso de instalaciones comunes que concentren la producción de varios campos. Para lograr lo anterior, será
necesaria la construcción de mayor número de centrales de almacenamiento y bombeo, centrales de proceso y baterías
de separación, entre otras.
Asimismo, a la fecha los pozos convencionales terminados presentan una declinación pronunciada de la producción,
ya que la presión inicial de los yacimientos está ligeramente por arriba de la presión de saturación, por lo que el periodo
de vida fluyente de los pozos es corto. Para atender dicha problemática, se implementará el bombeo mecánico y/o
neumático desde las etapas tempranas de la vida productiva de los pozos y se considerará el uso masivo de
estranguladores de fondo con objeto de administrar la energía de los yacimientos.
El escenario de planeación considera otros proyectos además de Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Chicontepec, cuya
producción agregada alcanzaría su máximo en 2011 (dichos proyectos contrarrestarían el efecto de la declinación de
Cantarell). Entre los proyectos con producción incremental en el corto plazo se encuentran: el integral Crudo Ligero
Marino, El Golpe-Puerto Ceiba y el integral Ixtal-Manik, así como algunos otros que se mantienen o declinan como el
proyecto del Complejo Antonio J. Bermúdez, el integral Campo Caan, Delta del Grijalva, el integral Chuc y el proyecto
integral Jujo-Tecominoacán.
Por el lado de los proyectos exploratorios existen grandes expectativas de incorporar producción a partir de 2015,
proveniente del proyecto Golfo de México B, que podría aportar un volumen de 13 mbd. Esta producción de crudo se
convertiría en la primera obtenida a partir de un proyecto de aguas profundas en México, misma que podría llegar en
forma incremental a 92 mbd de aceite hacia 2017. El reto en 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.
Por región
La producción de aceite por región es el resultado del avance de los proyectos prospectivos de desarrollo planeados
para el escenario, así como de su localización. Se parte de la estructura de participación porcentual de 2008, donde se
espera que la Región Marina Noreste aporte 62.9%, la Marina Suroeste 17.5%, la Sur 16.3% y la Norte 3.3%. Para
2017, la producción de aceite se estima provendrá en 30.0% de la Región Norte, 29.9% de la Región Marina Noreste,
20.3% de la Región Sur, y el resto de la Región Marina Suroeste.
En el período de estudio, se espera una disminución en la producción de crudo de la Región Marina Noreste, y un
aumento considerable en la extracción de crudo proveniente de la Región Norte. La disminución de la Región Marina
Noreste se vincula a la declinación de Cantarell.
115
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Pese a que se prevé una declinación en la producción en la Región Marina Noreste, ésta no será tan rápida como la
del Activo Cantarell, ya que se incorporará paulatinamente el crecimiento en la producción de Ku-Maloob-Zaap,
proyecto que se ubica en la misma región. Otro proyecto es Ek-Balam, que también se desarrolla en la región y
contribuirá a la producción de la región en el periodo prospectivo.
Por el contrario, se espera que la región Norte desarrolle sus reservas e incorpore a la producción de crudo un
volumen significativo al final de periodo. Esta región incrementará 28.8% su producción anual, cuya expectativa se
sustenta principalmente por el desarrollo del proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).
El resto de las regiones incrementan ligeramente su producción y su participación en el total nacional hacia 2017.
Para ese último año, se espera que la Región Sur incremente en 153 mbd su producción actual, mientras que la Región
Marina Suroeste lo hará en 103 mbd de crudo.
Gráfica 43
Producción de crudo por regiones,
regiones , 20082008-2017
(miles de barriles diarios)
4,000
3,000
Norte
2,000
Sur
Marina Suroeste
1,000
Marina Noreste
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Por calidad de aceite
Este escenario prevé que el crudo ligero aumente su participación en el total de la producción conforme avanza el
periodo prospectivo, sustituyendo la caída del tipo pesado.
Con relación a los crudos de menor densidad, se espera que el ligero incremente su producción a lo largo del periodo
a una tasa promedio de 8.3% anual, mientras que el superligero presentará una tasa de 3.7%. Los incrementos del crudo
ligero se encuentran ligados al desarrollo de proyectos como Chicontepec y Crudo Ligero Marino, que pasan de una
116
Secretaría de Energía
participación esperada para 2008 de 28.6% a 54.9% del total para 2017. Otros proyectos importantes que
contribuyen a la producción de este tipo de crudo son Antonio J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán.
Se espera que la producción de crudo pesado disminuya de 1,803 mbd a 1,208 mbd entre 2008 y 2017, debido
principalmente a la declinación de activos en la Región Marina Noreste (primero la declinación de Cantarell, y
posteriormente la de Ku-Maloob-Zaap). Estos factores darán como resultado una reducción de 4.4% anual en la
producción de crudo pesado hasta el final del periodo, que sólo representará 40.0% del total nacional producido, en
contraste con el 63.7% esperado en 2008.
Lo anterior significará que la mezcla mexicana se volverá más ligera, derivado de una menor producción de crudo
pesado. Cabe señalar que, aún existe incertidumbre significativa sobre el tipo de crudo a descubrir en aguas profundas.
Los resultados actuales indican que la zona de aceite pesado identificada en Ku-Maloob-Zaap, se extiende hacia aguas
profundas en esa área.
Gráfica 44
Producción de crudo por calidad, 20082008- 2017
(miles de barriles diarios)
4,000
3,000
Superligero
2,000
Ligero
1,000
Pesado
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
4.2 Consumo nacional, 2008-2017
El crudo que se produce en México se comercializa tanto internamente como en los mercados internacionales. El
que permanece en el país se dirige a dos destinos, el Sistema Nacional de Refinación (SNR), que ha sido el principal
receptor de crudo, y el complejo petroquímico La Cangrejera. El escenario de la prospectiva contempla la incorporación
de nueva capacidad en el SNR asociada a la construcción de una nueva refinería cuya localización se encuentra en
117
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
estudio, por lo que en el periodo de estudio la demanda nacional de crudo registrará un incremento, que reducirá el
volumen de las importaciones de petrolíferos.
Sistema Nacional de Refinación (SNR)
En este escenario se considera que el SNR se mantendrá como el mayor demandante de crudo en territorio nacional
a lo largo del periodo 2008-2017. Además la entrada en operación de nueva capacidad, de proyectos de reconfiguración
y de calidad de combustibles, incrementarán los volúmenes de demanda de crudo, registrando las principales variaciones
en 2014 y 2016. Por consiguiente, la proporción del total de crudo disponible para distribución requerido por el SNR
pasará de un estimado de 43.8% en 2008 a 65.7% en 2017.
Se prevé que la producción nacional de crudo será suficiente para cubrir el total de la demanda interna (incluyendo
La Cangrejera). Cabe señalar que las reconfiguraciones planeadas, así como la entrada en operación de nueva capacidad
de refinación que cuente con procesos de conversión profunda, se traducirán en un aumento de la proporción de crudo
pesado que el sistema requiere, ya que en ambos casos (reconfiguraciones y nueva capacidad) se busca maximizar el
valor del crudo nacional pesado mediante la obtención de una mayor proporción de productos intermedios y ligeros a
partir de fracciones pesadas. Además se busca captar parte del diferencial entre las distintas calidades de los crudos para
maximizar las ganancias en estas refinerías y hacerlas económicamente atractivas.
Gráfica
Gráfica 45
2008--2017
Demanda del SNR vs disponibilidad nacional de crudo, 2008
(miles de barriles diarios)
3,500
3,000
2,500
2,000
1,325
1,500
1,000 1,238
500
0
2008
2009
1,985
1,705
1,382
1,376
1,371
1,365
2010
2011
2012
Producción nacional
2013
1,985
1,676
2014
2015
2016
Demanda del SNR
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Como se puede ver en la gráfica 46, conforme concluyan las reconfiguraciones y demás proyectos, la demanda de
crudo pesado aumenta. La entrada en operación de nueva capacidad de alta complejidad ocasionará mayores
incrementos debido a que su mayor insumo será crudo pesado. La participación de este tipo de crudo respecto a la
demanda total del sistema se incrementaría de 41.8% en 2008 a 66.8% en el último año del periodo. Esta demanda
118
Secretaría de Energía
representaría entonces 93.7% del total de crudo pesado disponible para distribución en 2017 en comparación con
28.4% en 2008.
Cabe señalar que, hacia el final del período, la demanda de crudo pesado por parte del SNR será superior al total de
producción nacional de petróleo de esta calidad. Sin embargo, la realización de mezclas para ajustar las calidades de los
crudos, es de uso común en la industria, así, un crudo superligero o ligero puede mezclarse con un extrapesado o pesado
para obtenerse una mayor cantidad de crudo pesado de mejor calidad que el que se obtiene directo del pozo.
Gráfica 46
46
Demanda de crudo pesado por parte del SNR vs disponibilidad nacional, 20082008- 2017
(miles de barriles diarios)
2,000
1,800
1,600
1,325
1,400
1,200
1,040
1,332
2015
2016
1,000
800
400
943
543
538
517
580
541
515
600
200
0
2008
2009
2010
2011
2012
Pesado
2013
2014
2017
Demanda del SNR
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
La demanda de crudo ligero disminuirá después del 2013 y con ello su participación en el total. Mientras que la
demanda por esta calidad de crudo por parte del SNR se espera sea 56.9% del total en 2008, conforme transcurre el
periodo, cedería su lugar al pesado y hacia 2017, su demanda representaría solamente 33.2% del total en el SNR. Cabe
señalar, que de acuerdo a los pronósticos de producción que se tienen en este escenario, la participación de la demanda
interna de crudo ligero respecto al volumen total para distribución en 2008 sería de 82.1% y se estima disminuiría a
49.9% en 2017, lo que permitirá destinar un mayor volumen de este tipo de crudo a exportaciones.
119
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 47
47
Demanda de crudo ligero por parte del SNR vs disponibilidad nacional, 20082008-2017
(miles de barriles diarios)
1,800
1,600
1,400
1,200
1,000
800
828
828
733
704
600
835
810
652
801
659
665
400
200
0
2008
2009
2010
2011
2012
Ligero
2013
2014
2015
2016
2017
Demanda del SNR
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Con respecto a la demanda de crudo superligero, estimada en 1.4% del total del SNR para 2008 y representará cero
por ciento a partir de 2009 y en lo que resta del periodo. Por consiguiente, todo el volumen de crudo superligero se
destinará a exportaciones. Lo anterior se debe a que la refinería de Salamanca es la única del SNR que demanda esta
calidad de crudo, por lo que una vez que finalice su reconfiguración, no requerirá de este tipo de crudo, como puede
observarse en la gráfica 48.
120
Secretaría de Energía
Gráfica 48
48
Demanda de crudo superligero por parte del SNR vs disponibilidad nacional, 20082008- 2017
(miles de barriles diarios)
300
250
200
150
100
50
17
0
2008
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Superligero
Demanda del SNR
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Complejo Petroquímico La Cangrejera
Otro destino de la producción nacional de crudo es el complejo petroquímico La Cangrejera21, cuya demanda se
estima permanecerá sin grandes variaciones a lo largo del periodo de estudio.
En 2008, se espera que la demanda de este complejo represente 10.0% del total nacional y para 2017 sea de
7.2%. Su demanda es exclusivamente de crudo ligero. En la gráfica 49 puede apreciarse la disminución en el año de
2011, debido a que se tiene contemplada la integración del proyecto de modernización y ampliación del tren de
aromáticos en el Complejo Petroquímico La Cangrejera para los meses de agosto-septiembre de dicho año,
observándose una caída para ubicarse en 114 mbd de operación promedio anual.
En el periodo prospectivo, se espera que la demanda alcance su máximo en 2012 y que a partir de ese año
permanezca sin cambios hacia el final del periodo.
21
Los productos que se obtiene en este complejo petroquímico se emplean para complementar el proceso de destilados ligeros del SNR.
121
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 49
Demanda de crudo del complejo petroquímico La Cangrejera,
Cangrejera, 20082008- 2017
(miles de barriles diarios)
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
4.3 Comercio exterior, 2008-2017
Aún cuando se prevé que la producción nacional de crudo aumente en el periodo prospectivo, el volumen de
exportaciones disminuirá debido al aumento de la demanda nacional de petróleo, pasando de 1,422 mbd en 2008, a
875 mbd en 2017, lo que representa una caída de 93.1%
Por otro lado, se espera un incremento en el precio de la mezcla mexicana como consecuencia de dos factores:
•
Mayor producción de crudos ligeros y superligeros en territorio nacional; y,
•
Menor consumo por parte de las refinerías nacionales, que emplearán una mayor proporción de crudos
pesados
Con esto, la producción de crudo pesado se destinará principalmente a satisfacer la demanda nacional por lo que el
volumen destinado a exportación se reducirá de 1,276 mbd en 2008, a 88 mbd en 2017. Esta condición hará que la
mezcla de exportación se cotice más alto en los mercados internacionales, además de que, al tener una mayor
proporción de crudo ligero disponible, se espera que sea más fácil colocarla en el mercado al no requerir refinerías
especializadas de conversión profunda (véase gráfica 50).
122
Secretaría de Energía
Gráfica 50
50
Exportaciones por tipo de crudo, 20082008-2017
(miles de barriles diarios)
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Superligero
tmca
130
156
186
267
255
253
229
294
273
280
8.9
Ligero
16
7
7
7
27
161
272
331
454
506
46.6
Pesado
1,276
1,110
1,051
1,094
1,057
995
629
543
175
88
-25.7
Total
1,422
1,274
1,244
1,368
1,339
1,410
1,129
1,168
902
875
-5.3
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
El crudo ligero será el que presente el mayor incremento en volumen de exportaciones y pasará de ser el crudo con
menor participación dentro de las exportaciones a ser el que tenga la mayor aportación dentro del total. Es importante
mencionar que durante los primeros años, las exportaciones registradas de crudo de esta calidad serán marginales, debido
a que en esos años la demanda del SNR absorberá prácticamente la totalidad del crudo ligero producido.
El crudo superligero también experimentaría un incremento en su volumen de exportaciones en el periodo y se
mantendría como el segundo de mayor volumen en este rubro durante el periodo.
4.4 Incorporación de reservas
Como parte del proceso de planeación, Pemex Exploración y Producción ha diseñado el Programa Estratégico para
los próximos años, el cual está orientado hacia objetivos específicos de producción, reservas y costos. Estos objetivos se
traducen en las siguientes metas de producción y de reservas para el periodo 2008-2017:
•
Mantener la producción de aceite y gas natural en niveles competitivos.
•
Mejorar los resultados exploratorios y de desarrollo de reservas para alcanzar una tasa de reposición de
reservas probadas del 100% para el año 2012, así como recuperar gradualmente una relación reservaproducción al menos de 10 años.
•
Mantener niveles competitivos en costos de descubrimiento y desarrollo, así como de producción.
•
Mejorar la relación con las comunidades en las que PEP opera.
123
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Para el logro de estas metas será necesario intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y
mantenerla en el resto de las cuencas del país, así como fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias, aumentando
el número y el tamaño promedio de las localizaciones.
En términos de desarrollo de campos, se establecieron dos iniciativas estratégicas:
•
Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para maximizar las reservas actuales y producir
eficientemente las nuevas reservas.
•
Ejecutar la estrategia planteada para el manejo y la comercialización del crudo extra pesado.
Las iniciativas estratégicas definidas para la fase de producción son las siguientes:
•
Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento; y,
•
Elaborar nuevos esquemas de ejecución para desarrollar campos marginales y maduros de manera rentable.
Lo anterior permitirá alcanzar las metas establecidas con menor riesgo. En términos de producción, en los próximos
5 años las Cuencas del Sureste contribuirán con 87% de la producción de crudo. La Cuenca de Tampico-Misantla le
seguirá en importancia con 13% del total, al incorporarse a la producción volúmenes de las reservas probables de
Chicontepec. En lo que respecta a la producción de gas, las Cuencas del Sureste serán las más relevantes, al ubicarse en
51% del total del país. Se estima que los proyectos de gas no asociado de Burgos y Veracruz, aportarán 27% y 11% de
la producción del país, respectivamente.
Por su parte, la contribución de la Cuenca del Golfo de México Profundo, se plantea en dos etapas. La primera se
relaciona al descubrimiento de campos, cuyos volúmenes de hidrocarburos estimados se pronostican de mayor magnitud
en comparación con los de los campos por descubrirse en cuencas maduras o exploradas. Esto permitirá reemplazar
reservas a explotarse en el corto plazo.
La segunda etapa contempla que después de 2012, la producción proveniente de reservas de las Cuencas del
Sureste será complementada gradualmente por la producción obtenida de la Cuenca del Golfo de México Profundo, la
cual tenderá a cobrar mayor importancia hacia el futuro.
La inversión en estos rubros permitirá incrementar la reclasificación de reservas probables y posibles a probadas y
también contribuirá al descubrimiento de reservas totales. Es claro que la viabilidad futura de este objetivo, dependerá de
alcanzar, en el menor tiempo posible, la tasa de restitución de reservas probadas de 100%, y de esta manera incrementar
paulatinamente la relación reserva probada-producción22.
Se prevé que la actividad exploratoria permita al cierre de 2008 una incorporación de 1,049 mmbpce de reservas
3P, ligeramente inferior a los 1,053 mmbpce de descubrimientos incorporados en 2007. En este sentido, conforme
avanza el periodo incluido en la prospectiva, las reservas a incorporar provendrán cada vez más de la exploración que se
haga en aguas profundas del Golfo de México. De esta manera, el promedio de incorporación de reservas 3P estimado
para el periodo 2008-2017 sería de 1,551 mmbpce.
22
Fuente: Las reservas de Hidrocarburos de México, Evaluación al 1 de Enero de 2008, Pemex Exploración y Producción.
124
Secretaría de Energía
Gráfica 51
51
Reservas 3P a incorporar en el escenario
esce nario de planeación,
planeación, 20082008-2017
(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
1,815
1,818
2013
2014
1,688
1,783
1,809
1,769
2015
2016
2017
1,398
1,049
1,177
2008
2009
1,207
2010
2011
2012
Cuencas terrestres y aguas someras
Aguas Profundas
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
4.5 Programa de inversiones
La inversión asociada a este escenario de producción se estima en 208 mil millones de pesos de 2008 en promedio
anual a lo largo del periodo. El total de las inversiones de acuerdo a la planeación de cada proyecto y su integrando a la
producción nacional, se divide en:
•
Explotación;
•
Exploración; y,
•
Futuros desarrollos
Se estima que al cierre de 2008, la inversión ejercida en PEP podría llegar a 158 mil millones de pesos. Esto podría
distribuirse en un 85% para las actividades de explotación y el resto en las de exploración. El cambio más significativo en
la inversión se espera hacia 2009, donde se planea realizar actividades que requieran 209 mil millones de pesos de
2008. Este cambio se sustenta por un incremento en los costos de producción, derivado del aumento en los costos de
servicios y equipos de perforación, aunado al incremento en el número de pozos perforados y en la actividad para revertir
la caída en la producción en el corto y mediano plazos.
En este contexto, este escenario contempla una estructura de costos que reflejan las condiciones comerciales del
último trimestre de 2007.
125
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gráfica 52
52
Inversión física total en PEP,
PEP, 20082008- 2017
(miles de millones de pesos de 2008)
209
28
220
2
34
220
7
40
209
207
210
35
50
60
77
95
52
24
55
51
56
181
184
49
173
148
134
2008
224
18
44
158
208
215
119
2009
2010
2011
Explotación
2012
2013
Exploración
105
2014
97
2015
82
80
2016
2017
Futuro desarrollo
Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
Si bien, el escenario de planeación reconoce la necesidad de revertir la caída en la producción de crudo de los
primeros años, a través de inversiones que desarrollen infraestructura necesaria y aumenten la perforación de pozos,
también se requieren crecientes niveles de inversión en futuros desarrollos para mantener la meta establecida en el
Prosener de una tasa de restitución de reservas 1P de 100% en el año 2012.
Del monto de inversión promedio de 2008 a 2017, 62.6% está dedicado a la explotación de campos actuales,
20.8% a la exploración de nuevos campos e incorporación de reservas y 16.6% a su futuro desarrollo. La estrategia de
PEP es atender las cuencas maduras, desarrollar los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Chicontepec, Burgos y Crudo Ligero
Marino, a la vez que se incursiona en aguas profundas.
En este último caso, el desarrollo de proyectos en aguas profundas representará 17.9% de la inversión total que se
planea ejercer para 2017, aun cuando la producción esperada en ese año sólo sea 3.0% del total nacional. Esto se debe
a que la tecnología, equipos y materiales requeridos para la exploración y explotación en aguas profundas presentan altos
costos de adquisición y operación, además de requerir de largos periodos de maduración.
La mayor inversión requerida en la presente prospectiva es producto del incremento de los costos de perforación, el
desarrollo de infraestructura considerada, aumento en los costos de los insumos como acero, cemento, así como el
mantenimiento asociado a la infraestructura existente y al desarrollo de nueva infraestructura. En este sentido, los
montos de inversión son resultado del nivel de actividad en perforación de pozos y desarrollo de infraestructura y
complejidad asociado a los proyectos en el periodo 2008-2017.
126
Secretaría de Energía
Gráfica 53
53
Perforación de pozos totales del escenario
escenario de planeación
(número)
2,463
2,381
2,028
1,791
1,820
1,604
1,618
1,561
1,618
2014
2015
2016
2017
1,020
2008
2009
Aguas profundas
2010
2011
Futuro desarrollo
2012
Exploración
2013
COPF
Chicontepec
Explotación
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
El escenario propone un total de 1,020 pozos al finalizar 2008, lo que significa un incremento importante respecto
de 2007, donde se perforaron 659 pozos. A partir de 2009 se estima que el número de pozos perforados supere los
2000 para alcanzar un máximo de 2,436 en 2010, para recuperar una plataforma de producción competitiva con
niveles arriba de los 3,000 mbd a partir de 2015. Con esto, el número de pozos perforados acumulados entre 2008 y
2017 llegaría a 17,905 (véase gráfica 53).
Cabe señalar que se observa una mayor concentración en la perforación de pozos en los primeros años respecto al
resto del periodo debido a que en el corto plazo se intensifica la perforación en proyectos de explotación, como Cantarell
y Ku-Maloob-Zaap, que buscan revertir la declinación de la producción.
Además se considera una mayor actividad de perforación en el proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec)
para acelerar la incorporación de reservas y aumentar la producción. De acuerdo con el tipo de yacimiento, se requeriría
una perforación masiva de pozos no convencionales, que en número alcanza su máximo en 2010 con 1,411 pozos y se
mantiene arriba de los 1,200 pozos perforados por año en el resto del periodo prospectivo.
127
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
4.6 Balance nacional, 2008-2017
El balance nacional prospectivo de petróleo crudo presenta información relativa a la oferta y demanda asociada al
escenario de planeación en los próximos diez años. Este ejercicio vincula la distribución del crudo que se estima producir
de acuerdo a la calidad del mismo.
La producción por calidad de aceite cambiará con la declinación de la Región Marina Noreste, como consecuencia de
la disminución del crudo a obtener en Cantarell, y posteriormente en Ku-Maloob-Zaap. Esto repercutirá
considerablemente en las cantidades de crudo pesado hacia 2017, mientras que la producción total nacional será
compensada por la obtención de crudo ligero, principalmente de proyectos como Chicontepec, Crudo Ligero Marino,
Antonio J. Bermúdez y Jujo-Tecominoacán.
Así, la producción de petróleo crudo esperada al cierre de 2008, alcanzaría un volumen de 2,830 mbd, donde
63.7% sería aceite pesado, 28.6% ligero y 7.7% superligero. La participación porcentual en 2017 cambiaría a 40.0%
pesado, 54.9% ligero y 5.2% superligero.
Lo anterior implica privilegiar la distribución del crudo pesado hacia el SNR, buscando garantizar el abasto de los
proyectos de reconfiguración que permitirán un mayor procesamiento de crudo pesado para convertirlos en destilados
ligeros de mayor valor agregado, maximizando el valor de las subsidiarias, Pemex Exploración y Producción y Pemex
Refinación.
Cabe señalar que el escenario sugiere una mayor nominación de crudo a proceso en territorio nacional, ya que se
plantea la incorporación de nueva capacidad de refinación en el SNR. Además, se considera que la capacidad en La
Cangrejera se mantendrá sin cambios.
Derivado de las condiciones anteriores, los requerimientos de crudo en territorio nacional, así como una obtención de
una mezcla más ligera respecto a la actual producción, se traducirían en una disminución del volumen de aceite a
exportar y un cambio en las proporciones de participación de los crudos exportados. Ello generará, que el crudo ligero
aumente su participación, buscando captar los mejores precios en el mercado internacional que privilegian este tipo de
crudos.
128
Secretaría de Energía
Cuadro 25
Balance nacional de petróleo crudo por
por tipo, escenario de planeación,
planeación, 20082008-2017
(miles de barriles diarios)
Concepto
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
tmca
2008-2017
Disponibilidad
Producción de petróleo crudo
Pesado
Ligero
Superligero
Naftas y condensados
Distribución
A proceso1
2,831
2,830
1,803
809
217
2
2,798
2,761
2,750
1,619
878
253
11
2,748
2,773
2,762
1,508
1,001
253
11
2,759
2,873
2,862
1,485
1,113
264
11
2,858
2,881
2,870
1,425
1,208
236
11
2,865
2,963
2,952
1,374
1,358
220
11
2,946
2,977
2,966
1,357
1,419
189
11
2,961
3,046
3,034
1,338
1,519
177
11
3,028
3,060
3,048
1,289
1,597
162
11
3,042
3,032
3,021
1,208
1,658
156
11
3,015
0.8
0.7
-4.4
8.3
-3.6
22.6
0.8
1,376
517
842
17
1,475
515
960
-
1,515
538
978
-
1,490
541
949
-
1,526
543
983
-
1,537
580
956
-
1,831
943
888
-
1,860
1,040
820
-
2,140
1,332
807
-
2,140
1,325
814
-
5.0
11.0
-0.4
n.a.
1,422
1,276
16
130
1,274
1,110
7
156
1,244
1,051
7
186
1,368
1,094
7
267
1,339
1,057
27
255
1,410
995
161
253
1,129
629
272
229
1,168
543
331
294
902
175
454
273
875
88
506
280
-5.3
-25.7
46.6
8.9
33
13
14
15
15
16
16
17
17
18
n.a.
Pesado
Ligero
Superligero
Al exterior del país 2
Pesado
Ligero
Superligero
Variaciones3
1
Incluye el crudo destinado al Sistema Nacional de Refinación y a La Cangrejera.
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 la realización de mezclas para adecuar la calidad, así, parte de la producción de crudos ligeros se mezclan con crudos
pesados y superligeros para obtener las características fisicoquímicas correspondientes.
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
129
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
130
Secretaría de Energía
Anexo uno
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 nheptano, pero solubles en tolueno. Los asfáltenos son moléculas planas, poli
aromáticas y poli cíclicas 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
131
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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.
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.
Complejo
Serie de campos en producción que comparten instalaciones
superficiales de uso común.
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
132
Secretaría de Energía
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
Descubrimiento
Actividad que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la
perforación de pozos de explotación.
Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos
133
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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 que
transporta:
gasoducto.
gasolinoducto.
oleoducto.
poliducto.
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
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
134
Secretaría de Energía
recuperación (fr)
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
135
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Gas natural no
asociado
Se denomina así al gas natural que se localiza en yacimientos que no
contienen petróleo.
Gas natural seco
s eco
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
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.
136
Secretaría de Energía
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 equivalente
El total de petróleo crudo, condensados, líquido de plantas y gas
natural seco expresado en unidades equivalentes de petróleo.
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 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 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.
137
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
Petrolífero(s)
Productos que se obtienen mediante la refinación del petróleo. Pueden ser
productos terminados (gasolina, diesel, gas licuado, etc.), semiterminados o
subproductos (naftas).
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)..
138
Secretaría de Energía
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 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.
139
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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.
140
Secretaría de Energía
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 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.
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.
141
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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.
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.
Trampa
Geometría que permite la concentración de hidrocarburos.
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.
142
Secretaría de Energía
Anexo dos
Propiedades generales del petróleo
A.2.1 Química del petróleo
El petróleo es un combustible fósil que, a diferencia del gas natural, posee una composición elemental muy variable.
Este combustible se conforma por 83-87% en peso de carbón, 11-16% de hidrógeno y entre 0 y 4% de azufre.
La mayor parte de las moléculas que conforman el petróleo contienen entre cinco y 20 átomos de carbono cuya
estructura puede ser lineal o ramificada (parafinas); cadenas que presentan dobles enlaces (olefinas); estructuras que
forman ciclos (naftenos) o bien pueden encontrarse anillos aromáticos (benceno).
Figura A.2.1
Ejemplos de algunas de las moléculas más simples contenidas en el petróleo
Hexano (C6H14)
Benceno (C6H6)
H
H
H
H
H
H
H
H
C
C
C
C
C
C
H
H
H
H
H
H
C
H
H
C
C
H
H
C
C
H
C
H
1,3-Hexadieno (C6H10)
H
H
C
C
C
H
H
H
H
H
C
C
C
Ciclohexano (C6H12)
CH2
H
CH2
CH2
H
H
CH2
CH2
CH2
Fuente: Sener.
143
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
El estado físico de las distintas moléculas depende del número de carbonos que las integran y el arreglo de las
mismas. De manera general aquellas moléculas con menos de cinco átomos de carbono se encuentran en estado
gaseoso a temperatura ambiente; entre cinco y quince átomos en estado líquido y, a medida que aumenta el número de
átomos de carbono se va tornando más viscoso hasta llegar a presentar un aspecto sólido. En lo referente a la estructura
molecular, entre mayor número de ramificaciones, dobles enlaces o ciclos existan en la molécula, ésta presentará un
mayor punto de ebullición.
A.2.2 Tipos de crudo
Una de los parámetros más relevantes para clasificar un crudo es su densidad. Las unidades empleadas para su
medición son los grados API (siglas derivadas del American Petroleum Institute) y representan el inverso de la densidad
específica. En este sentido, cualquier crudo que presente un grado API menor de 10, tendría una densidad superior al
agua, mientras que cuanto mayor sea este índice la densidad del crudo será menor.
No existe ningún parámetro puntual para nombrar los crudos de acuerdo a esta característica, sin embargo, en la
industria petrolera internacional, se suelen tomar los siguientes rangos:
•
Crudos ligeros.- mayor a 29°API
•
Crudos medios o intermedios.- entre 22 y 29°API
•
Crudos pesados.- entre 10 y 22°API
•
Crudos extrapesados.- menor a 10°API
Este parámetro es quizá la propiedad más importante del petróleo crudo, ya que se encuentra asociado al contenido
de cadenas largas en el crudo (las moléculas más grandes pueden empaquetarse muy juntas una de la otra dando como
resultado una mayor cantidad de masa por unidad de volumen). De esta manera, entre más ligero sea un crudo, éste
tendrá una mayor proporción de fracciones de cadenas cortas que representan un mayor valor económico, como las
gasolinas, diesel, turbosina; además de que estos crudos pueden refinarse más fácilmente sin recurrir a procesos
complejos como el craqueo23 o coquización para obtener volúmenes considerables de productos de mayor valor
agregado.
23
Se refiere al rompimiento de cadenas largas de hidrocarburos mediante procesos físicos o químicos. Este fraccionamiento busca la formación
de moléculas de menor tamaño y por tanto, de mayor valor.
144
Secretaría de Energía
Tabla A.2.1
Características de algunos crudos seleccionados ( °API, % de azufre)
Origen
Australia
Indonesia
Dubai (E.A.U.)
Malasia
Argelia
Libia
Nigeria
E.U.A. (Texas)
Canadá (Alberta)
Abu Dhabi (E.A.U.)
Venezuela
Mar del Norte (R.U.)
Abu Dhabi (E.A.U.)
México
Canadá (Alberta)
Mar del Norte (Noruega)
Canadá (Alberta)
Brasil
Mar del Norte
Rusia
Arabia Saudita
Nigeria
E.U.A. (Louisiana)
Irak
Mar del Norte
Indonesia
E.U.A. (Texas)
Nigeria
Irán
Nombre
Griffin
Kakap
Margham ligero
Mezcla Tapis
Mezcla Saharan (45.5 API)
Bu Attifel
Brass River
West Texas Intermiediate
Rainbow
Zakum (Lower)
Anaco Wax
Mezcla Forties
Murban
Olmeca
Federated Pipeline
Ekofisk
Crudo sintético
Sergipano Platforma
Mezcla Brent
Siberian ligero
Arab extra ligero (Berri)
Escravos
Louisiana Light Sweet (LLS)
Mezcla Kirkuk
Mezcla Flotta
Minas ( Sumatra ligero)
West Texas Sour
Bonny ligero
Iranian ligero
°API
55
51.5
50.3
45.9
45.5
43.3
42.8
40.8
40.7
40.6
40.5
40.5
40.5
39.8
39.7
39.2
38.7
38.4
38.3
37.8
37.2
36.4
36.1
35.1
34.7
34.5
34.1
33.9
33.8
Azúfre,%
peso
0.03
0.05
0.04
0.03
0.053
0.04
0.06
0.34
0.5
1.05
0.24
0.35
0.78
0.8
0.201
0.169
0.19
0.19
0.4
0.42
1.15
0.12
0.45
1.97
1.01
0.081
1.64
0.135
1.35
Origen
Mar del Norte (Noruega)
Arabia Saudita
Venezuela
México
Canadá (Alberta)
Abu Dhabi (E.A.U.)
China
Venezuela
Rusia
Irak
Irán
Venezuela
Nigeria
Colombia
Arabia Saudita
Arabia Saudita
E.U.A.(Alaska)
Arabia Saudita
Venezuela
Nigeria
Irak
México
Mar del Norte (Noruega)
E.U.A.(California)
Venezuela
E.U.A. (Misssissippi)
E.U.A.(California)
Canadá (Alberta)
Venezuela
Nombre
Oseberg
Arabia ligero
Oficina
Itsmo
Synthetic OSA Stream (SUNCOR)
Zakum (Upper)
Daquing (Taching)
Tia Juana ligero
Mezcla rusa de exportación
Basrah medium
Iranian heavy
Mesa
Forcados
Caño Limón
Arab medium (Zuluf/Marjan)
Arab medium (Khursaniyah/Abu Saf)
Alaskan North Slope
Arab heavy (Safiniya)
Tia Juana medio 26
Bonny medium
Basrah heavy
Maya
Emerald
Huntington Beach
Bachaquero
Baxterville
San Joaquin Valley
Cold Lake
Boscan
°API
33.7
33.4
33.3
33.3
33.2
33.1
32.6
31.8
31.8
31.1
30.9
29.8
29.6
29.3
28.8
28.5
27.5
27.4
26.9
25.2
24.7
22.2
22
20.7
16.8
16.3
15.7
13.2
10.1
Azúfre,%
peso
0.31
1.77
0.78
1.492
0.328
2
0.09
1.16
1.53
2.58
1.73
1.01
0.18
0.51
2.49
2.85
1.11
2.8
1.54
0.23
3.5
3.3
0.75
1.38
2.4
3.02
1.2
4.11
5.5
Fuente: HPI consultants
La cantidad de azufre presente en el crudo es otra de las características que más se toman en cuenta en su
clasificación y precio. En el caso de dos crudos con el mismo grado API, aquel que posea la menor cantidad de azufre
será el de mayor precio. Dentro de esta clasificación los crudos con menos de 0.5% de azufre son conocidos como
crudos dulces, mientras que aquellos con más del 1.5% se les conoce como crudos amargos. La importancia del
contenido de azufre en el crudo radica en que este elemento es altamente corrosivo y su emisión a la atmósfera es causa
de la formación de lluvia ácida, por lo que desde hace tiempo los países han diseñado políticas que limiten el contenido
de compuestos que contengan azufre en los combustibles.
Otros factores que determinan la calidad del crudo y por tanto su precio, son: el contenido de asfaltanos y/o de
lubricantes, contenido de agua, inflamabilidad, contenido de sal, evaporabilidad (presión de vapor Reid), contenido de
impurezas (metales disueltos como vanadio y niquel), curva de destilación, etc. os rangos de cada una de esta
características varían considerablemente de región a región e incluso dentro de un mismo yacimiento (ver tabla A.2.1).
145
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
146
Secretaría de Energía
Anexo tres
Mecanismos de precios
A.3 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.3.1. 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.
147
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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.3.2. 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 deben
148
Secretaría de Energía
de guardar consistencia entre si respecto a la temporalidad y metodología empleadas. El objetivo que se persigue
mediante el empleo de estos los precios es24:
•
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:
24
•
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.
Fuente: Sener con datos de Pemex.
149
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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Secretaría de Energía
Anexo cuatro
Normas aplicables a la industria
del petróleo
A.4.A Normas de Referencia
Fecha de la publicación
de la declaratoria de Fecha de vigencia
vigencia
Título
Clave
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
CEMENTO CLASE “H” EMPLEADO EN
17/07/2006
14/09/2006
151
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
POZOS PETROLEROS
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.
A.4.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.
NOM- 117-SEMARNAT-1998
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.
NOM- 145-SEMARNAT-2003
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
152
Secretaría de Energía
Bibliografía
Bibliografía
•
BP Statistical Review of World Energy June 2008, Formato digital.
•
World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2007. Formato digital.
•
Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2007.
•
Petróleo y gas natural: industria, mercados y precios”. Parra Iglesias, Enrique. 2003, OPEP
•
International Petroleum weekly 2006, International Energy Agency. Formato digital.
•
Total Petroleum Consumption, International Energy Agency. Formato digital.
•
World Oil Outlook 2007, Organization Petroleum Exporting Countries, 2007.
•
Las reservas de hidrocarburos de México 2008, Pemex Exploración y Producción, 2007.
•
Memoria de labores e Informe estadístico de labores 2007, Pemex, 2008.
•
Anuario Estadístico 2007, Pemex, 2008.
•
Oil supply and demand, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2008.
•
Exploration & Production activities and markets, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2008.
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
•
Lukoil, www.lukoil.com
•
Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía: ssie_se.energia.gob.mx/
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Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2008-2017
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Secretaría de Energía
Referencias para la recepción de
comentarios
Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:
RESPONSABLE DE LA PUBLICACIÓN
Dirección General de Planeación Energética
Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico
Secretaría de Energía
Tel. 5000 62 04 / 5000 60 00 extensiones 2208, 2097 y 1418
Fax. 5000 62 23
E-mail: prospectivas@energia.gob.mx
Para nosotros es muy importante la retroalimentación al documento, por lo que en la siguiente dirección encontrará
la encuesta para su opinión y comentarios:
http://www.energia.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub/Encuesta%20DGPE%20vs%20%202007-2016.doc
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