Caen más de 20% reservas probadas de crudo y gas

Al 1 de enero de 2016 se alcanzaron 10 mil 242.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa 2 mil 774.7 millones menos que en el mismo corte de 2015.
Las reservas llegaron a 7 mil 640.7 millones de barriles, inferior a los 9 mil 711 del año pasado.
Las reservas llegaron a 7 mil 640.7 millones de barriles, inferior a los 9 mil 711 del año pasado. (Paola García )

México

Las reservas probadas (RP) de petróleo de México cayeron 21.2 por ciento al 1 de enero de 2016 en su comparativo anual, de acuerdo con el dictamen presentado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

La variación es importante porque dentro de la categoría de reservas, las conocidas como 1P son las de mayor certidumbre de existencia de hidrocarburos en los yacimientos.

Al 1 de enero de este año se calcularon 10 mil 242.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mbpce), lo que significa 2 mil 774.7 mbpce menos que en 2015.

Las reservas probadas de aceite cayeron 21.3 por ciento y las de gas 22.3 por ciento, derivado de factores económicos, pues hubo menos inversiones por la caída de los precios del petróleo, explicó la CNH en su tercera sesión ordinaria de 2016 de su órgano de gobierno.

A esa situación se le suman razones técnicas asociadas a las propias características de los campos, detalló la CNH.

Respecto al petróleo, las reservas llegaron a 7 mil 640.7 millones de barriles, cifra inferior a los 9 mil 711 millones de barriles registrados al 1 de enero del año pasado.

En tanto que las de gas se ubicaron en 12 mil 651.4 millones de pies cúbicos (mpc), contra los 15 mil 290.5 mpc en el periodo que se compara.

Para Pemex estas reservas son las que aportan la producción y desde el punto de vista financiero son las que sustentan los proyectos de inversión.

La caída de reservas 1P de petróleo crudo equivalente al 1 de enero de 2016 es importante si se considera que las del año pasado respecto a 2014 solo disminuyeron 3 por ciento.

Los principales descubrimientos en 2015, que fueron en la cuenca del sureste, aportaron solo 103.8 millones de barriles de aceite y 80.7 millones de pies cúbicos de gas.

La CNH resaltó que si bien la cuantificación de reservas es un proceso que se ha venido manejando su evaluación y análisis desde 2010 a la fecha, hay un cambio importante derivado de la reforma energética, donde ahora, conforme a las atribuciones de la comisión, se tiene que hacer una consolidación de las reservas tanto de los asignatarios como de los contratistas.

El que haya una mayor tasa de restitución de reservas es importante, pues de acuerdo con la Auditoría Superior de la Federación (ASF) el desarrollo de la industria petrolera se basa en la disponibilidad de sus reservas de hidrocarburos (petróleo crudo y gas natural), por lo que su disminución ocasiona que se reduzca la producción de estos hidrocarburos y sus derivados, como son los petrolíferos, petroquímicos básicos y no básicos y, como consecuencia, hay un aumento en las importaciones para atender la demanda nacional.

Según su último reporte de la Cuenta Pública, con base en las estimaciones de Pemex Exploración y Producción, en 2014 las reservas totales de petróleo crudo equivalente alcanzarán para 29 años, y al ritmo de explotación actual se prevé que las reservas probadas se agotarán en 10.1 años en caso de que no se incorporen más en los próximos años.

En este último supuesto, las reservas probadas de petróleo crudo alcanzarían 11 años, mientras que las de gas natural solo 6.4 años.

Las prospectivas de petróleo crudo y petrolíferos de la Secretaría de Energía apuntan que para el ejercicio de planeación 2015-2029, la CNH construyó dos escenarios de producción e inversiones.

Para el caso de las reservas, el escenario mínimo parte de un volumen de incorporación de reservas 1P de 107 millones de bpce en 2015 hasta llegar a mil 717 mbpce en 2029.

Para el escenario máximo se parte del mismo volumen de incorporación de reservas 1P del escenario mínimo en 2015; sin embargo, en 2029 se estima un volumen de reservas 1P de 2 mil 376 mbpce.

Se prevé una tasa de restitución para el escenario mínimo de 9 por ciento en 2015 y de 150 por ciento hacia el final de 2029. Y en el máximo, valores mayores para las reservas 1P de 2016 y 2017, para luego presentar tasas inferiores, de tal manera que en 2029 se tenga una tasa de restitución de reservas de 130 por ciento.

Más permisos

La CNH informó que a la fecha tiene registradas 54 empresas en el padrón para actividades de reconocimiento y de exploración superficial (Ares), las cuales dan una idea más puntual y clara en dónde pueden estar los hidrocarburos en el subsuelo de México.

De dichas empresas hay 44 aceptadas, ocho desechadas, una desistió y otra más está en proceso de autorización. Dentro de estas solicitudes se han presentado 43 proyectos, y de éstos ya se aprobaron 33.

El secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, ha mencionado que la información geológica nacional permite planificar las futuras licitaciones petroleras, lo cual es fundamental para la toma de decisiones.

La realización de esa sísmica tridimensional de última generación en el Golfo de México permite un mejor conocimiento del subsuelo.

La información que recaban diversas compañías privadas representa 370 por ciento más de toda la sísmica tridimensional que se ha hecho en la historia de México a partir de la reforma energética.