Las reservas probadas de hidrocarburos de México se desplomaron el año pasado, perdiendo más de la quinta parte del monto estimado al término del año anterior. Se trata del ajuste a la baja más pronunciado desde que se adoptaron, en 2003, lo criterios de estimación vigentes para esta categoría de reservas. La disminución fue de 21.3%, tasa superior a la caída acumulada de las reservas registrada entre 2005 y 2014. La reducción de las reservas estimadas en 2015 es fundamentalmente atribuible a la revisión de estimaciones y, en menor grado, al volumen extraído de hidrocarburos durante el año. El aumento de reservas probadas debido a descubrimientos se mantuvo en un nivel modesto, similar al de años recientes. Dichos descubrimientos se realizaron en aguas someras cerca de instalaciones existentes.

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Ilustración: Víctor Solís

Sin embargo, aún no se da a conocer la información que permita entender las razones que subyacen a las revisiones realizadas. El tamaño de la reducción obliga a Pemex, a las autoridades y al regulador a dar una explicación puntual sobre el monto atribuido a un comportamiento de los yacimientos diferente al previamente previsto, a nueva información obtenida de la perforación de pozos, al rezago y la disminución en el desarrollo de campos y a menores precios de los hidrocarburos.

Al analizar las reservas asignadas a Pemex1 puede verse que la tasa de declinación de las reservas probadas no desarrolladas de hidrocarburos —las que aún no cuentan con los pozos y la infraestructura de producción que permitan su extracción— fue superior al de las reservas desarrolladas. En cambio, el ritmo de disminución de las reservas probadas de gas natural en 2015 fue ligeramente inferior al de petróleo, condensados y líquidos del gas. Los ajustes descritos disminuyeron la vida media de las reservas de hidrocarburos líquidos a  8.5 años y las de gas natural a 6.4 años. Estas relaciones de reservas a producción son particularmente bajas para un país con una tradición petrolera como la mexicana y deben ser motivo de verdadera preocupación.

La composición de las reservas probadas refleja un acervo particularmente maduro en el que por muchos años se dejó de restituir la producción anual. Sólo en dos de ellos —2011 y 2012— se logró estabilizar el volumen de estas reservas. Los descubrimientos realizados no fueron suficientemente cuantiosos para compensar la extracción y hacer frente a las revisiones que se hicieron a raíz del comportamiento de campos en producción y de descubrimientos una vez delimitados.

La baja de las reservas de hidrocarburos de Pemex se concentró en un número limitado de campos cuya producción actual es tan sólo una fracción del volumen máximo alcanzado. Como puede verse en el Cuadro 1, dos de ellos —Akal y Antonio J. Bermúdez— explican el 52% de la caída y un total de ocho campos contribuyeron con el 80% de la disminución. Las reservas de Akal y Sihil en Cantarell; Abkatún en la Región Marina Noreste y A.J. Bermúdez en Tabasco se desplomaron en 2015 a menos de la mitad del volumen reportado en 2014. Estos campos merecen una explicación precisa de la CNH, dada la magnitud de su caída y, en algunos casos, por las elevadas relaciones de reservas a producción en campos que se encuentran en una fase avanzada de agotamiento. Entre éstos destacan A. J. Bermúdez (43 años), Jujo-Tecominoacán (39 años) y Akal (18). En una presentación de la CNH se hace referencia específica a este último campo, atribuyendo la baja de las reservas a la reducción del espesor neto del yacimiento que contiene aceite, lo que ocasionó la disminución de las cuotas de producción y de actividad física; la menor vida productiva de pozos por la canalización de fluidos indeseables; así como el rezago en la aplicación de nuevos procesos de explotación para conservar la ventana explotable de aceite.

 

Cuadro 1
México: reservas probadas de hidrocarburos,
al final de año, 2014 y 2015
(millones de barriles de petróleo equivalente)

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*Comisión Nacional de Hidrocarburos, Resolución CNH.03.001/15.
**Pemex, Informe Anual 2015, 20F, U.S. Securities and Exchange Commission. Reservas probadas de campos asignados en la Ronda 1, pp. 35- 41.

La CNH dio a conocer estimaciones agregadas, si bien incompletas, de las reservas 2P y 3P de hidrocarburos de 2015.2 No consideró las correspondientes a Akal pues las cifras de este campo proporcionadas por Pemex superaron en 5.5 y 6.6%, respectivamente, los montos que el auditor estaba dispuesto a certificar. El criterio adoptado por la CNH es que esta diferencia no puede superar el umbral de 5% a nivel de campo. Actualmente se hacen los estudios necesarios para conciliar las diferencias. Aun incompletas, las cifras son reveladoras de una pérdida sustancial de reservas 2P y 3P de hidrocarburos. Excluyendo al campo Akal, en 2015 estas reservas declinaron 19% y 28%, respectivamente, y todo indica que, una vez reconciliadas las cifras, la baja será superior en varios puntos porcentuales.

Estas categorías de reservas se ubican en algunas de las regiones de más alto costo de descubrimiento y desarrollo, así como de producción, por lo que es posible que su disminución refleje el efecto de precios más bajos de los hidrocarburos y de menores inversiones asignadas a producir hidrocarburos por medio de procesos de recuperación secundaria y mejorada. Los bajos precios de los hidrocarburos que privaron en 2015 afectan la cuantificación de las reservas puesto que éstas se definen como volúmenes de hidrocarburos comercialmente recuperables, incidiendo en mayor medida en yacimientos caracterizados por sus altos costos. Debe recordarse que en aguas profundas no se registran reservas 1P y en Chicontepec estas mismas son muy limitadas, clasificándose sus reservas mayoritariamente como 2P y 3P. Habrá que esperar a los informes más detallados de Pemex para identificar las causas, seguramente múltiples, de una baja tan pronunciada de las reservas de hidrocarburos.

En 2015 se llevó a cabo una rotación largamente diferida de las empresas de ingeniería independientes que auditan y certifican las reservas de México. Dicha rotación es considerada como una buena práctica de auditoría que conviene realizar cada tres a cinco años. En esta ocasión se asignó a la empresa Ryder Scott la certificación de las regiones marinas y terrestres del sureste, salvo por los campos del Litoral de Tabasco. Las cuencas de Burgos y Veracruz fueron auditadas por DeGolyer & MacNaughton y Netherland Sewell se encargó de Poza Rica-Altamira, Chicontepec y el Litoral de Tabasco.  Previamente, Netherland Sewell había sido responsable de la Región Marina Noreste y la Región Sur; DeGolyer and MacNaughton de la Región Marina Suroeste; y Ryder Scott  de la Región Norte, que incluye a Chicontepec. En ocasiones la rotación de auditores puede afectar, de alguna manera, la cuantificación de las reservas. El nuevo certificador no está comprometido con estimaciones hechas en el pasado reciente por otro auditor, por lo que goza de mayor libertad para revisarlas.

Las reservas probadas se ajustaron a las reglas y criterios establecidos por la Securities and Exchange Commission de Estados Unidos, son consistentes con las prácticas internacionales utilizadas para reportar reservas y están de acuerdo con la codificación de estándares de contabilidad utilizados para la estimación y divulgación de reservas de petróleo y gas natural del Financial Accounting Standards Board (FASB). La cuantificación, certificación y divulgación de reservas 2P  y 3P se ciñen a las definiciones de la Society of Petroleum Engineers, el American Association of Petroleum Geologists y del World Petroleum Council. Sin embargo, los auditores utilizan sus propios modelos estáticos y dinámicos de caracterización de yacimientos y cuentan con un cierto margen de flexibilidad en la aplicación de criterios y métodos en el análisis de las reservas. Esto podría explicar parcialmente las diferencias de sus estimaciones respecto a las del año anterior.

La magnitud de la baja de las reservas probadas sólo es explicable en términos de factores de recuperación de hidrocarburos3 menores a los anteriormente esperados. La tendencia a la baja en algunos yacimientos había sido observada desde hace tiempo. Sin embargo, la evidencia acumulada de una menor recuperación llegó a un punto tal que el nuevo certificador no tuvo más remedio que reconocer lo que algunos técnicos temían. Conviene recordar que la reducción en un par de puntos porcentuales del factor de recuperación de grandes campos maduros tiene un impacto significativo sobre el nivel de las reservas remanentes estimadas. Afortunadamente, las autoridades y Pemex no cayeron en la tentación de maquillar las cifras de las reservas como se hizo en otras ocasiones.

Las autoridades están obligadas a rendir cuentas respecto a la determinación y el estado que guardan las reservas probadas, probables y posibles de petróleo y gas natural. Su compromiso va más allá de la consolidación mecánica de información presentada por Pemex y por las empresas de ingeniería independientes que auditan las estimaciones. La cuantificación y certificación de las reservas al término de 2015 merecen una explicación técnica rigurosa que permita dilucidar las causas de la reducción sustancial registrada. Es inusual en la industria petrolera internacional una revisión de esta magnitud, particularmente cuando se trata de un acervo tan grande y diversificado como el de Pemex.

El monto del ajuste y las diferencias en las estimaciones podrían explicar el rezago en la publicación de los informes tradicionales de reservas de Pemex y de la CNH, así como la menor desagregación de la información divulgada. La caída excepcional de las reservas tendrá importantes consecuencias sobre las estrategias de producción, desarrollo y exploración de hidrocarburos, así como la seguridad energética del país a mediano y largo plazos. Por estas razones, es indispensable que los informes de reservas que usualmente se publican en México respondan, de la mejor manera posible, a la necesidad y a la obligación de su difusión, alentando una deliberación más amplia y educada sobre asuntos tan complejos como estos. Ello es particularmente cierto al iniciarse la apertura a la inversión privada en actividades extractivas de la industria petrolera, cuando debe reafirmarse la credibilidad de las estimaciones de las reservas.

La imagen de las reservas de hidrocarburos que hoy se tiene es muy diferente a la que privó a fines del los años 90 y, más aún, de la que se tenía hace 33 años. Cambios en las definiciones y clasificaciones empleadas, reducciones continuas acumuladas en las estimaciones realizadas y bajas escalonadas ocasionales, como la de 2015, han contribuido a modificar la perspectiva que se tiene de la riqueza petrolera de México. Hacen ahora indispensable dimensionar el esfuerzo exploratorio que los sectores público y privado tendrán que realizar para alcanzar tasas razonables de reposición de reservas.

Las reservas probadas de petróleo de México se colocaron a final del año pasado en el veinteavo lugar entre los principales países productores de hidrocarburos y las de gas natural en el trigésimo quinto lugar a nivel mundial.  En este contexto, las nuevas estimaciones de las reservas obligan a revaluar el papel que habrá de jugar la industria petrolera de México en el desarrollo económico del país y vuelven urgente asignar mayores recursos a la exploración para restituir reservas, tanto en el caso de Pemex como en el de los particulares. Hacen necesario también repensar la estrategia y el régimen de explotación de campos productores maduros que forman parte de un amplio acervo legado que se encuentra en una etapa tardía de su ciclo de vida. Los altos ritmos de declinación, la baja de los factores de recuperación esperada y de las reservas, el aumento de las relaciones gas/aceite en la producción y la creciente liberación de gas a la atmósfera son síntomas de su avanzada madurez.

 

Adrián Lajous
Investigador visitante en el Centro sobre Política Energética Global de la Universidad de Columbia. Fue director general de Pemex de 1995 a 1999.


1 Las cifras reportadas por la CNH de las reservas probadas de hidrocarburos a nivel nacional suman 10,243 millones de barriles de petróleo equivalente, mientras las asignadas a Pemex en la Ronda Cero fueron de 9,632 millones, monto equivalente a 94% del total nacional. La cifra correspondiente a 2014 había sido de 95%.

2 Las reservas 2P son la suma de las reservas probadas y probables, y las 3P incluyen también las posibles.

3 Es el monto recuperable de hidrocarburos del volumen original in situ. El factor de recuperación es la suma de la producción acumulada y los recursos remanentes esperados dividida por el volumen original.

 

Un comentario en “El derrumbe de las reservas de hidrocarburos de México en 2015

  1. Esto de la política económica es más bien asunto de economía política, de la cual nuestros ¿políticos?, saben lo que yo de física cuántica. La economía mundial es un ring en donde los contendientes utilizan el estilo superlibre, no hay concesiones ni piedad, es la guerra, y los políticos mexicanos, sólo se preocupan por atiborrarse las alforjas, pero esto de la historia mundial es lo de una guerra. el petróleo no es sólo una mercancía, sino un recurso estratégico que está más allá de la economía, esta en el centro de la supervivencia de una país. Si no se tiene la visión de la geopolítica y la lucha mundial por los recursos, algún día la historia de México contará la manera en que unos imbéciles descerebrados dilapidaron un medio de sobrevivencia económico, político y militar. Sólo una clase política sin visión de futuro ni consciencia del periodo histórico en que vive, ni consciencia de nada pueden actuar y vivir como romanos en bacanal…pobre México en manos de gente ignorante e incapaz de construir un capitalismo.