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Comisión Nacional de Hidrocarburos
Informe de Labores
2009-2010
Informe de Labores 2009-2010
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Contenido I. Mensaje del Comisionado Presidente
II. Visión de la industria
II.1 Situación actual de la industria de exploración y producción.
II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?
II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
III. Marco legal y misión
III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de
Hidrocarburos.
III.3 Política de hidrocarburos.
III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación.
III.5 Regulación, análisis y supervisión.
III.6 Transparencia y acceso a la información.
IV. Informe de labores
IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos.
IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos.
IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión.
IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía.
IV.5 Actividades en materia transparencia y acceso a la información.
V. Siguientes pasos
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Índice de Gráficas
Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional 10
Gráfica 2. Evolución histórica de reservas 3P 11
Gráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2P 11
Gráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1P 13
Gráfica 5. Producción anual total según década de descubrimiento de los campos 14
Gráfica 6. Producción anual total según estatus de los campos 15
Gráfica 7. Reservas y producción acumulada 19
Gráfica 8. Recursos prospectivos según ubicación 21
Gráfica 9. Pozos exploratorios requeridos 22
Gráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos 23
Gráfica 11. Producción nacional e inversiones totales 24
Gráfica 12. Campos en producción según tipo 25
Gráfica 13. Campos en aguas someras con producción 42
Gráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50 43
Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50 44
Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec 47
Gráfica 17. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec 49
Gráfica 18. Venteo y quema de gas según escenario 52
Gráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas 53
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Índice de Tablas
Tabla 1. Campos según estatus 14
Tabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejorada 15
Tabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinación 16
Tabla 4. Clasificación de recursos petroleros 18
Tabla 5. Reservas según cuenca 19
Tabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015 40
Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y Subcuenca 41
Tabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fecha 45
Tabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de 2009 47
Índice de Mapas
Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejorada 16
Mapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca 21
Índice de Diagramas
Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD 54
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I. Mensaje del Comisionado Presidente
El reto de planear a largo plazo
Desde su concepción, la industria nacional de exploración y explotación ha sido un
elemento central en el financiamiento del gasto público.
La dependencia que las finanzas públicas han tenido de los ingresos petroleros
motivó, desde su origen, una organización industrial orientada a objetivos de corto
plazo. Históricamente, la estrategia de inversión en materia de exploración y
producción ha estado dominada por metas de producción asequibles en espacios
de tiempo que no rebasan los cinco años.
La reciente reforma al marco legal de la industria sentó las bases para instrumentar
un cambio de visión en materia de exploración y explotación en el que deberá
prevalecer la creación de valor en un horizonte de planeación de largo alcance.
Las reformas legales establecen, por primera vez, la obligación de presentar al
Congreso, para su ratificación, una Estrategia Nacional de Energía, la cual
contempla un horizonte de planeación a quince años.
De manera complementaria, se le otorga a la Secretaría de Energía la facultad de
establecer el ritmo de restitución de reservas de hidrocarburos, y
consecuentemente la plataforma de producción, elementos centrales de una
planeación a largo plazo.
Por su parte, en la Ley de Petróleos Mexicanos se impone un nuevo mandato a los
Consejeros y al Director General: crear valor económico.
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La necesidad de contar con mejores mecanismos de planeación, supervisión
y rendición de cuentas
A efectos de lograr el viraje de la industria hacia una estrategia de creación de valor
económico a largo plazo, la industria requiere de mejores mecanismos de
planeación, supervisión y rendición de cuentas. Con esta finalidad, el Congreso de
la Unión dispuso crear la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH o Comisión).
Conforme a su Ley, CNH tiene como primera encomienda aportar a la Secretaría de
Energía los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de
hidrocarburos del país. Es decir, la Comisión debe proveer las bases técnicas que
den sustento a la política de restitución de reservas y al ritmo de explotación.
En cuanto al diseño y ejecución de los proyectos de exploración y explotación, la
Ley establece que todos los proyectos deben contar con el dictamen técnico de
CNH, quien deberá procurar, en primera instancia, elevar el índice de recuperación
y obtener el volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo.
El Congreso también otorgó facultades a la Comisión para emitir la regulación
necesaria en el sector, así como para sancionar su incumplimiento. Esta atribución
es de suma relevancia a efectos de poder proveer un marco de disposiciones
técnicas que aseguren el mejor aprovechamiento de los yacimientos de
hidrocarburos en condiciones de seguridad industrial.
La tarea de transformar a Petróleos Mexicanos apenas comienza
En julio de 2010, CNH finalizó su primer año de labores. Como se detalla en el
cuerpo de este primer informe, los primeros trabajos de la Comisión abordaron
temas de evaluación de proyectos, regulación, estudios técnicos y estudios
prospectivos.
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La agenda de este primer año se definió con el objetivo de apuntalar proyectos
prioritarios de la industria. Se mencionan aquí algunos de los trabajos realizados.
Se llevó a cabo la primera evaluación técnica y recomendaciones al proyecto
Chicontepec. Desde la publicación de ese primer reporte se detectan algunas
mejoras en la ejecución del proyecto. No obstante, los problemas fundamentales
persisten. Dos indicadores clave dan muestra de que la inversión que se asigna a
este proyecto no está generando valor económico, ni a corto, ni a largo plazo. El
proyecto arroja flujos negativos de ingreso antes de impuestos, a pesar de que se
encuentra en fase de explotación (es decir, no hay beneficios en el corto plazo); al
mismo tiempo, el monto de las reservas que estima el propio Petróleos Mexicanos
ha declinado en el tiempo (medida por excelencia del valor económico del proyecto
a largo plazo). En breve, CNH emitirá el Dictamen Técnico del proyecto
Chicontepec.
En respuesta a los niveles de quema de gas observados, CNH desarrolló la primera
regulación para reducir la quema o el venteo de gas. Esta regulación es de carácter
vinculante para Petróleos Mexicanos y traza el incremento gradual en el
aprovechamiento de gas para llevarlo a estándares internacionales.
La normatividad emitida en materia de gas es un elemento complementario de los
lineamientos técnicos que debe observar Petróleos Mexicanos en el diseño de los
proyectos que presente a dictamen de CNH.
En coordinación con Petróleos Mexicanos, la Comisión desarrolló los lineamientos
técnicos que regulan la documentación que debe acompañar los proyectos de
exploración y explotación que se sometan a dictamen técnico. Estos lineamientos
siguen el modelo de diseño de proyectos conocido como Visualización,
Conceptualización y Definición (en inglés conocida como Front End Loading).
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En materia de regulación destacan también los lineamientos que establecen el
procedimiento mediante el cual CNH evalúa y determina las reservas de
hidrocarburos del país. Sobre estos principios se dictaminaron las reservas
probadas al primero de enero de 2010.
Como parte de los trabajos de este año, CNH inició una serie de documentos
técnicos de trabajo. En su primera edición se llevó a cabo el primer análisis de
factores de recuperación de la industria. A este respecto, téngase presente que es
mandato de la Comisión el procurar el incremento de los factores de recuperación,
así como generar indicadores de evaluación en la eficiencia en la explotación.
Una tarea que hemos tomado con especial dedicación es la de transparentar la
información de la industria. En CNH estamos conscientes que el petróleo es de
todos los mexicanos, y que son ellos los que en primera instancia deben estar
plenamente informados del valor de sus activos.
A través de la página www.cnh.gob.mx hemos iniciado la publicación periódica de
reportes estadísticos. En los próximos meses ampliaremos los reportes para incluir
un seguimiento más preciso de cada uno de los principales proyectos en
exploración y producción.
En el cuerpo del informe se abunda en las tareas llevadas a cabo este año.
Asimismo, hacia el final se señalan los proyectos que están en ejecución en el
segundo año de labores en curso.
El capital humano, la fortaleza de CNH
En CNH sabemos de la enorme responsabilidad que se nos ha encomendado. Al
interior de la Comisión se vive un ánimo de profundo compromiso con el país.
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El corazón de CNH es su Órgano de Gobierno; en él se debaten y se acuerdan las
principales decisiones de la Comisión. La diversidad de los perfiles profesionales de
los Comisionados ha probado ser un activo invaluable.
La Comisión la integramos un equipo de 41 personas. Si bien las responsabilidades
encomendadas son excesivas para un equipo tan reducido, prevalece la seguridad
de cumplir con el mandato de ley.
Para mí es un honor coordinar los trabajos y actividades de la Comisión.
Juan Carlos Zepeda Molina
Comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
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II. Visión de la industria
II.1 Situación actual de la industria de exploración y producción
Exploración y acumulación de reservas
En los últimos 50 años se han descubierto reservas 2P por más de 60 mil millones
de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en el país; sin embargo, más
del 70% del total de dichas reservas fueron descubiertas hace más de 30 años. De
1980 a la fecha, la incorporación de reservas se ha mantenido por debajo del nivel
de producción.
Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional*
(mmbpce)
*La clasificación por campo según tamaño toma en consideración las reservas 2P originales y las agrupa de la siguiente manera: 1. Pequeños: De 0 a 80 (mmbpce), 2. Medianos: De 80 a 250 (mmbpce), 3. Grandes: De 250 a 1,500 (mmbpce), 4. Gigantes: De 1,500 a 5,000 (mmbpce) y, finalmente, 5. Súper Gigante: Mayor a 5,000 (mmbpce). Fuente: CNH
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
1960 - 1969 1970 - 1979 1980 - 1989 1990 -1999 2000 - 2009
Súper gigante Gigantes Grandes Medianos Pequeños
Incorporación de Reservas
1,211
7,556
36,037
2,734
9,1118,155
4,723
10,119
4,338
11,364
Producción
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Los descubrimientos en la década de los setenta y principios de los ochenta del
campo súper gigante Akal y los campos gigantes Ku, Maloob, Zaap, Jujo-Teco y
Abkatún permitieron, hasta el año 2004, mantener una tendencia creciente en la
plataforma de producción. No obstante, durante este tiempo se descuidó la
exploración de nuevos yacimientos; consecuentemente, las reservas 3P del país
han venido en descenso desde 1981.
Gráfica 2. Evolución histórica de reservas 3P (miles mmbpce)
Fuente: CNH
En lo que respecta a reservas 1P y 2P, su reducción ha sido aún más significativa,
principalmente en los últimos 10 años.
Gráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2P (miles mmbpce)
Fuente: CNH
05
101520253035404550556065707580
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Descubrimientos de Súper Gigante y Gigantes
34 33 3120 19 18 16 16 15 14 14
46 45 4337 35 33 32 31 30 28 28
05
101520253035404550
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
1P 2P
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La reducción en las reservas probadas muestra que la extracción de hidrocarburos
ha sido superior a la restitución de reservas.
A efectos de poder analizar la evolución de la restitución de reservas es importante
reconocer sus dos componentes fundamentales: primero, las reservas adicionales
por el descubrimiento de nuevos yacimientos, y segundo, las reservas adicionales
producto de la reclasificación de reservas de yacimientos ya descubiertos.
En este sentido, y con el fin de facilitar el análisis de las reservas, CNH ha
establecido dos indicadores de restitución de reservas.
1. Tasa de restitución por descubrimientos: es la tasa de restitución de
reservas que considera únicamente el descubrimiento de nuevos
yacimientos. Este es un indicador del éxito en la actividad exploratoria.1
2. Tasa de restitución integral: es la tasa de restitución de reservas que
además de considerar el descubrimiento de nuevos yacimientos,
considera las reservas que resultan por reclasificar recursos ya
descubiertos.
1 Resolución CNH.07.001/10 referente a los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictamen para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos.
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En los últimos 6 años la tasa de restitución por descubrimientos se ubicó en tan
sólo 12% en promedio. Si incorporamos la reclasificación de reservas, la tasa de
restitución integral promedio de los últimos 6 años se ubicó en 46%, muy por
debajo del 100% que se requiere para hacer sostenible una plataforma de
producción.
Gráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1P (porcentaje)
Fuente: CNH
Producción
La falta de descubrimientos de nuevos campos petroleros, aunado a que el grueso
de la producción proviene de campos descubiertos hace más de treinta años,
implicó que la producción total de hidrocarburos iniciara su descenso en 2004.
Cabe mencionar que cerca de 70% de la producción en 2004 provenía de campos
cuya antigüedad superaba los treinta años.
9% 6% 3% 9%18% 13%
28%25% 23% 26%
41%56%
76% 78%
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Descubrimientos Integral
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Gráfica 5. Producción anual total según década de descubrimiento de los campos (mmbpce)
Fuente: CNH
La mayoría de los campos productores de aceite y gas asociado se encuentran
actualmente en etapa de declinación. De los 223 campos con reservas y producción
de aceite y gas asociado, 177 se encuentran en plateau o declinación, lo que
significa que no incrementarán su producción en los próximos años.2
Cabe apuntar que de los 46 campos en desarrollo, 27 corresponden al Proyecto
Aceite Terciario del Golfo (PATG).
Tabla 1. Campos según estatus*
* Con base en la definición de la Agencia Internacional de Energía (AIE), si la producción se ubica entre el máximo producido y el 85% de dicho máximo, se define que el campo se encuentra en plateau. Si la producción es menor al 85% el campo se define en declinación. Ambas definiciones fueron tomadas de la Agencia Internacional de Energía. Fuente: CNH
2 El país cuenta con 713 campos de aceite y gas, de los cuales, 622 campos contaban con producción al 1ero de enero de 2009. De estos últimos, 223 campos son de aceite y gas asociado y el resto de gas no asociado.
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
< 1980 1980 - 1990 1990 - 2000 2000 - 2009
Tamaño Declinación Plateau Desarrollo TotalSúper Gigante 1 0 0 1Gigante 5 2 0 7Grande 44 8 3 55Mediano 32 7 7 46Pequeño 62 16 36 114Total 144 33 46 223
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Lo anterior significó que para 2009 más del 95% de la producción nacional
proviniera de campos que a la fecha se encuentran en declinación o en plateau.
Gráfica 6. Producción anual total según estatus de los campos (mmbpce)
Fuente: CNH
Este hecho demuestra la importancia que debe tener dentro de la estrategia de
exploración y producción la óptima administración de los campos maduros (es
decir, aquéllos que ya iniciaron o están por iniciar su declinación).
A este respecto, se hace notar que a la fecha únicamente existen 16 campos con
algún sistema de recuperación secundaria o mejorada.
Tabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejorada
Fuente: CNH
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1960
1962
1964
1966
1968
1970
1972
1974
1976
1978
1980
1982
1984
1986
1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
Declinación Plateau Desarrollo
Campo Método de recuperación secundaria y/o mejorada
Akal RS, Inyección de nitrógenoBacal RS, Inyección periférica de aguaBalam RS, Inyección de aguaCinco Presidentes RS, Inyección periférica de aguaCuichapa-Poniente RS, Inyección periférica de aguaCunduacán RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoIride RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoJujo-Tecominoacán RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoKu RS, Inyección de nitrógenoMaloob RS, Inyección de nitrógenoOxiacaque RS, Inyección de Nitrogeno-Gas amargoPoza Rica Inyección de aguaSan Andres Inyección de aguaSitio Grande RM, Inyección de CO2
Tamaulipas Constituciones Inyección de aguaZaap RS, Inyección de nitrógenoRS = Recuperación secundaria.
RM = Recuperación mejorada.
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Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejorada
Fuente: CNH
A efecto de lograr una correcta administración de los campos maduros, es
relevante la referencia internacional en cuanto a los patrones de declinación que
observan otros campos petroleros en el mundo.
Con base en estadísticas públicas de la Agencia Internacional de Energía (AIE),
se observa que, independientemente de la fase de declinación, así como del
tamaño de los campos petroleros, las tasas de declinación que registran los
campos petroleros nacionales son significativamente superiores a las que se
observan en el resto del mundo.
Tabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinación* (porcentaje)
*Con base en la definición de la AIE, las fases de declinación se definen de la siguiente forma: Si la producción es menor al 85% del máximo y mayor al 50 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la primera fase de declinación (FI); si la producción es menor al 50 por ciento del máximo y mayor al 25 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la segunda fase de declinación (FII); y, finalmente, si la producción es menor al 25 por ciento del máximo, el campo se encuentra en la tercera fase de declinación (FIII). Fuente: CNH y AIE
Veracruz
Golfo de México
Oaxaca
Oaxaca
I II III I II IIISúper Gigante - 16.3 - 16.3 0.8 3.0 4.9 3.4Gigante 11.4 7.8 11.2 9.8 3.0 3.7 7.6 6.5Grande 17.6 13.1 17.5 16.1 5.5 7.2 11.8 10.4
Fase de declinaciónTotal
Fase de declinaciónTotal
Experiencia InternacionalMéxicoTamaño
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II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?
Un elemento fundamental para el diseño de la política de hidrocarburos en el
mediano y largo plazos es entender las razones que llevaron a la industria
petrolera nacional a la situación en que se encuentra actualmente.
Sin duda, la declinación del campo súper gigante Akal, del activo Cantarell, juega
un rol esencial en la declinación de la producción nacional; sin embargo, dicho
evento era perfectamente previsible, al igual que lo es al día de hoy la eventual
declinación de los campos gigantes Ku, Maloob y Zaap, que han ocasionado la
reducción de la tasa de declinación de la producción nacional principalmente a
partir de 2007.
¿Cuáles son entonces los elementos que explican el profundo deterioro de la
industria petrolera nacional?
Disponibilidad de recursos petroleros
Los recursos petroleros se clasifican en reservas, recursos contingentes y
recursos prospectivos. El término recursos petroleros abarca todas las cantidades
de petróleo: lo ya producido; lo ya descubierto, sea comercialmente viable
(reservas), o no sea comercialmente viable (recursos contingentes); y, lo aún no
descubierto, pero que a una fecha dada se estima que serán potencialmente
recuperables (recursos prospectivos).
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Tabla 4. Clasificación de recursos petroleros
Fuente: Society of Petroleum Engineers, SPE
a) Reservas de hidrocarburos
Las reservas de hidrocarburos, es decir, los recursos ya descubiertos y
comercialmente viables, pueden ser además categorizadas en función del nivel de
certidumbre asociado con las estimaciones, el cual a su vez depende del grado de
madurez del proyecto
Al 1 de enero de 2009, el país contaba con 43 mil 563 millones de barriles de
petróleo crudo equivalente de reservas totales (3P), distribuidas en 713 campos
ubicados en cuatro principales cuencas o provincias.
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Tabla 5. Reservas según cuenca
*Reservas de Hidrocarburos al 1ero de enero de 2009. Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex.
Si analizamos la producción histórica del país, se observa que al 1 de enero de
2009 la producción acumulada del país superó los 50 mil mmbpce. Las reservas
3P a la misma fecha equivalen al 87% de dicho monto.
Gráfica 7. Reservas y producción acumulada
(mmbpce)
*Reservas de hidrocarburos al 1ero de enero de 2009. Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex
TipoAceite (MMB)
Gas (MMMPC)
Equivalente (MMBPCE)
Aceite (MMB)
Gas (MMMPC)
Equivalente (MMBPCE)
Aceite (MMB)
Gas (MMMPC)
Equivalente (MMBPCE)
Total Nacional 10,404 17,650 14,308 20,279 36,936 28,157 30,930 60,374 43,563 Terrestre
Cuencas Burgos-Sabinas - 1,933 391 - 3,066 622 - 4,787 963 Terrestre
Cuencas Tampico-Misantla 816 1,412 1,081 6,155 14,161 9,002 12,374 30,490 18,497 Terrestre
Cuenca Veracruz 13 873 181 18 1,068 223 29 1,227 265 Terrestre
Cuenca Sureste 9,575 13,431 12,655 14,106 18,640 18,310 18,527 23,871 23,838
Salina del Istmo 191 272 247 283 390 365 390 529 495 Terrestre
Reforma-Chiapas 2,250 5,721 3,633 2,816 7,011 4,502 3,165 7,579 4,984 Terrestre
Macuspana 39 609 169 82 1,104 323 97 1,299 383 Terrestre
Sonda de Campeche 6,483 4,609 7,532 9,671 5,677 10,942 12,740 6,678 14,235 Marino
Litoral de Tabasco 613 2,220 1,075 1,254 4,459 2,178 2,134 7,787 3,741 Marino
Reservas 1P Reservas 2P Reservas 3PCuenca
Marino -Terrestre
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
Reservas Producción acumulada
Probadas
Probables
Posibles
1P
2P
3P
Reservas* Producción Acumulada
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Lo anterior es un claro indicativo de que si bien no todas las reservas se lograrán
materializar en producción, existe un gran potencial para la reclasificación de
reservas y su consecuente producción.
El volumen de reclasificación de reservas que se puede alcanzar está en función
de la inversión en infraestructura y principalmente de la incorporación de
tecnologías de recuperación secundaria y/o mejorada.
Para dimensionar el impacto que pueden tener los cambios tecnológicos en la
reclasificación de reservas, y por tanto en la producción, considérese la evolución
que registran los factores de recuperación en el mundo.
Conforme se reporta en el Primer Documento Técnico de Factores de Recuperación de Aceite y Gas publicado por CNH, diversos países han logrado
aumentar el factor de recuperación de sus campos de manera considerable. Se
destaca el caso de Noruega, que logró aumentar 10 puntos el factor de
recuperación de sus campos al pasar de 36 a 46 por ciento de 1992 a 2008.
b) Recursos prospectivos
En lo que respecta a las cantidades estimadas de petróleo a ser potencialmente
recuperables a una fecha dada, éstas tienen asociadas una probabilidad de
descubrimiento, además de un nivel de incertidumbre asociado con estimaciones
de recuperación suponiendo su descubrimiento.
En este ámbito, al 1 de enero de 2009 el país tenía identificados más de 56 mil
millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos,
distribuidos en menos de 3 mil oportunidades exploratorias.
Informe de Labores 2009-2010
21
Mapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca
Fuente: CNH
En la gráfica anterior se observa que el Golfo de México y las Cuencas del Sureste
concentran casi el 85% del total de los recursos prospectivos del país. Asimismo,
cabe mencionar que del total de dichos recursos, más de la mitad se encuentran
en tierra o en aguas someras (tirantes de agua menores a 500 metros).
Gráfica 8. Recursos prospectivos según ubicación (miles mmbpce)
Fuente: CNH
Salina del
Itsmo
Litoral de
Tabasco
Chiapas-Tabasco-
Comalcalco
Tampico MisantlaOportunidades : 239 MMBPCE : 2,435
Sabinas Oportunidades : 92 MMBPCE : 438
Veracruz Oportunidades : 361 MMBPCE : 1,570
Plataforma de YucatánOportunidades : 40 MMBPCE : 1,389
Burgos Oportunidades: 512 MMBPCE: 2,719
P
Cuencas del SuresteOportunidades : 1,108 MMBPCE : 16,703
Golfo de México Oportunidades : 640 MMBPCE : 31,485
Marinos43.8
Terrestres12.8
56.6MMMBPCE
43.8MMMBPCE
19.7
3.74.3
16.1
> 1,500
< 500
500 – 1,0001,000 – 1,500
Tirantede agua
(mts)
AguasProfundas
27.7MMMBPCE
Total Marinos
Informe de Labores 2009-2010
22
CNH estima que los recursos prospectivos identificados a la fecha permitirían por
si mismos mantener la plataforma de producción constante en el corto plazo e
incrementarla a 3.3 millones de barriles diarios para 2025. No obstante, los
análisis de la Comisión muestran que para ello se requiere de un esfuerzo sin
precedentes en la actividad exploratoria del país, al pasar de un promedio de 68
pozos exploratorios por año en los últimos 11 años a más de 165 pozos
exploratorios anuales durante los próximos 15 años.
Desde el punto de vista de inversión, el esfuerzo exploratorio implica una
modificación significativa al portafolio de exploración y producción. Actualmente
Pemex Exploración y Producción destina cerca del 15% de su presupuesto de
inversión a proyectos de exploración. Estimaciones de CNH apuntan que para
alcanzar de manera sostenible una plataforma de 3.3 millones de barriles será
necesario recomponer el portafolio de inversión para que la proporción del
presupuesto que se destina a exploración alcance niveles cercanos al 30%.
Gráfica 9. Pozos exploratorios requeridos
Fuente: CNH
Si bien la industria enfrenta un reto en materia de exploración y desarrollo sin
precedentes, se puede afirmar que los recursos petroleros con que cuenta el país
(reservas y recursos prospectivos) son más que suficientes para alcanzar niveles
3954 57
94104
78 73
49
70 7259 66
90
123
144159
168180
193195186
178174176
208
243
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
73
49
70 72
3954 57
94104
7859
*2010 corresponde al POT I
Informe de Labores 2009-2010
23
de producción de más de 3 millones de barriles diarios, así como para lograr tasas
de restitución de reservas superiores al 100%. Esto es, el deterioro de la industria
petrolera nacional no responde a la escasez de recursos petroleros.
Disponibilidad de recursos financieros
Al tiempo que las reservas de hidrocarburos y los niveles de producción han
venido disminuyendo, el presupuesto de inversión asignado a Pemex Exploración
y Producción se ha mantenido en constante aumento. Las inversiones en
exploración y explotación han alcanzado un récord histórico, pasando de 29 mil
millones de pesos en 1990 a 233 mil millones de pesos en 2009.
Gráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos
(miles de millones de pesos @ 2010)
Fuente: CNH
La caída en la producción y el crecimiento del presupuesto en inversión que se
asigna a Pemex Exploración y Producción se traduce en un incremento sostenido
en los costos por barril de descubrimiento y desarrollo de campos en el país.
9 11 11 6 7 7 6 8 11 7 7 6 12 22 27 18 19 20 24 3120 19 16 19 21 24 38 46 62 60 60 70 7494
116 120 135 143165
202
0
50
100
150
200
250
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
Exploración Explotación
Informe de Labores 2009-2010
24
Gráfica 11. Producción nacional e inversiones totales (mmbpce, miles de millones de pesos @ 2010)
Fuente: CNH
Observando que el presupuesto asignado a Pemex Exploración y Producción ha
crecido a una tasa promedio anual de 15% en términos reales en los últimos 10
años, es difícil pensar que el deterioro de la industria nacional de exploración y
explotación se explique simplemente por un problema de restricción
presupuestaria.
Ciertamente, la explicación del deterioro de la industria no está, ni en la
disponibilidad de los recursos petroleros, ni en la disponibilidad de recursos
financieros.
0
50
100
150
200
250
1,250
1,300
1,350
1,400
1,450
1,500
1,550
1,600
1,650
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009 M
iles
de m
illon
es d
e pe
sos
@ 2
010
mm
bpce
Producción Equivalente Inversión total
Costos
Informe de Labores 2009-2010
25
II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
La inminente declinación de la mayor parte de los campos petroleros del país, la
complejidad geológica que se enfrenta en los nuevos campos en desarrollo, como
es el caso de Chicontepec, así como la necesidad de multiplicar los esfuerzos en
materia exploratoria y de desarrollo de campos, marcan la agenda de la nueva
industria de exploración y producción.
La nueva agenda petrolera impone retos significativos en materia de planeación y
ejecución. De un análisis realizado por CNH se estima que para incrementar la
plataforma de producción a 3.3 millones de barriles diarios para 2025, es
necesario que Pemex Exploración y Producción tenga la capacidad de triplicar el
número de campos en aguas someras que actualmente opera; incrementar en 259
el número de campos terrestres en operación; y operar 41 campos en aguas
profundas del Golfo de México.
Gráfica 12. Campos en producción según tipo (número)
Fuente: CNH
Los retos que aquí se señalan no son recientes; éstos han estado presentes
desde hace más de una década. La caída que se observa en la plataforma de
producción y en el nivel de reservas obedece a un reto en materia de planeación y
611 611 611 621 638 659 697 724 749 765 798 827 840 843 850 870
112 129 152 161 166 176 184 205 217 234 253 269 290 326 352 365
4 4 4 5 9 15 16 18 20 26 29 32 34 35 40 41
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Terrestre Someros Aguas Profundas
611
1124
Informe de Labores 2009-2010
26
de ejecución que no se ha podido superar. El reto de la industria es de prácticas
gerenciales.
Las distintas áreas de oportunidad que aquí se han señalado en materia de
exploración y producción tienen como denominador común que apuntan a la
necesidad de reenfocar el horizonte de planeación hacia el largo plazo. El
reconocer que los niveles actuales de inversión en exploración son insuficientes; la
necesidad de aumentar los factores de recuperación mediante la incorporación de
un amplio programa de recuperación secundaria y mejorada, y la necesidad de
transformar las capacidades de gestión de Petróleos Mexicanos para multiplicar su
capacidad de ejecución: todas estas líneas de acción requieren visión de largo
plazo.
En la raíz de las causas del deterioro de la industria se encuentra una estrategia
de explotación que ha privilegiado la producción de crudo en el muy corto plazo a
costa de la producción y la creación de valor a largo plazo. Desafortunadamente,
este tipo de estrategias son insostenibles en el tiempo; eventualmente el largo
plazo se hace presente.
Retos en materia de planeación y ejecución
Dentro de los retos en materia de planeación y ejecución, se destacan los
siguientes:
1. Definir y transparentar la metodología para la conformación de un portafolio
de inversión con visión de largo plazo en materia de exploración y
producción. A la fecha existe poca claridad en la metodología que emplea
Pemex Exploración y Producción para definir la composición de su cartera
de inversión.
Informe de Labores 2009-2010
27
En esta tarea, CNH juega un papel fundamental, ya que en cumplimiento de
su Ley tiene la responsabilidad de proporcionarle a la Secretaría de Energía
los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de
hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa sectorial
en la materia.
2. Mejorar el mecanismo de rendición de cuentas a nivel proyecto de inversión
o activo. Cada proyecto o activo debe ser capaz, no sólo de acreditar su
viabilidad técnica ante CNH, como ya lo establece la ley, sino que debe ser
capaz de generar su propio fondeo en el mercado de deuda, sin contar con
la garantía explícita o implícita del Gobierno Federal. Sólo de esta forma
Petróleos Mexicanos podrá transitar hacia una mayor autonomía
presupuestaria, y por tanto, hacia prácticas empresariales que la pongan a
la altura de otras empresas petroleras estatales.
Distintos arreglos de organización y vehículos financieros permitirían lograr
lo anterior.
3. Multiplicar las capacidades de aprendizaje y de ejecución, para ello se
recomienda evaluar aspectos como:
Incorporar un proceso de evaluación y rendición de cuentas en cada
una de las tres etapas básicas de cada proyecto: exploración, desarrollo
y producción. La creación de valor debe procurarse y medirse por
separado, particularmente en las etapas de exploración y desarrollo, no
sólo en la fase de producción.
En años recientes Petróleos Mexicanos incorporó la metodología EVA
(Economic Value Added), misma que es propicia para lograr un control
del proyecto como el que aquí se propone. No obstante, esta
metodología no ha sido aplicada con el rigor requerido a nivel proyecto.
Informe de Labores 2009-2010
28
Generalmente Petróleos Mexicanos reporta el EVA a nivel global o a un
nivel que agrupa diversos proyectos, lo que le resta toda efectividad a
este indicador.
Es una tendencia mundial el incorporar procesos de ejecución que
claramente dividan las fases de exploración, desarrollo y producción.
Este tipo de procesos favorecen el óptimo desarrollo de los campos
petroleros, así como la especialización y el desarrollo tecnológico.
Detonar las nuevas capacidades de ejecución que se generaron con la
reciente reforma legal en los diferentes campos petroleros del país.
Particularmente, se identifica que las nuevas capacidades contractuales
de Pemex Exploración y Producción serían propicias para acelerar el
desarrollo de diversos campos de tamaño medio y pequeño en aguas
someras.
4. Desarrollar un plan general de incorporación y desarrollo tecnológico para
la implementación de sistemas de recuperación secundaria y/o mejorada en
la mayor parte de los campos productores del país.
Este plan debe surgir de manera natural a consecuencia del análisis de
portafolio, referido en el primer punto. No obstante, se menciona de manera
específica, ya que dentro de la cartera de proyectos de Pemex Exploración
y Producción aún no se incorporan proyectos de recuperación mejorada en
distintos campos petroleros, como por ejemplo, en los proyectos de
Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.3
3 Los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap tienen campos con sistemas de recuperación secundaria; Akal y Ku-Maloob, respectivamente.
Informe de Labores 2009-2010
29
Asegurar el máximo aprovechamiento de los yacimientos del país es un
mandato de Ley para CNH. Es por ello que la evaluación de los planes de
recuperación secundaria y/o mejorada son aspectos centrales a evaluar por
parte de la Comisión, tanto al momento de proponer las bases de la política
de hidrocarburos, como al momento de llevar a cabo los dictámenes
técnicos de cada proyecto.
5. Establecer un arreglo organizacional adecuado para la explotación de
campos no convencionales o de alta complejidad geológica y petrofísica,
como es el caso de Chicontepec. A nivel internacional se observa que
empresas petroleras eligen crear una empresa filial específica para la
explotación de este tipo de yacimientos. La lógica de ello radica en que la
explotación de este tipo de campos requiere procedimientos y tecnologías
especializadas con un estricto control en el manejo de los costos; ello, ya
que se trata de yacimientos que representan márgenes de rentabilidad
relativamente bajos.
6. Desarrollar un marco de regulación acorde a la nueva realidad de la
industria.
Se ha dicho que Pemex Exploración y Producción requiere multiplicar sus
actividades de exploración y desarrollo. Particularmente, como parte de la
estrategia para revertir la caída en el nivel de producción debe ser capaz de
operar más de cuarenta campos en aguas profundas del Golfo de México.
Esta nueva dinámica exige un marco de regulación que asegure mejores
prácticas en la explotación y seguridad industrial.
A este respecto, cabe apuntar que hacia el último trimestre del año, CNH
emitirá el primer paquete de regulación técnica para la explotación y
operaciones en aguas profundas.
Informe de Labores 2009-2010
30
III. Marco legal y misión
III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
Con el propósito de enfrentar los grandes retos de la industria de exploración y
extracción de hidrocarburos y a fin de garantizar a mediano y largo plazos la
seguridad energética del país, el Ejecutivo Federal presentó el 8 de abril de 2008,
un paquete de iniciativas de reforma y creación de diversas disposiciones de este
sector, dentro del que se incluyó la propuesta de instalación de un órgano
desconcentrado de la Secretaría de Energía con autonomía técnica y operativa
que fungiera como instrumento de apoyo indispensable para fortalecer al Estado
como rector de la industria petrolera.
Posteriormente, el 28 de noviembre de ese mismo año, se publicó en el Diario
Oficial de la Federación, la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH),
por virtud de la cual el Congreso de la Unión instituyó a CNH. Igualmente, se
reconoció su existencia en diferentes disposiciones tales como la Ley Orgánica de
la Administración Pública Federal y la Ley Reglamentaria del Artículo 27
Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27C).
De esta manera, CNH se instaló formalmente el 20 de mayo de 2009, mediante el
nombramiento presidencial de los cinco comisionados integrantes de su órgano de
gobierno. Posteriormente, CNH publicó su Reglamento Interno en el Diario Oficial
de la Federación el 28 de agosto de 2009.
En este nuevo arreglo institucional, el Gobierno Federal por conducto de la CNH,
cuenta ahora con un organismo con autonomía técnica que lo apoyará en la
administración de los recursos y reservas de hidrocarburos con la finalidad de
crear el mayor valor económico posible, en beneficio de todos los mexicanos.
Informe de Labores 2009-2010
31
III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
La Misión de CNH consiste en apoyar al Gobierno Federal en la administración de
los recursos y reservas de hidrocarburos, con la finalidad de crear el mayor valor
económico posible en beneficio de todos los mexicanos.
Por su parte, el objeto fundamental de CNH es 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.4
Para la consecución de su objeto, CNH deberá ejercer sus funciones procurando
que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos Mexicanos y de sus
organismos subsidiarios se realicen con arreglo a las siguientes bases:5
Elevar el índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de
petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones
económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en
proceso de abandono y en explotación.
La reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad
energética de la Nación, a partir de los recursos prospectivos, con base en la
tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos.
4 Artículo 2º de la LCNH. 5 Artículo 3º de la LCNH.
Informe de Labores 2009-2010
32
La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y extracción
de hidrocarburos en función de los resultados productivos y económicos.
La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos
naturales en exploración y extracción petrolera.
La realización de la exploración y extracción de hidrocarburos cuidando las
condiciones necesarias para la seguridad industrial.
La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su
extracción.
Las atribuciones de CNH se encuentran alineadas con estas bases y se agrupan
en las siguientes categorías: Política de Hidrocarburos; Evaluación y Dictamen de
Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos; Regulación, Análisis y
Supervisión y Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía.
III.3 Política de hidrocarburos
CNH es responsable de aportar los elementos técnicos para el diseño y definición
de la política de hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa
sectorial competencia de la Secretaría de Energía.6
De esta forma, CNH funge como apoyo técnico de la Secretaría de Energía en lo
relativo a la definición de la política de hidrocarburos. A este respecto, se
mencionan algunas otras atribuciones:
Participar, con la Secretaría, en la determinación de la política de restitución
de reservas de hidrocarburos;
Proponer a la Secretaría, el establecimiento de zonas de reservas petroleras; 6 Artículo 4º fracción I de la LCNH.
Informe de Labores 2009-2010
33
Emitir opinión sobre la asignación o cancelación de áreas para fines de
exploración y explotación petrolíferas;
Opinar sobre los permisos para el reconocimiento y la exploración superficial a
efecto de investigar sus posibilidades petrolíferas.
III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación
CNH cuenta con facultades para dictaminar técnicamente los proyectos de
exploración y extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones
sustantivas, previo a las asignaciones que otorgue la Secretaría de Energía.7
Asimismo, los dictámenes técnicos que emita la CNH servirán para que la
Secretaría apruebe los principales proyectos de exploración y explotación de
hidrocarburos que desarrolle Petróleos Mexicanos. De esta forma, dichos
dictámenes servirán para que la Secretaría pueda otorgar, rehusar, modificar,
revocar y, en su caso, cancelar asignaciones para exploración y explotación de
hidrocarburos.8
De esta forma, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán
adjuntar el dictamen técnico de CNH a las solicitudes de asignaciones petroleras
que presenten a la Secretaría de Energía.9
7 Artículo 4º de la LCNH, fracción VI. 8 Artículo 33 fracciones IX y X de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. 9 Artículo 12, fracción III, del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (RLR27C).
Informe de Labores 2009-2010
34
III.5 Regulación, análisis y supervisión
Regulación
Como se mencionó anteriormente, el objeto fundamental de CNH es regular y
supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, por lo que se le
ha dotado de las atribuciones necesarias para establecer lo siguiente:
Las disposiciones técnicas aplicables a la exploración y extracción de
hidrocarburos, en el ámbito de su competencia;
Los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los
proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión
de Petróleos Mexicanos;
Los mecanismos de evaluación de la eficiencia operativa en la exploración y
extracción de hidrocarburos;
Los instructivos que deberán observarse para que Petróleos Mexicanos y sus
organismos subsidiarios proporcionen la información de los proyectos de
exploración y extracción, informes y datos que CNH le solicite, y
Las normas oficiales mexicanas del ámbito de su competencia, en los
términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización.
Lo anterior, sin perjuicio de la emisión de regulación de la industria petrolera,
disposiciones administrativas, normas de carácter general, criterios de aplicación y
de interpretación necesarios en el ámbito de sus atribuciones y conforme a la
legislación aplicable.10
10 Artículos 11 y 15 de la LR27C y 3 del RLR27C.
Informe de Labores 2009-2010
35
Análisis y supervisión
Otra facultad importante de CNH es la de supervisar y vigilar el desempeño de
Petróleos Mexicanos en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, de
la cual se derivan las siguientes atribuciones:11
Supervisar, verificar, vigilar y, en su caso, certificar el cumplimiento de sus
disposiciones. Para ello, CNH puede ordenar visitas de inspección, la
instalación de instrumentos de medición, la entrega de información y la
comparecencia de funcionarios de Petróleos Mexicanos y de sus organismos
subsidiarios. En su caso, CNH debe dar aviso a la Secretaría de Energía por
las violaciones que detecte al marco normativo;
Supervisar, verificar, vigilar e inspeccionar la aplicación y el cumplimiento de
las normas oficiales mexicanas que en la materia se expidan;
Evaluar la conformidad de las normas oficiales mexicanas relativas a las
materias de su ámbito de aplicación, y aprobar a las personas acreditadas
para la evaluación;
Determinar las violaciones a las disposiciones y normatividad técnica que
emita, tomando las medidas conducentes para corregirlas;
CNH podrá realizar las siguientes acciones de conformidad con las facultades
que le fueron conferidas:12
- Ordenar la práctica de visitas de verificación;
- Requerir datos, documentos y, en general, todo tipo de información, así
como acceder a los programas, sistemas y bases de datos electrónicos
de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios;
11 Artículos 2 y 4º fracciones XIII, XIX, XX y XXIII. 12 Artículo 34 del RLR27C.
Informe de Labores 2009-2010
36
- Requerir la exhibición de dictámenes, reportes técnicos, informes de
pruebas, certificados o cualquier otro documento de Evaluación de la
Conformidad emitidos por Unidad de Verificación, laboratorio de
pruebas u organismo de certificación, aprobados por la Secretaría.
Reservas
Cada año CNH dará el visto bueno a los reportes finales de certificación de
reservas de hidrocarburos realizados por los terceros independientes contratados
por Petróleos Mexicanos o sus organismos subsidiarios. Asimismo, aprobará los
reportes de evaluación o cuantificación de reservas probadas, probables y
posibles elaborados por Petróleos Mexicanos.
Con base en la información que proporcione la Comisión, la Secretaría de Energía
registrará y dará a conocer las Reservas de Hidrocarburos del país.
III.6 Transparencia y acceso a la información
Registro de información geológica
Parte de la contribución de CNH al Sistema Nacional de Información de
Hidrocarburos será la creación del Registro de Información Geológica, el cual
contendrá:13
Estudios de cuencas que hayan sido exploradas o explotadas.
Sistemas petroleros.
Información geológica de pozos exploratorios.
Actualización de los recursos prospectivos. 13 Artículo 5º, fracción IV del RLR27C.
Informe de Labores 2009-2010
37
Dicha información será pública y se proporcionará a la Secretaría de Energía para
que sea añadido al Sistema.
Registro petrolero
Adicionalmente, CNH debe establecer y administrar un Registro Petrolero, que
será público, en el que por lo menos deberán inscribirse:14
Sus resoluciones y acuerdos.
Los dictámenes, disposiciones y normas que expida.
Los convenios, contratos y actos jurídicos que deban constar en el Registro.
Los decretos de ocupación provisional, de ocupación definitiva o de
expropiación de terrenos que se requieran para la industria petrolera, que
obren en el Catastro Petrolero.
Las asignaciones de áreas para los efectos del Artículo 5o. de la LR27C, que
obren en el Catastro Petrolero.
Los Decretos Presidenciales que establecen zonas de reservas petroleras,
que incorporan o desincorporan terrenos a las mismas, que obren en el
Catastro Petrolero, y
Los demás documentos que señalen otros ordenamientos.
14 Artículo 4º, fracción XXI de la LCNH.
Informe de Labores 2009-2010
38
Información estadística
Con la finalidad de darle transparencia al sector de hidrocarburos y a fin de
sistematizar y mantener actualizada la información relevante en esta materia, CNH
es responsable de recabar, analizar y mantener actualizada la información y la
estadística relativa a:15
La producción de petróleo crudo y gas natural.
Las reservas probadas, probables y posibles.
La relación entre producción y reservas.
Los recursos prospectivos.
La información geológica y geofísica.
Otros indicadores necesarios para realizar sus funciones establecidas en la
LCNH.
15 Artículo 4º fracción IX de la LCNH.
Informe de Labores 2009-2010
39
IV. Informe de labores
CNH ha enfrentado grandes retos para establecer su estructura funcional en estos
primeros meses de vida institucional. No obstante, destacan los avances que ha
logrado en este periodo, a pesar de las limitaciones presupuestales y de la
consecuente falta de capacidad para ampliar su planta laboral durante el año 2009
(Ver anexo).
En esta sección se presentan los primeros avances y acciones, con los cuales
CNH se orienta estratégicamente hacia el cumplimiento de su misión y objeto.
Destaca que CNH cuenta con el Órgano Interno de Control de la Secretaría de
Energía16, el cual le ha proporcionado la asesoría y el apoyo necesarios para el
diseño, implementación y seguimiento de su operación y estrategia.
De esta forma, los cinco comisionados que conforman el Órgano de Gobierno de
CNH celebraron siete sesiones durante 2009, durante las cuales se encomendó a
sus estructuras técnica y administrativa distintas tareas resumidas en las
secciones siguientes.
IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos
Durante 2009, CNH realizó los primeros estudios prospectivos para la estimación
de la plataforma anual de producción de hidrocarburos para los siguientes años
con base en las reservas probadas y la capacidad instalada de Petróleos
Mexicanos.
16 Artículo 47 del reglamento Interno de la Secretaría de Energía.
Informe de Labores 2009-2010
40
De esta manera, se elaboró el “Anteproyecto de Propuesta de Plataforma
Anual de Producción de Petróleo y Gas de Petróleos Mexicanos para el
periodo 2010-2015”. En dicho anteproyecto se estimó la producción de
hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en el corto plazo, consistente con su
capacidad instalada. La estimación se presenta a continuación:
Tabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015
Fuente: CNH. Elaborada en 2009.
Destaca que para lograr la plataforma descrita es necesario potenciar la
producción de las reservas ya descubiertas, incrementar los factores de
recuperación actuales e intensificar la actividad exploratoria del país para
aumentar el descubrimiento de nuevos recursos prospectivos.
En febrero de 2010, se concluyó el documento “Elementos Técnicos para el
Diseño y Definición de la Política de Hidrocarburos”. En dicho documento se
identifica el potencial de hidrocarburos del país, se enuncian los principales retos
que enfrenta la industria y se proponen las líneas de acción a nivel cuenca a corto,
mediano y largo plazos que son necesarias llevar a cabo para sacar adelante a la
industria petrolera nacional. El potencial identificado se resume la tabla siguiente:
2010 2011 2012 2013 2014 2015Petróleo Crudo (millones de barriles diarios)
Límite inferior 2.50 2.47 2.47 2.45 2.45Límite superior 2.55 2.69 2.75 2.87 2.90
Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos diarios)Límite inferior 6.03 6.01 5.96 5.91 5.91Límite superior 6.10 6.25 6.54 6.62 6.64
2.50
6.03
Informe de Labores 2009-2010
41
Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y Subcuenca
VO: Volumen Original Fuente: Pemex PEP
Los retos que se enfrentan son los siguientes:
1. Administrar la declinación de los campos e incorporar sistemas de
recuperación secundaria y/o mejorada en la totalidad de los campos en
declinación del país.
2. Acelerar el desarrollo de campos descubiertos.
3. Asegurar la explotación rentable de los yacimientos no convencionales del
país, como es el caso del PATG.
4. Incrementar la actividad de explotación en las cuencas de gas no asociado
del país, Burgos, Sabinas, Macuspana, etc.
Recursos Prospectivosc
Aceite (MMB)
Gas (MMMPC) (MMBPCE) Aceite
(MMB)Gas
(MMMPC) (MMBPCE) Aceite (MMB)
Gas (MMMPC) (MMBPCE) (MMBPCE)
Cuenca ProductorasCuenca Sureste 31,228.5 41,192.2 40,731.0 18,526.9 23,871.3 23,837.7 132,067.7 133,884.7 162,473.5
Subcuenca Salina del Istmo 1,737.4 2,117.9 2,158.2 390.4 528.5 495.4 7,134.3 6,821.3 8,489.5A.I. Cinco presidentes 1,737.4 2,117.9 2,158.2 390.4 528.5 495.4 7,134.3 6,821.3 8,489.5
Subcuenca Reforma-Chiapas 7,890.4 19,440.1 12,508.9 3,165.3 7,578.7 4,983.7 33,137.3 58,588.5 47,073.7A.I. Bellota-Jujo 2,920.8 4,439.6 3,964.2 1,095.6 2,492.9 1,681.5 11,854.3 15,492.5 15,495.5A.I. Muspac 1,686.1 9,267.7 3,845.7 343.3 1,675.4 733.7 7,410.5 24,896.9 13,212.0A.I. Samaria-Luna 3,283.5 5,732.8 4,699.0 1,726.4 3,410.4 2,568.5 13,872.5 18,199.1 18,366.2
Subcuenca Macuspana 28.8 5,651.2 1,273.5 97.2 1,299.4 383.4 435.1 9,047.7 2,427.9A.I. Macuspana 28.8 5,651.2 1,273.5 97.2 1,299.4 383.4 435.1 9,047.7 2,427.9
Subcuenca Sonda de Campeche 21,136.7 13,004.4 24,155.8 12,740.0 6,677.7 14,234.7 82,646.8 42,011.3 92,190.9A.I. Cantarell 13,259.6 5,946.7 14,874.2 5,657.9 2,840.4 6,429.1 37,761.3 17,836.6 42,604.1A.I. Ku-Maloob-Zaap 2,659.3 1,336.5 2,892.5 5,998.7 2,052.5 6,356.8 28,326.3 8,196.4 29,756.3A.I. Abkatún-Pol-Chuc 5,217.8 5,721.2 6,389.1 1,083.4 1,784.8 1,448.8 16,559.2 15,978.3 19,830.4
Subcuenca Litoral de Tabasco 435.2 978.6 634.6 2,134.0 7,787.0 3,740.5 8,714.2 17,415.9 12,291.5A.I. Holok-Temoa 0 0 0 0 2,430.3 514.9 0 3,497.7 741.0A.I. Litoral de Tabasco 435.2 978.6 634.6 2,134.0 5,356.7 3,225.6 8,714.2 13,918.2 11,550.5
Cuencas Tampico-Misantla 5,559.5 7,662.1 6,871.5 12,374.4 30,489.5 18,496.6 165,276.4 96,394.2 183,433.2A.I. Aceite Terciario del Golfo 160.1 269.8 214.8 11,554.0 28,822.7 17,392.7 136,783.6 54,222.0 147,767.5A.I. Poza Rica-Altamira 5,399.4 7,392.3 6,656.7 820.4 1,666.8 1,103.9 28,492.8 42,172.2 35,665.7
Cuenca Veracruz 75.8 2,348.9 529.2 28.5 1,226.7 265.3 821.9 5,610.9 1,905.0A.I. Veracruz 75.8 2,348.9 529.2 28.5 1,226.7 265.3 821.9 5,610.9 1,905.0
Cuencas Burgos-Sabinas 33.3 10,453.8 2,136.4 0.0 4,786.8 963.0 142.3 21,895.6 4,547.2A.I. Burgos 33.3 10,453.8 2,136.4 0.0 4,786.8 963.0 142.3 21,895.6 4,547.2
Cuencas No ProductorasCuencas de Golfo de México Profundo 29,500.0
Cuencas Plataforma de Yucatán 300.0
Total Nacional 36,897.1 61,657.0 50,268.1 30,929.8 60,374.3 43,562.6 298,308.3 257,785.4 352,359.0 52,300.0a Reservas de Hidrocarburos al 1 de Enero de 2009.b Acumulada al 1 de Enero de 2009.
16,700.0
Cuenca/SubcuencaReservas 3Pa
3,400.0
Producción Acumuladab Volumen Original
1,700.0
700.0
Informe de Labores 2009-2010
42
5. Reevaluar el potencial de los campos ya descubiertos en el país, dadas las
nuevas tecnologías existentes.
6. Incrementar la actividad exploratoria en zonas reconocidas con potencial
existente, principalmente en las aguas someras de la cuenca del sureste.
7. Iniciar la actividad exploratoria en zonas que aún no han sido evaluadas,
play subsalino, Mar Mexicano, etc.
Un elemento central es la necesidad de acelerar el desarrollo de campos
principalmente en aguas someras. Los campos en aguas someras que
actualmente están produciendo fueron desarrollados en promedio en 8 años, dado
que la práctica internacional es menor a 2 años.
Gráfica 13. Campos en aguas someras con producción (mmbpce, años)
Fuente: Pemex PEP y CNH
Como parte de las líneas de acción a seguir destacan el incremento en la actividad
exploratoria; la introducción de nuevas tecnologías para explorar en los plays
subsalinos, mismos que están probando ser altamente exitosos en otras partes del
mundo; así como establecer una estrategia integral de sistemas de recuperación
secundaria y/o mejorada en los campos del país.
Isla de LobosAtún
Akal
Nohoch
PolChuc
Batab
Caan
UechBalam
KaxSihil
Marsopa
Abkatún
Ku
Och
Zaap
ArenqueIxtoc
Lankahuasa
HomolXanab
Bagre ABagre B
Maloob
Yum
Bolontikú
ManikCarpa
ChacBacab
EkKanaab
Taratunich
KutzKabSinán
Ixtal
Takín
MayYaxché
Lum0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
Res
erva
2P
Ori
gina
l
(mm
bpce
)
Años transcurridos de descubrimiento a producción1 - 2 2 - 4 4- 6 6- 8 8- 10 + 10
rsopp um
17,000...
nik
0
Informe de Labores 2009-2010
43
Para seguir con esta labor, en mayo de 2010 la Comisión elaboró el documento
titulado “Elementos Técnicos para la Determinación de la Plataforma Anual de
Producción de Petróleo y Gas y la Política de Restitución de Reservas 2011-
2025”, el cual utiliza un enfoque probabilístico basado en la evaluación económica
de la certificación de reservas de hidrocarburos 2010 y en la Base de Datos de
Oportunidades Exploratorias 2010.
La plataforma que se presenta en el documento es consistente con las metas
establecidas en la Estrategia Nacional de Energía (ENE) para el caso del aceite.
En el caso del gas, dado que no existen metas de gas dentro de la ENE, se
decidió mantener la plataforma de producción constante, como lo presentó
también Pemex Exploración y Producción.
El análisis se presenta bajo un enfoque probabilista para un ejercicio con una
probabilidad de ocurrencia de al menos 50% (escenario P50), y otro con una
probabilidad de ocurrencia de al menos 90% (escenario P90).
La plataforma de producción de aceite y gas estimada se presenta a continuación. Gráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50
(millones de barriles diarios)
Fuente: CNH
Informe de Labores 2009-2010
44
Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50 (miles de millones de pies cúbicos diarios)
Fuente: CNH
El análisis realizado destaca los siguientes puntos:
En la explotación de reservas, el proyecto con la mayor incertidumbre es el
PATG, dicha volatilidad afecta no sólo la producción de aceite, sino también la
producción de gas.
Es necesario incrementar la actividad exploratoria para alcanzar las metas de
producción planteadas. La plataforma de producción y los niveles de
restitución de reservas planteados, requieren incrementar la actividad
exploratoria en casi cuatro veces, tanto en recursos financieros como en
físicos.
La inversión requerida para el escenario P50 supera los 300 mil millones de
pesos en 2025, de los cuales más de una tercera parte corresponde a
inversiones en exploración.
La producción en aguas profundas del presente análisis alcanza alrededor de
200 mil barriles diarios de crudo en 2025. La incertidumbre asociada a los
Informe de Labores 2009-2010
45
proyectos en aguas profundas es significativamente superior a los de aguas
someras, por lo que se sugiere reducir la dependencia en el mediano plazo de
estos proyectos.
Cumpliendo con su mandato de elevar la recuperación de crudo y gas, en el
mismo mes, se publicó el “Primer Documento Técnico de Factores de
Recuperación de Aceite y Gas” de las principales regiones productoras del país,
con el análisis de los principales activos y campos al 1 de enero de 2009, mismo
que:
a) Establece los factores de recuperación finales que actualmente presentan los
campos de explotación y fija este nivel como referencia para estudios
subsecuentes.
b) Analiza las mejores prácticas internacionales y las toma como referencia para
definir oportunidades de mejora.
c) Define la metodología que dé una mayor precisión al cálculo de los factores
de recuperación finales. Tabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fecha
*No incluye al Activo ATG Fuente: CNH
Cabe mencionar que estos factores de recuperación se van incrementando
conforme continúa la explotación de los campos.
RegiónFactor de
Recuperación (porcentaje)
Marina Noreste 29.1Marina Suroeste 30.8Sur 23.8Norte 19
Aceite*
RegiónFactor de
Recuperación (porcentaje)
Sur 75.8Norte 48.9
Gas
Informe de Labores 2009-2010
46
Por otra parte, con el fin de determinar el potencial petrolero del país (descubierto
y no descubierto) y los volúmenes de hidrocarburos que el país podría producir a
partir de ese potencial y con el propósito de aportar a la sociedad y a las
autoridades elementos de juicio que permitan el óptimo aprovechamiento de los
recursos petroleros del país, se conformó el “Comité de Apoyo Técnico sobre el
Potencial de Hidrocarburos de México”, inicialmente presidido por el
Comisionado Alfredo Guzmán Baldizán y actualmente presidido por el
Comisionado Guillermo Domínguez Vargas.
En este mismo sentido, CNH inició el estudio para la determinación del Potencial
de Hidrocarburos de México con la finalidad de clasificar y ubicar los recursos
petroleros del país. Los avances de este estudio se presentaron a la Secretaría de
Energía, por lo que actualmente se encuentra en la etapa final de revisión.
IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos
El Órgano de Gobierno de CNH solicitó a su personal técnico la realización de una
“Primera Revisión sobre el Proyecto de Aceite Terciario del Golfo”,
(Chicontepec)17, a fin de normar sus referencias sobre este tema. Lo anterior
debido a que en los próximos años Pemex Exploración y Producción estima que
dicho proyecto será el que requerirá la mayor cantidad de recursos financieros de
toda su cartera de proyectos.
17 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/CNH/_docs/ATG/ATG_primera_revision_8abril.pdf
Informe de Labores 2009-2010
47
Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec (barriles diarios)
Fuente: Pemex PEP
A pesar de haber iniciado actividades en 1952, Chicontepec se encuentra en
etapa de inicio de producción, ya que su producción acumulada hasta ahora
representa el 0.14% del Volumen Original in situ (VO) y sus reservas probadas
son inferiores al 0.5% del VO.
Tabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de
2009
Zona CampoProducción Promedio
(bd)
Número de Pozos
Perforados
Sur Presidente Alemán 2,753 88
Norte Soledad 1,354 59
Norte Soledad Norte 785 223
Norte Coyotes 496 40
Centro Miquetla 492 2
Sur Tajín 438 90
(1971-1982)
Zona CampoProducción Promedio
(bd)
Número de Pozos
Perforados
Sur Tajín 5,923 162
Sur Agua Fría 5,156 250
Sur Coapechaca 4,952 272
Norte Soledad Norte 1,132 1
Sur Corralillo 838 48
Centro Miquetla 619 0
(2002-2009)
Crudo MMBL
Gas MMMPC
SUMA MMBPCE
%
Volumen Original 136,783 54,222 147,211 100%
Suma reservas = 3P 11,554 28,822.7 17,096.6 11.61%
Reserva Posible (sin probable ni probada) 5,545.8 15,129 8,455 5.74%
Reserva Probable (sin probada) 5,507.2 12,861.9 7,982 5.42%
Reserva Probada 501.0 824.6 659.6 0.45%
Producción acumulada 160.1 269.8 212 0.14%
Fuente: Pemex PEP
Informe de Labores 2009-2010
48
El desempeño operativo del proyecto se ha visto mermado por factores como la
complejidad geológica, los fenómenos tectónicos, las bajas presiones, la
permeabilidad de la roca y los fenómenos de erosión y relleno, lo cual ha
implicado que el factor de recuperación estimado por Pemex Exploración y
Producción sea de 2%, muy por debajo del obtenido en otros países en
yacimientos con características petrofísicas similares. Para llegar a factores de
recuperación con niveles cercanos al 10% del VO, se requeriría de varias decenas
de miles de pozos.
La problemática que presenta el proyecto ATG es considerada como la causa
principal de incertidumbre respecto a las metas y objetivos planteados, así como
del rezago en sus resultados, destacando lo siguiente:
El VO fue calculado mediante un análisis volumétrico determinista proveniente
de algunos campos y fuentes no exhaustivas por lo que puede estar
sobreestimado debido a heterogeneidad geológica.
Presenta un programa incipiente de recuperación secundaria, y sólo cuenta
con una prueba piloto de inyección de agua.
Desconocimiento del subsuelo por lo que se presenta repetición de un mismo
diseño de perforación, operación y proceso de explotación que quizá no sean
acordes con las necesidades.
Insuficiente aplicación de las geociencias por lo que las localizaciones de los
pozos no son necesariamente óptimas.
A la fecha se han realizado 2 mil 220 reparaciones a pozos, sin que se haya
logrado la producción esperada por reparación.
Informe de Labores 2009-2010
49
La presión de saturación durante la explotación de los yacimientos se alcanza
rápidamente provocando baja en la productividad por altas relaciones gas-
aceite.
Por otra parte, con base en las estimaciones de Pemex Exploración y Producción,
Chicontepec generaría flujos positivos después de impuestos a partir de 2012,
logrando recuperar la inversión en valor presente en 2016. Sin embargo, sus
proyecciones asumen curvas de producción que no se han materializado, por lo
que CNH, con base en las productividades y curvas de producción observadas
(escenario P50), y de mantenerse éstas sin cambio, estimó que se obtendría flujo
de efectivo positivo en el 2015 y la recuperación de la inversión se alcanzaría
hasta el 2030.
Gráfica 17. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec
(barriles diarios)
*Supuestos: Precio de aceite 50 dólares por barril, precio del gas 4.5 dólares por millar de pie cúbico, tipo de cambio 13 pesos por dólar, tasa de descuento de 12% y régimen fiscal vigente. Para estimar la curva de producción con base en la información observada el proyecto se dividió en tres áreas: Sur, Centro y Norte. Fuente: CNH
-100%
-80%
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
-250%
-200%
-150%
-100%
-50%
0%
50%
100%
2006
20
07
2008
20
09
2010
20
11
2012
20
13
2014
20
15
2016
20
17
2018
20
19
2020
20
21
2022
20
23
2024
20
25
2026
20
27
2028
20
29
2030
Flujo de efectivo neto después de impuestosFlujo de efectivo neto después de impuestos acumulado (descontado@12%)
2006
6 00
620
07
20 2008
20
09
Observado Estimado CNHRecuperación de inversión
Flujo de efectivo Neto / Ingresos
Flujo de efectivo acumulado neto/ Ingresos Acumulados
Termina programa de perforación
Informe de Labores 2009-2010
50
Como producto de esta primera revisión, CNH emitió las siguientes
recomendaciones:
Es necesario que se concentren esfuerzos en cubrir la etapa de aprendizaje
antes de implementar un programa de perforación a gran escala.
Debe reconocerse que el proyecto en Chicontepec está en su fase de estudio
y desarrollo tecnológico (fase de conceptualización). En este sentido se
recomienda no imponer metas de perforación o de producción y definir metas
y métricas de desempeño propias de un proyecto de desarrollo e
implementación tecnológica.
Establecer un proceso de identificación de las tecnologías a probar o a
desarrollar.
Una vez identificadas las tecnologías, se deben definir los montos a invertir en
desarrollo e implementación tecnológica, así como los tiempos de ejecución.
Establecer resultados esperados en relación con la fase de desarrollo
tecnológico y criterios que permitan tomar decisiones sobre la inversión a gran
escala en Chicontepec.
En esta fase de estudio y desarrollo tecnológico convendría enfocar los
trabajos al conocimiento del subsuelo, específicamente en la caracterización
estática y dinámica, así como los aspectos críticos que controlan la
productividad de los yacimientos.
Los yacimientos del proyecto en Chicontepec cuentan con baja energía propia,
por lo que dentro de las estrategias de explotación a evaluar es fundamental
incluir métodos de mantenimiento de presión. En este sentido, debe definirse
un plan de recuperación secundaria y mejorada para la producción de
hidrocarburos.
Informe de Labores 2009-2010
51
Se recomienda que la reingeniería de diseño y gestión se lleve a cabo a través
de la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición), a fin
de identificar y evaluar las distintas tecnologías que pudieran emplearse para
la mejor explotación de los yacimientos.
Una vez concluida la etapa de aprendizaje y de selección de tecnologías, se
recomienda revisar la estimación de las reservas, los pronósticos de
producción y las evaluaciones económicas.
El proyecto en Chicontepec, ya sea en su fase de desarrollo tecnológico, o en
su fase de explotación, debe ser evaluado bajo una óptica de optimalidad del
portafolio nacional de exploración y producción.
Como parte de la elaboración de los Dictámenes de Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y cumpliendo con la Resolución aprobada por el
Órgano de Gobierno de CNH, el 14 de junio de 2010, se realizó la verificación
documental (primera fase del proceso de dictamen) de 13 proyectos de
exploración y explotación en ejecución, con observaciones al respecto en:
- Julivá
- Área Perdido
- Cazones
- ATG
- San Manuel
- Campeche Terciario
- Jujo-Tecominoacán
- Lakach
- Ku-Maloob-Zaap
- Complejo A.J. Bermúdez
- San Manuel
- Chuc
- Macuspana
- Cantarell
Informe de Labores 2009-2010
52
IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión
Regulación en materia de quema y venteo de gas
El 4 de diciembre de 2009, CNH publicó en el Diario Oficial de la Federación las
“Disposiciones Técnicas para Evitar o Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos”18 que tienen
por objeto que Petróleos Mexicanos realice la planificación para la conservación
del valor económico del gas presente en los yacimientos en explotación; buscando
siempre la maximización integral del valor económico de los yacimientos.
De acuerdo a dichas disposiciones se establecerán límites máximos o techos al
venteo y quema de gas asociado a nivel nacional, mismos que deberán ser
respetados por Petróleos Mexicanos.
La Comisión estima que con estos límites, se lograría generar un ahorro
económico de hasta 3,300 millones de dólares en los próximos 15 años.
Gráfica 18. Venteo y quema de gas según escenario (millones de pies cúbicos diarios)
Fuente: CNH
18 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/_docs/QuemaVto/DT_QyV.pdf
0
100
200
300
400
500
600
700
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25mil
lon
es
de
pie
s c
úb
ico
s d
iari
os Nacional con Cantarell
Sin DisposicionesCon Disposiciones
Disminución estimada en la quema o venteo
Informe de Labores 2009-2010
53
El espíritu de la regulación en materia de quema y venteo de gas es que con base
en el límite máximo nacional establecido sea el propio Petróleos Mexicanos quien
se imponga metas a alcanzar anualmente a nivel activo integral, mismas que son
plasmadas en unos documentos denominados: manifiestos de quema y venteo de
gas. Los manifiestos se presentan a CNH a nivel activo integral, y su seguimiento
se encuentra publicado en nuestra página web www.cnh.gob.mx.
Gráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas
(total nacional sin Cantarell)
* El límite máximo de quema o venteo nacional (sin Cantarell) fue calculado de acuerdo a lo establecido en las Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema o venteo de gas y sus criterios de interpretación y aplicación. ** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas para 2010 establecido en los Manifiestos de los 10 Activos Integrales (se excluye a Cantarell). *** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas real en el periodo de enero a julio de 2010. Fuente: Pemex PEP
Informe de Labores 2009-2010
54
Regulación en materia proyectos de exploración y explotación
El 21 de diciembre de 2009 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los
“Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y
Explotación de Hidrocarburos y su Dictamen”19, a efecto de que Petróleos
Mexicanos cuente con elementos técnicos específicos para el diseño de los
proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, mismos que serán
considerados por CNH para emitir el dictamen técnico correspondiente.
Estos lineamientos establecerán la obligación de presentar los proyectos a
dictamen en cada una de sus etapas con base en la metodología Front End
Loading (FEL).
Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD
Fuente: CNH
Dicha metodología aplica para la fase de diseño de los proyectos de exploración y
explotación de hidrocarburos y contempla la realización de 3 etapas:
19 http://www.cnh.gob.mx/CNH/_docs/lineamientos_21dic2009.pdf
VISUALIZAR CONCEPTUALIZAR DISEÑAR EJECUTAR OPERAR Y EVALUAR
Buena definición y ejecución Mala definición y buena ejecución
Buena definición y mala ejecución Mala definición y ejecución
Lineamientos Técnicos para el Diseño de Proyectos
Valo
r
Aplicación del ValorFront End Loading (FEL) = Creación de Valor
Planeación
FactibilidadPunto de Decisión
Selección de ConceptoPunto de Decisión
Inversión FinalPunto de Decisión
Buena Definición
Mala Definición
Mala Ejecución
Buena Ejecución
Buena Ejecución
Mala Ejecución
A
B
C
D
A
B
C
D
Informe de Labores 2009-2010
55
I. Etapa de Visualización (V)/Perfil, se determinan diferentes alternativas de
diseño con las que se cuentan.
II. Etapa de Conceptualización (C)/Prefactibilidad, se analizan y evalúan las
oportunidades de negocio y se selecciona una de ellas.
III. Etapa de Definición (D)/Factibilidad, se garantiza el diseño final de los
proyectos con las especificaciones, estrategias y documentos necesarios para
la ejecución del proyecto dependiendo de la etapa en que se encuentre.
Adicionalmente, estos lineamientos serán utilizados por CNH para realizar la
revisión de los proyectos de exploración y explotación, con el objeto de garantizar
lo siguiente:
El mayor índice de recuperación y la obtención del volumen máximo de
petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo, en condiciones
económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en
proceso de abandono y en explotación;
La reposición de las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad
energética de la Nación y a partir de los recursos prospectivos, con base en la
tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos;
La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y explotación
de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos;
La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales
durante los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos;
La realización de la exploración y explotación de hidrocarburos, cuidando las
condiciones necesarias para la seguridad industrial;
La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos en su
explotación.
Informe de Labores 2009-2010
56
Regulación en materia reservas
En el ámbito de su competencia referente a la regulación en materia de reservas,
el 30 de junio de 2010 el Órgano de Gobierno de CNH aprobó, el Dictamen
Relativo a la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de
las Reservas Probadas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos
Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones de
las mismas Realizadas por Terceros Independientes.
Asimismo, el 19 de julio de 2010 el Órgano de Gobierno emitió la Resolución
mediante la cual CNH da a conocer los Lineamientos que Regulan el
Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de
Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos Elaborados
por Petróleos Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las
Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes.
Regulación en materia de medición
CNH está trabajando en el establecimiento de lineamientos para los sistemas de
medición en la exploración y extracción de hidrocarburos. Lo anterior, debido a
que se busca que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos
Mexicanos se apeguen a las mejores prácticas internacionales.
Dichos lineamientos tienen por objeto establecer las bases para el diseño,
construcción, instalación, operación, prueba y mantenimiento de las áreas de
medición de transferencia de custodia de crudo.
Informe de Labores 2009-2010
57
Regulación en materia de seguridad industrial
Con el fin de identificar y conocer los riesgos asociados a aquellos proyectos que
se llevarán a cabo en aguas profundas, CNH ha comenzado un estudio referente a
la seguridad industrial en las actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en aguas profundas.
A través de ello, se busca conocer la normatividad interna existente de Petróleos
Mexicanos y de sus organismos subsidiarios, así como las demás emitidas por
otras autoridades competentes, y con ello determinar si estas regulaciones son las
adecuadas y suficientes.
Comités de apoyo técnico
Por otra parte, CNH está creando Comités de Apoyo Técnico20, de carácter
temporal, que estarán conformados por expertos en la materia que se trate, de
acuerdo con las atribuciones de la Comisión y tendrán las funciones que para
cada caso apruebe el Órgano de Gobierno. Asimismo, entre los principios que los
rigen están los siguientes:
o Los miembros participarán a título personal en forma honorífica;
o Al aceptar su membresía, los integrantes del Comité se comprometen a
guardar en confidencialidad todos los documentos, información y sentido de
las discusiones que en el seno de sus sesiones se reciban o se obtengan;
o Todas las sesiones deberán realizarse de acuerdo a un protocolo
previamente propuesto por el presidente del comité;
o El Comité podrá contar con mesas separadas de trabajo dirigidas por
alguno de los miembros del Comité, el cual a su vez podrá invitar para
propósitos específicos la participación de terceras personas que guarden el
carácter de expertos. Tal invitación deberá ser firmada por el Presidente del
Comité. 20 Artículos 9 de la LCNH y, 11 y 21 del Reglamento Interno de CNH.
Informe de Labores 2009-2010
58
IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía En materia de Asignaciones Petroleras y Permisos de Exploración Superficial,
CNH participa en el grupo de trabajo para la definición de los índices de los
permisos, proyectos y asignaciones petroleras de exploración y explotación, con el
fin de definir la información que deberá presentar Petróleos Mexicanos en sus
solicitudes de las áreas para exploración y explotación de hidrocarburos. Lo
anterior, permitirá que CNH cuente con información para emitir opinión sobre el
otorgamiento de dichas áreas.
En el marco del Sistema Nacional de Información de Hidrocarburos, CNH
proporciona a la Secretaría de Energía la información que contendrá el Registro
de Reservas, proveniente de reportes de estimación de reservas remanentes
probadas, probables y posibles por campo, tipo de fluido y volúmenes originales
asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación o cuantificación y
certificación.
Asimismo, CNH apoyó a la Secretaría con el estudio del Análisis del Potencial
de Acumulación de Reservas y Producción 2010-2024 con el cual se presentó
la estimación de los perfiles de producción de aceite y gas para el periodo 2010-
2024.
En representación de la Secretaría de Energía y a solicitud de ésta, CNH participa
en la evaluación de los proyectos de desarrollo e implementación de tecnología
que se presentan a consideración del fondo sectorial SENER-CONACYT-
Hidrocarburos.
Informe de Labores 2009-2010
59
IV.5 Actividades en materia de transparencia y acceso a la información
CNH puso a disposición del público en general su portal de internet
www.cnh.gob.mx, el cual tiene por objeto primordial el cumplimiento de sus
obligaciones en materia de transparencia como institución del Gobierno Federal.
Dicho portal permite dar un panorama sobre la misión, composición y alcance de
CNH; así como las actividades y trabajos que realiza.
www.cnh.gob.mx
Informe de Labores 2009-2010
60
CNH ha iniciado un proceso de apertura de la información técnica del sector
mediante reportes estadísticos (ver anexo), con los que las instituciones públicas,
privadas, académicas y sociales tanto nacionales como internacionales, tendrán
acceso a información referente a:
Producción de crudo y aceite semanal.
Perforación y operación de pozos de desarrollo mensual.
Seguimiento a los programas operativos de trabajo de Petróleos Mexicanos
Exploración y Producción.
Indicadores financieros y de inversión de los proyectos de exploración y
explotación de hidrocarburos.
Seguimiento a la quema y venteo de gas natural.
Informe de Labores 2009-2010
61
V. Siguientes pasos
A lo largo del segundo año de labores CNH tiene previsto continuar y emprender
varias actividades y proyectos que le ayudarán a su consolidación institucional,
entre las que destacan las siguientes:
a) Acciones en materia de política de hidrocarburos
Actualmente, CNH está elaborando un análisis del portafolio de los proyectos de
exploración y explotación de hidrocarburos sobre la base de cuatro parámetros
básicos:
Riesgo;
Incertidumbre técnica;
Incertidumbre económica, y
Valor comercial de los proyectos.
Esta herramienta de trabajo arrojará luz sobre la eficiencia en la selección de los
proyectos que integran la cartera de inversión del sector.
b) Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos
CNH estará elaborando el dictamen de 40 proyectos de exploración y
extracción durante 2010 y 23 proyectos en 2011. Actualmente, CNH se
encuentra en etapa de revisión documental de 13 proyectos.
Informe de Labores 2009-2010
62
c) Actividades en materia de regulación
Regulación en materia de sistemas de medición en la exploración y
extracción de hidrocarburos.
Regulación en materia de normatividad para las actividades de perforación
en aguas profundas.
d) Actividades en materia de análisis
Análisis de curvas de declinación de la producción de crudo y gas de
manera histórica, basado en la información observada.
Continuar con la construcción de la base de datos técnica de CNH,
recabando toda la información y estadística relevante del sector.
e) Actividades en materia de supervisión
En breve, CNH emitirá recomendaciones para el mejor aprovechamiento de
los activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.
Se continuará con el seguimiento del desempeño del resto de los activos,
mediante el análisis de la producción, actividad física e inversión.
f) Actividades de Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía
Como ya es tarea recurrente, se llevará a cabo el análisis para determinar la
plataforma anual de producción de petróleo y gas y la política de restitución
de reservas 2011-2025 en apoyo a la Secretaría de Energía en el diseño de
la Estrategia Nacional de Energía.
Informe del Labores 2009
63
Anexo 1. Restricciones presupuestarias de CNH La Comisión cuenta con una plantilla laboral de 41 personas y un presupuesto anual de 5.9 millones de dólares
(mdd), siendo ésta sustantivamente menor en comparación a otras agencias reguladoras con responsabilidades
similares, las cuales tienen 367 empleados en promedio y 114.3 mdd de presupuesto anual.
Comparativo Internacional de las Agencias Nacionales Reguladoras
No. Comisión País Misión Año de creación
Presupuesto Anual (MMdls)
Origen de recursos No. de empleados
Producción Aceite (MBD)
Producción Gas
(MMPCD)
1Directorado del
Petróleo Noruego (NPD)
NoruegaContribuir a la creación del mayor valor posible de las actividades de
petróleo y gas.1972 60 Tarifas e Impuestos/
Presupuesto 350 2,182 4,640
2 Minerals Management Service (MMS)
Estados Unidos
Verif icar actividades de renta y producción mineral. 1982 296.8 Ingresos a través de
rentas y bonos 600 4,955 24,591
3 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Colombia
Promover el aprovechamiento óptimo y sostenible de los carburos
de hidrógeno. 2003 87
Ingresos por margen de comercialización por
contratos. Participaciones y regalías.
170 587 518
4 Railroad Comission of Texas (RRC)
Estados Unidos
Regular la exploración, explotación y trasporte de aceite y gas.
1891/1919
61 Tarifas a regulados 677 - -
5Departamento de
Recursos Petroleros (DPR)
NigeriaAsegurar el cumplimiento de las
regulaciones de la industria petrolera.
1970 - Licencias y permisos 250 2,165 2,182
6 Superintendencia de Hidrocarburos Bolivia
Establecer la política de hidrocarburos del país. Optimizar los recursos para exploración y
explotación.
1997 19.2
Presupuesto / Cobro de derechos / Multas / Auditorias / Tasa de
regulación
137 39 517
7Agencia Nacional de
Petróleo (Ente Nacional)
Brasil
Promover la reglamentación, contratación y f iscalización de actividades económicas de la
industria.
1997 162Sanciones
administrativas/Regalías por concesiones
385 1,812 625
Informe del Labores 2009
64
Anexo 2. Reportes estadísticos
Informe del Labores 2009
65
Informe del Labores 2009
66
Informe del Labores 2009
67
$11,214
$21,073
$15,041
$20,301
$49,221$577
$29,477
$7,204
$2,959
$6,242
$16,974
PROGRAMA ESTRATEGICO DE
GAS**$35,476
Inversión Asignada 2010
$215,761*
* La inversión considerada corresponde exclusivamente a recursos de gasto de capital destinados a proyectos de infraestructura económica (no se incluyen programas yproyectos de inversión de adquisiciones, mantenimientos, estudios de preinversión o de cualquier otro tipo que sean diferentes a los mencionados anteriormente).**La inversión del Programa Estratégico del Gas está distribuida en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39 campos); Activo Integral Macuspana (39campos);Activo Integral Muspac (11 campos);Activo Integral Litoral de Tabasco (6 campos) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2 campos).
DISTRIBUCIÓN DE LA INVERSIÓN ASIGNADA EN EL PEF 2010 POR ACTIVO(MILLONES DE PESOS DE 2010)
FUENTE: SHCP. Presupuesto de Egresos de la Federación 2010 disponible en : www.shcp.gob.mx
Informe del Labores 2009
68
* El Avance Financiero a 2009 se refiere a la proporción que representa la inversión ejercida hasta 2009 de la inversión total.** El Programa Estratégico del Gas está compuesto por 97 campos distribuidos en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39); Activo Integral Macuspana (39); Activo Integral Muspac (11); Activo Integral Litoral deTabasco (6) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2)FUENTE: La información anterior al año 2009 corresponde a inversión reportada en el CUADRO 10 de Proyectos Presupuestarios derivados del Artículo Cuarto Transitorio de la LFPRH (Pifideps) del PEF 2009, y corresponde ainformación consultada en http://www.apartados.hacienda.gob.mx/presupuesto/temas/pef/2009/index.html. La información del año 2009 se refiere a la inversión ejercida en 2009 contenida en el Informe sobre la SituaciónEconómica las Finanzas Públicas y la Deuda Pública al Cuarto Trimestre de 2009. La información del año 2010 corresponde al presupuesto asignado en el PEF 2010
INVERSIÓN TOTAL DE PEMEX PEP POR ACTIVO Y PROYECTO (MILLONES DE PESOS DE 2010)
INVERSION TOTAL
ACUMULADO A 2006 2007 2008 2009
(ejercido)2010
(asignado) 2011 AÑOS POSTERIORES
AVANCE FINANCIERO
A 2009* Aceite y gas asociado 2,560,252 461,865 119,330 137,466 170,194 159,407 175,277 1,336,714 35%Abkatún-Pol-Chuc 133,619 37,017 7,211 7,581 9,296 11,214 10,770 50,530 46%
Integral Caan 51,567 19,171 3,000 3,583 4,144 4,535 4,682 12,452 58%Integral Chuc 82,052 17,846 4,211 3,998 5,152 6,680 6,088 38,078 38%
Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo) 694,303 11,850 5,562 11,105 24,001 21,073 28,756 591,955 8%Chicontepec (ATG) 694,303 11,850 5,562 11,105 24,001 21,073 28,756 591,955 8%
Bellota Jujo 154,062 28,247 10,802 15,042 16,540 15,041 15,613 52,777 46%Integral Bellota-Chinchorro 40,065 8,173 3,474 4,578 5,501 4,266 2,903 11,169 54%Integral Cárdenas 6,832 1,018 557 683 1,520 645 311 2,099 55%Integral El Golpe-Puerto Ceiba 34,884 8,864 2,283 2,459 2,400 2,858 3,373 12,647 46%Integral Jujo-Tecominoacán 72,282 10,192 4,489 7,322 7,120 7,272 9,026 26,861 40%
Cantarell 773,467 254,152 34,477 48,346 59,021 49,221 47,752 280,498 51%Cantarell 741,388 251,056 32,797 46,081 54,026 46,915 46,081 264,432 52%Integral Ek-Balam 32,079 3,096 1,680 2,266 4,995 2,306 1,671 16,066 38%
Ku-Maloob-Zaap 439,855 64,762 41,092 28,754 27,769 29,477 37,584 210,416 37%Integral Ku-Maloob-Zaap 439,855 64,762 41,092 28,754 27,769 29,477 37,584 210,416 37%
Litoral de Tabasco 75,282 3,999 787 2,325 6,574 7,204 8,643 45,749 18%Integral Ayín-Alux 17,532 254 16 57 1,137 1,134 590 14,345 8%Integral Och-Uech-Kax 11,079 2,652 71 482 585 1,263 1,487 4,540 34%Integral Yaxche 46,670 1,094 700 1,786 4,852 4,807 6,567 26,864 18%
Muspac 26,282 6,909 1,694 2,226 1,980 2,959 2,601 7,913 49%Integral Cactus Sitio-Grande 19,120 4,554 1,273 1,687 1,544 1,951 1,914 6,196 47%Integral Carmito-Artesa 7,163 2,356 420 539 437 1,008 686 1,717 52%
Poza Rica-Altamira 77,536 14,121 5,463 5,793 6,847 6,242 6,031 33,038 42%Integral Arenque 44,257 9,623 3,973 2,930 2,482 3,037 2,880 19,332 43%Integral Poza Rica 33,278 4,498 1,490 2,864 4,365 3,205 3,152 13,705 40%
Samaria Luna 185,847 40,809 12,242 16,292 18,165 16,974 17,526 63,838 47%Delta del Grijalva 43,273 12,833 2,177 4,330 5,190 5,833 4,940 7,971 57%Integral Antonio J. Bermúdez 142,574 27,976 10,065 11,962 12,975 11,141 12,587 55,868 44%
Gas No Asociado 968,664 224,637 43,386 51,349 62,796 56,354 73,326 456,816 39%Burgos 438,755 112,317 16,524 19,644 24,274 20,301 24,253 221,442 39%
Burgos 438,755 112,317 16,524 19,644 24,274 20,301 24,253 221,442 39%Holok-Temoa 22,583 0 0 0 287 577 3,631 18,089 1%
Integral Lakach 22,583 0 0 0 287 577 3,631 18,089 1%Varios** 507,325 112,320 26,862 31,705 38,235 35,476 45,443 217,285 41%
Programa Estratégico de Gas 507,325 112,320 26,862 31,705 38,235 35,476 45,443 217,285 41%Total 3,528,916 686,502 162,715 188,815 232,990 215,761 248,603 1,793,530 36%
Informe del Labores 2009
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*El Programa Estratégico de Gas está compuesto por 97 campos distribuidos en cinco activos integrales: Activo Integral Veracruz (39); Activo Integral Macuspana (39); Activo Integral Muspac (11);Activo Integral Litoral de Tabasco (6) y Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc (2)FUENTE: La parte de la inversión total correspondiente a los años anteriores a 2009 proviene del CUADRO 10 de Proyectos Presupuestarios derivados del Artículo Cuarto Transitorio de la LFPRH(Pifideps) del PEF 2009 y corresponde a información consultada en: http://www.apartados.hacienda.gob.mx/presupuesto/temas/pef/2009/index.html . La información de 2009 se tomó del Informe dela Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública del Cuarto Trimestre de 2009 de la SHCP, La información correspondiente al año 2010 proviene de los montos asignados en elPEF 2010. Las dos últimas fuentes fueron consultadas en: http://www.shcp.gob.mx.
PROYECTOS DE PEMEX PEP CON ASIGNACIÓN EN PEF 2010(MILLONES DE PESOS DE 2010)
ACTIVO / PROYECTO INVERSIÓN TOTAL
ASIGNADO PEF 2010
PRESUPUESTO ORIGINAL 2009
EJERCIDO 2009
CAMBIO PRESUPUESTAL
2009-2010
EJERCIDO / ORIGINAL
2009Aceite y gas asociado 2,560,252 159,407 150,322 170,194 6% 113%
Abkatún-Pol-Chuc 133,619 11,214 7,048 9,296 59% 132%Integral Caan 51,567 4,535 2,200 4,144 106% 188%Integral Chuc 82,052 6,680 4,848 5,152 38% 106%
Chicontepec (Aceite Terciario del Golfo) 694,303 21,073 27,159 24,001 -22% 88%Chicontepec (ATG) 694,303 21,073 27,159 24,001 -22% 88%
Bellota Jujo 154,062 15,041 16,448 16,540 -9% 101%Integral Bellota-Chinchorro 40,065 4,266 6,071 5,501 -30% 91%Integral Cárdenas 6,832 645 1,185 1,520 -46% 128%Integral El Golpe-Puerto Ceiba 34,884 2,858 3,218 2,400 -11% 75%Integral Jujo-Tecominoacán 72,282 7,272 5,974 7,120 22% 119%
Cantarell 773,467 49,221 50,816 59,021 -3% 116%Cantarell 741,388 46,915 44,239 54,026 6% 122%Integral Ek-Balam 32,079 2,306 6,577 4,995 -65% 76%
Ku-Maloob-Zaap 439,855 29,477 25,637 27,769 15% 108%Integral Ku-Maloob-Zaap 439,855 29,477 25,637 27,769 15% 108%
Litoral de Tabasco 75,282 7,204 4,865 6,574 48% 135%Integral Ayín-Alux 17,532 1,134 1,472 1,137 -23% 77%Integral Och-Uech-Kax 11,079 1,263 621 585 103% 94%Integral Yaxche 46,670 4,807 2,772 4,852 73% 175%
Muspac 26,282 2,959 1,769 1,980 67% 112%Integral Cactus Sitio-Grande 19,120 1,951 1,017 1,544 92% 152%Integral Carmito-Artesa 7,163 1,008 752 437 34% 58%
Poza Rica-Altamira 77,536 6,242 4,597 6,847 36% 149%Integral Arenque 44,257 3,037 3,169 2,482 -4% 78%Integral Poza Rica 33,278 3,205 1,428 4,365 124% 306%
Samaria Luna 185,847 16,974 11,982 18,165 42% 152%Delta del Grijalva 43,273 5,833 3,283 5,190 78% 158%Integral Antonio J. Bermúdez 142,574 11,141 8,699 12,975 28% 149%
Gas No Asociado 968,664 56,354 53,921 62,796 5% 116%Burgos 438,755 20,301 21,608 24,274 -6% 112%
Burgos 438,755 20,301 21,608 24,274 -6% 112%Holok-Temoa 22,583 577 1,926 287 -70% 15%
Integral Lakach 22,583 577 1,926 287 -70% 15%Varios* 507,325 35,476 30,387 38,235 17% 126%
Programa Estratégico de Gas 507,325 35,476 30,387 38,235 17% 126%Total 3,528,916 215,761 204,243 232,990 6% 114%
Informe del Labores 2009
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