Prospectiva Petroleo Crudo Finas

Prospectiva del Mercadode Petróleo Crudo2007-2016

Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016

Secretaría de Energía

Georgina Kessel MartínezSecretaria de Energía

Jordy Herrera FloresSubsecretario de Planeación Energética

y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel BudeboSubsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras Astiazarán Subsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz MariscalOficial Mayor

Verónica Irastorza TrejoDirectora General de Planeación Energética

Héctor Escalante Lona Director General de la Unidad

de Comunicación Social

Dirección General De Planeación enerGética

Prospectiva del mercado de petróleo crudo

2007-2016

Edición:

Wilhem hagelsieb garza

Director de Difusión

Rosa María Noriega Morales

Jefa del Departamento de Diseño Gráfico

Lucero González Martínez

Diseñadora Gráfica© Secretaría de Energía Primera edición, 2007

Derechos reservados. Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleCP 03100México, DFISBN: 968-874-206-6 Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

Responsables:

Verónica Irastorza TrejoDirectora General de Planeación Energética

Virginia Doniz GonzálezDirectora de Integración de Política

Energética Nacional

Juan Ignacio Navarrete BarbosaSubdirector de Políticas de Combustibles

Luis Gerardo Guerrero Gutiérrez Jefe de Departamento de Política Energética

Mario Alberto Cabrera CruzServicio Social

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

Pemex Exploración y ProducciónPemex CorporativoPemex RefinaciónDirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos

Índice

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PresentaciónIntroducciónResumen ejecutivo

Capítulo unoPanorama internacional del mercado de petróleo

1.1 Introducción al petróleo1.2 Papel del petróleo en la energía primaria en el mundo1.3 Estructura del mercado petrolero1.4 Reservas mundiales de petróleo, 1996-2006 1.4.1 Reservas probadas 1.4.2 Inventarios y reservas estratégicas1.5 Producción mundial de petróleo, 1996-20061.6 Consumo mundial de petróleo, 1996-20061.7 Comercio internacional1.8 Precios del petróleo, 1996-20061.9 Prospectiva de la oferta y la demanda de petróleo

Capítulo dosMarco regulatorio de la industria del petróleo

2. 1 Marco regulatorio básico de la industria petrolera 2.1.1 Marco constitucional del subsector petrolero 2.1.2 Tratados y Convenios Internacionales 2.1.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos 2.1.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos 2.1.5 Régimen jurídico de Pemex 2.1.6 Normas de Referencia 2.1.7 Normas ecológicas2.2 Obligaciones fiscales de Pemex

Capítulo tresMercado nacional de petróleo crudo 1996-2006

3.1 Evolución de las reservas de petróleo crudo, 1998-2007 3.1.1 Reservas totales 3.1.2 Reservas probadas 3.1.3 Reservas probables

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3.1.4 Reservas posibles 3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región 3.1.5.1 Región Marina Noreste 3.1.5.1.1 Reservas 3.1.5.1.2 Relación reserva-producción 3.1.5.2 Región Marina Suroeste 3.1.5.2.1 Reservas 3.1.5.2.2 Relación reserva-producción 3.1.5.3 Región Norte 3.1.5.3.1 Reservas 3.1.5.3.2 Relación reserva-producción 3.1.5.4 Región Sur 3.1.5.4.1 Reservas 3.1.5.4.2 Relación reserva-producción 3.2 Producción nacional de petróleo crudo, 1996-2006 3.2.1 Evolución de la producción de petróleo crudo por región 3.2.1.1 Producción de la Región Marina Noreste 3.2.1.2 Producción de la Región Marina Suroeste 3.2.1.3 Producción de la Región Norte 3.2.1.4 Producción de la Región Sur3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1996-20063.4 Consumo nacional de petróleo crudo, 1996-20063.5 Comercio exterior, 1996-2006 3.5.1 Destino de exportaciones por región y país3.6 Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006

Capítulo cuatroEvolución del mercado nacional de petróleo crudo 2007-2016

4.1 Escenario de producción sobresaliente 4.1.1 Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016 4.1.2 Comercio exterior, 2006-2016 4.1.3 Programa de inversiones 4.1.4 Balance nacional de petróleo crudo, 2006-20164.2 Escenario de producción bajo 4.2.1 Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016 4.2.2 Comercio exterior, 2006-2016 4.2.3 Programa de inversiones 4.2.4 Balance nacional de petróleo crudo, 2006-20164.3 Tecnologías en exploración y producción

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Capítulo cinco

Recursos prospectivos de México

Anexos

1) Glosario 2) Propiedades generales del petróleo3) Mecanismos de precios4) Normas aplicables al sector petrolero5) Abreviaturas y siglas

BibliografíaReferencias para la recepción de comentarios

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Presentación

A lo largo de la historia reciente, el petróleo se ha convertido en un elemento fundamental en el desarrollo de la sociedad actual. Su importancia no se restringe a un concepto meramente económico sino que impacta en otros ámbitos como el social, político y ambiental.

México es el sexto productor de crudo a nivel mundial y la relevancia de este recurso en nuestro país, es porque en él se basa la seguridad energética y, con su aportación a la economía nacional, es un importante motor del desarrollo económico. Es difícil pensar en el México moderno sin relacionar su historia con aquella del petróleo. Sin embargo, es también necesario pensar en el futuro para poder vislumbrar los requerimientos de esta industria para que México satisfaga las necesidades internas del país, se mantengan niveles adecuados en la relación reserva-producción, mitigue los impactos ambientales y sigamos siendo uno de los principales actores en el entorno mundial de la industria del petróleo.

Los niveles de reservas que se tenían a principios de los noventa, hacían que la incorporación no fuera una prioridad. La mayor parte de la incorporación de reservas se dio como consecuencia del desarrollo de campos existentes. Sin embargo, esta tendencia no es sostenible en el largo plazo; se requiere tener un nivel de reservas mínimo en función de la producción de hidrocarburos.

Durante los últimos años el esfuerzo se había concentrado en maximizar la producción de Cantarell, un yacimiento supergigante con gran nivel de reservas y bajos costos unitarios de producción. No obstante, la declinación esperada en la plataforma de producción en este yacimiento presentará grandes retos. Entre ellos se encuentra el administrar correctamente

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el yacimiento, de modo que se obtengan las mejores tasas de recuperación por medio de una cuidadosa selección de métodos de recuperación asistida.

Considerando la declinación de este yacimiento, mantener la plataforma de producción cerca de los niveles actuales, requerirá multiplicar la capacidad de ejecución en los proyectos a lo largo de la cadena de valor de exploración y explotación, así como importantes recursos de inversión. Cada uno de dichos proyectos presenta problemáticas particulares y retos, por lo que las iniciativas a desarrollar son diferentes. Es importante destacar que el enfoque, ante un portafolio tan amplio y diverso, es desarrollar los campos más rentables, manteniendo un equilibrio entre la producción y la incorporación de reservas. El portafolio se complementa con proyectos de mayor complejidad e incertidumbre como el desarrollo de aguas profundas en el Golfo de México.

Es así que ambos retos, el incrementar las reservas y mantener los niveles de producción, presentan un alto grado de compromiso para el país, de modo que se alcancen los mejores resultados. Estos retos que enfrenta el sector requieren tomar las mejores decisiones sobre los cursos de acción que se darán en la industria, por lo que debe aprovecharse al máximo el personal altamente calificado y las mejores prácticas, de modo que se dé viabilidad a los proyectos requeridos.

Lograr estos resultados operativos implica contar con niveles de inversión física superiores a los observados históricamente. Aún más, las inversiones recientes han compensado, en parte, la falta de inversión durante los ochenta y principios de los noventa. Sin embargo, es fundamental seguir mejorando prácticas operativas y modificar aspectos normativos y legislativos que limitan su quehacer en el entorno internacional en el que se compite día con día.

Lo antes expuesto es una muestra clara de la necesidad de realizar una planeación adecuada que sea la base para lograr una industria petrolera eficiente, competitiva, sustentable y de calidad mundial, capaz de cubrir las necesidades futuras de nuestro país, a la vez que sea un motor que ayude al crecimiento de la economía nacional.

Con este propósito la Secretaría de Energía presenta la primera edición de la Prospectiva del mercado de petróleo crudo 2007-2016, cuyo contenido muestra las posibles dinámicas que se esperan en las variables relacionadas con esta industria para la próxima década y, con ello, los retos que ello representa. Este documento pretende servir de herramienta para los expertos, analistas del sector, investigadores y empresarios, aportando información confiable y objetiva del sector en nuestro país.

Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

Introducción

La importancia del petróleo en nuestro país como principal proveedor de energía primaria hace indispensable contar con un documento de planeación donde se muestre la tendencia del mercado en los próximos años. Es así como la Secretaría de Energía publica, por primera vez, la Prospectiva del mercado de petróleo crudo, con el propósito de brindar la mejor información sobre la evolución de la industria extractiva de petróleo en la última década, a la vez de proporcionar los posibles escenarios de producción para el período 2007-2016, los requerimientos de inversión y las necesidades del país, para el óptimo desarrollo de esta industria.

Esta prospectiva se divide en cuatro capítulos. En el primero se describe la situación actual del mercado petrolero internacional. Se muestran los niveles de reservas que poseen los países y regiones a nivel mundial, se analiza el comportamiento de la oferta y demanda de este recurso, así como un apartado sobre la comercialización de crudo. Además, se incluye el comportamiento que se espera a nivel mundial en cuanto a la oferta y demanda de este combustible dentro de los próximos años, donde se hace evidente el crecimiento en el consumo y las expectativas que se tendrán para cubrirlo.

En el segundo capítulo se presenta el marco legal al que se sujetan las actividades relacionadas con esta industria en el país, como lo son la exploración, extracción, comercialización de petróleo crudo entre otras. Se señalan las normas y compromisos que se deben cumplir a modo que esta industria sea social y ambientalmente responsable.

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En el capítulo tres se presenta la evolución histórica de las reservas nacionales de hidrocarburos, específicamente de petróleo crudo. Se muestra el comportamiento de la producción durante el periodo 1996-2006 a nivel regional y nacional; los distintos destinos del crudo producido en el país, tanto a nivel nacional como al exterior. Al final del capítulo se incluye un balance nacional de oferta y demanda de petróleo en el periodo 1996-2006.

Sin duda, el cuarto capítulo es la parte central de la presente prospectiva, ya que analiza cada una de las variables que pueden influir en la configuración futura de la industria del petróleo en el país, así como los condicionantes de la demanda de este recurso, la producción, el comercio, los niveles de inversiones, etc. Es por esto que se analizan dos escenarios -uno bajo y un sobresaliente- de acuerdo a los niveles de inversión asociados. Este capítulo muestra el balance prospectivo para cada uno de los escenarios contemplados.

El capítulo cinco presenta, brevemente, los recursos prospectivos detectados en las cuencas del país. Asimismo, se mencionan las tecnologías de exploración y explotación con las que se pretende desarrollar dichos recursos.

Además, se incluyen los siguientes anexos: glosario de términos, propiedades generales del petróleo, mecanismos de precios y normas aplicables al sector hidrocarburos, esperando poder brindar la mayor información detallada para el lector.

Resumen ejecutivo

Durante 2006, el petróleo aportó 35.7% de la energía primaria consumida en el mundo, ubicándolo como el mayor proveedor por encima de otras fuentes como el gas natural, el carbón o la energía nuclear.

A finales del mismo año, las reservas probadas totales a nivel mundial ascendieron a 1,208.2 miles de millones de barriles. De éstas 74.9% se encuentran en los países de la OPEP, 6.6% en los países de la OCDE (incluyendo a México), 10.6% en los países de la ex Unión Soviética y 7.9% en el resto del mundo. De 1996 a 2006, la única región que disminuyó su volumen de reservas fue América del Norte en 32.9%. Por su volumen de reservas México se ubica en el lugar 17 a nivel mundial y quinto en América después de Venezuela, Estados Unidos de América (EUA), Canadá y Brasil. En cuanto a producción, México se ubica en sexto lugar mundial y segundo en América después de EUA.

La demanda mundial de petróleo crudo se ubicó en 83,719 miles de barriles diarios (mbd) durante 2006. EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo seguido por China. México ocupa la onceava posición por consumo de crudo a nivel mundial y la tercera en América después de EUA y Brasil.

En 2006, la producción mundial de petróleo ascendió a 81,663 mbd, 16.7% mayor respecto a 1996. Los principales países productores de petróleo a nivel mundial durante 2006 fueron Arabia Saudita y Rusia. La distinta ubicación con respecto a la oferta y demanda del crudo tiene como consecuencia un intenso comercio internacional de este energético. El intercambio de petróleo tiene como regiones exportadoras más importantes a Medio Oriente y la ex Unión Soviética; y como principales regiones importadoras a Asia Pacífico seguida por EUA y Europa.

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Los principios fundamentales que rigen a la industria petrolera en México se encuentran en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. De estos se derivan las leyes secundarias, reglamentos, directivas y Normas Oficiales Mexicanas que establecen la regulación a que deben sujetarse las actividades de exploración y explotación del petróleo y demás hidrocarburos, que se encuentran en yacimientos dentro del territorio nacional. Las obligaciones fiscales de Pemex se encuentran establecidas en los preceptos jurídicos siguientes: Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y su reglamento, Ley Federal de Derechos, Ley de Ingresos de la Federación (para el ejercicio fiscal correspondiente), Presupuesto de Egresos

Al primero de enero de 2007, las reservas totales de hidrocarburos en el país ascendieron a 45,376.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuales 70.3% correspondió a reservas de aceite; 18.9% a las reservas de gas seco, 7.5% correspondió a líquidos de planta y 2.1% a condensados.

Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos registrado en el país al primero de enero de 2007, 11,047.6 mmb correspondieron a reservas de aceite; de éstas, la mayor parte corresponde a crudo pesado, cuyo volumen representa 63.4%; seguido del crudo ligero con 30.8%; y el superligero con 5.8%. La Región Marina Noreste contiene 59.1% del volumen total de reservas probadas de aceite; la Región Marina Suroeste 9.4%; la Región Norte 8.0% y aquéllas contenidas en la Región Sur corresponden al 23.4%.

La plataforma de producción en nuestro país ascendió a 3,256 mbd en 2006, siendo el crudo pesado el de mayor aportación a la producción nacional. La participación de este crudo representó 68.9% del total a nivel nacional en dicho año. La Región Marina Noreste es la que posee la mayor producción de petróleo crudo, seguida por la Región Sur cuya producción de crudos ligeros es la más alta del país con 45.6% del total de la producción. En tercer sitio se encuentra la Región Marina Suroeste

cuya producción se compone principalmente de crudos ligeros. La Región Norte ocupa el cuarto sitio y su producción se compone de crudo ligero y crudo pesado

El crudo destinado a consumo nacional se emplea para la producción de petroliferos o elaboración de materia prima de las industrias química y petroquímica. El porcentaje de crudo destinado a consumo nacional se ha mantenido en niveles entre 42 y 46% del crudo producido en el país a lo largo del periodo 1996-2006. El Sistema Nacional de Refinación (SNR) es el mayor demandante del crudo destinado a proceso en territorio nacional absorbiendo 1,171.7 mbd en promedio para el periodo 1996-2006. El volumen de exportaciones de crudo mexicano durante 2006 se ubicó en 1,792.7 mbd y el promedio de éstas en el periodo fue de 1,722.0 mbd. El principal destino de las exportaciones de crudo es EUA, que captó 88.7% del total en 2006.

La cartera de proyectos 2007 de Pemex Exploración y Producción (PEP) muestra el conjunto de oportunidades que se han identificado hasta el día de hoy, y a partir de ella se han generado dos escenarios de producción denominados sobresaliente y bajo. En el primero se desarrolla un número de proyectos exploratorios que permiten mantener la producción de petróleo crudo en niveles superiores a 3,200 mbd y con una inversión asociada superior a 150 mil millones de pesos en promedio entre 2006 y 2016. Mientras que en el escenario bajo, los niveles de inversión menores a 100 mil millones de pesos en promedio anual, limitan la actividad exploratoria y se traduce en una producción promedio cercana a 2,500 mbd en el periodo 2006-2016.

El escenario sobresaliente mantiene un promedio de producción de 3,257 mbd entre 2006 y 2016. La producción obtenida en los proyectos de explotación presentará una disminución por la declinación esperada del yacimiento de Cantarell, mientras que la producción del conjunto de oportunidades exploratorias se incorpora en 2008, además de una producción proveniente de aguas profundas en 2014.

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Cabe señalar que este escenario requiere multiplicar la capacidad de ejecución que se tiene actualmente.

En la producción de crudo por regiones del escenario sobresaliente, se espera que la Marina Noreste decline a una tasa de 7% anual entre 2006 y 2016. Esta declinación será compensada por el crecimiento en otras regiones, principalmente en la Región Norte, donde se prevé un incremento hasta alcanzar una participación de 27% del total en 2016. De acuerdo a la calidad de aceite, se espera que la producción de crudo pesado disminuya en los primeros años, y que hacia el final del periodo se contraiga 35% respecto a 2006.

El SNR continuará siendo el principal demandante de crudo en territorio nacional y su demanda se incrementará como resultado de la conclusión de las reconfiguraciones y la expectativa del arranque de una nueva capacidad de refinación. Se prevé un cambio en la tendencia de consumo por tipo de aceite; en 2006 el crudo pesado representaba 40% del total demandado por el SNR y hacia el último año del periodo prospectivo, se espera que eleve su participación a 63%. Las exportaciones de crudo del país disminuirán como consecuencia del aumento en la demanda nacional de crudo. Para el último año del periodo, el volumen promedio total de crudo destinado a exportación se estima en 1,505 mbd.

El escenario bajo se caracteriza por exploración restringida, postergación de la exploración y desarrollo de aguas profundas y una reducción en la plataforma productiva. Lo anterior debido a que este escenario supone un nivel presupuestal y de endeudamiento constante. Asimismo, considera una declinación en la producción de los campos actuales al no incorporase nuevos desarrollos. La producción en el último año del periodo será de 2,136 mbd. Se presenta una declinación más pronunciada en la Región Marina Noreste. Las Regiones Marina Suroeste y Sur también verán una reducción en su volumen de producción, la primera en 40%, y la segunda en niveles superiores a 20%. Se contempla una reducción en los volúmenes de producción de los tres tipos de petróleo crudo, en particular el crudo pesado se reducirá 44.8% en 2016, respecto a 2006.

Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en territorio nacional, se requerirán importaciones, de modo que se cuente con las calidades de crudo que la demanda nacional necesite. Las exportaciones de crudo registrarán la mayor reducción entre los distintos destinos que tiene la producción nacional. Al final del periodo prospectivo la disminución esperada en este escenario será de 85% en el volumen promedio respecto a 2006.

CapítuloPanorama internacional del mercado petrolero uno

El papel del petróleo como principal fuente de energía primaria en el mundo, junto con los tres factores cruciales que conlleva el uso de este energético (disponibilidad de reservas, precio e impacto ambiental), señalan la importancia de analizar el entorno internacional de este recurso no renovable. En este sentido, este capítulo tiene el objetivo de entender la evolución del mercado petrolero internacional y sus tendencias para identificar las áreas de oportunidad y de riesgo que se plantean para México.

1.1 Introducción al petróleo

El consumo de petróleo se encuentra estrechamente ligado al desarrollo económico de un país, sin embargo, las mayores reservas de este recurso no se encuentran en los países con mayor índice de desarrollo sino que, en su mayoría, se encuentran en aquellos con una alta inestabilidad política y económica, lo que se traduce en riesgos que pueden interrumpir la producción, que a su vez presiona el precio al alza y aumenta su volatilidad en el corto y mediano plazo.

Actualmente, la creciente demanda de petróleo por parte de las economías emergentes presupone una mayor tensión en el mercado petrolero que posiblemente mantenga altos los niveles de precios. Esta situación, ha derivado en cambios estructurales en el mercado internacional de crudo que modificarán el entorno de negocios de la industria petrolera.


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1.2 Papel del petróleo en la energía primaria en el mundo

La demanda de energía y los requerimientos energéticos de un país o región están determinados por las siguientes variables: crecimiento económico, crecimiento poblacional, intensidad energética y precios de los combustibles. Para cada requerimiento energético existirán uno o varios tipos de energía primaria que puedan cumplir con la necesidad, de manera costo-efectiva, ya sea leña, energías renovables, carbón, nuclear, gas natural o algún derivado del petróleo, a la vez que existirán diversas tecnologías asociadas para su aprovechamiento. Esto determinará la cantidad y forma de energía que será demandada, así como el proceso de toma de decisiones sobre políticas públicas, tecnologías y tipo de energía a utilizar.

En este sentido, el petróleo compite con otros tipos de fuentes de energía en cada uno de los sectores, siendo

el sector de generación eléctrica donde ha existido mayor diversificación, por ejemplo, la sustitución de combustóleo, diesel y carbón por gas natural, o todos estos combustibles por energía nuclear; mientras que en el sector transporte el crudo sigue siendo preponderante.

Durante 2006 el petróleo aportó 35.7% de la energía primaria consumida en el mundo, ubicándolo como el mayor proveedor, por encima de otras fuentes como el gas natural, carbón, nuclear, etc. Su participación a lo largo del periodo 1996-2006 se ha mantenido siempre en niveles superiores a 35%, siendo 1999 cuando obtuvo su máxima aportación alcanzando 38.8%

1.3 Estructura del mercado petrolero

Una de las características principales en la industria petrolera es su intensivo en capital, tanto tecnológico, físico como humano, en el sentido de la capacitación y nivel de conocimientos técnicos que se requiere para laborar

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Petróleo Gas Natural Carbón Nuclear Hidroelectricidad

Gráfica 1Consumo mundial de energía primaria

(miles de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, June 2007.


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en la industria. Esto permite que existan compañías que se especializan en un segmento del sector, disminuyendo el monto de sus inversiones; y otras, mucho más grandes, integradas vertical y horizontalmente abarcando todas las subdivisiones de la industria.

Esta industria suele dividirse en tres segmentos:

Upstream (aguas arriba).- se refiere a las etapas de exploración y producción. Involucra la búsqueda de nuevos yacimientos y, los proyectos de desarrollo de los mismos para iniciar la producción. La característica más relevante de esta fase es el riesgo, ya que se deben invertir fuertes sumas de capital para la búsqueda de petróleo, bajo el riesgo de que el pozo no resulte productivo. Para reducir los riesgos, muchas compañías establecen asociaciones estratégicas para realizar la exploración en aquellas cuencas que presentan altos costos para su desarrollo, como aguas profundas u otros tipos de crudo convencional como las arenas bituminosas o el crudo extrapesado. Una vez que se descubre el petróleo y se evalúa la rentabilidad de la producción, se requiere invertir en equipos e instalaciones de producción para llevarla a cabo. Esto representa fuertes inversiones (alrededor de 80-90% de los costos totales de producción en los primeros años, mientras que los costos variables en la producción siempre son bajos1).

Midstream.- este término se emplea para las actividades relacionadas con el transporte del petróleo crudo, y normalmente abarca desde el sitio de extracción hasta las refinerías. En esta etapa la mayor parte de las inversiones se destinan a oleoductos y buques tanque.

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Downstream (aguas abajo).- abarca las actividades de refinación y comercialización. Esta etapa es intensiva en capital, principalmente en la parte asociada con la construcción de refinerías, cuyos costos se encuentra estrechamente ligados a la complejidad de los procesos requeridos para procesar crudos de diferentes calidades y, por tanto, diferentes precios, obteniendo rendimientos variables según las configuraciones de las refinerías.

Capacidad excedente

La capacidad excedente se refiere al nivel de sub-utilización de la capacidad de producción de crudo que permite absorber interrupciones en el mercado petrolero internacional, lo que puede darse como resultado de una crisis (inestabilidad política), fenómenos meteorológicos (huracanes o terremotos) e incluso variaciones en los patrones de consumo (incremento en la demanda de un gran consumidor, por encima de lo previsto, como China o EUA).

Desde 2004 se ha visto una reducción en el margen excedente, particularmente en el Medio Oriente (Arabia Saudita), como consecuencia de que el consumo de crudo ha presentado tasas de crecimiento más elevadas que la producción. En aras de mantener el abasto y estabilizar los precios del crudo a cierto nivel, se ha utilizado la que se había considerado capacidad excedente como capacidad de producción diaria. A pesar de que en el corto plazo es una acción indicada, se abre el cuestionamiento de si se podrá restablecer la capacidad excedente previa o más bien si ésta se reducirá.

La importancia de la capacidad excedente se observa en su relación con el precio del petróleo, de modo que, cuando la capacidad excedente disminuye, las previsiones de posibles restricciones de oferta en el futuro hacen que el precio real del crudo aumente, lo que a su vez se refleja en la volatilidad de los precios.

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1 “Petróleo y gas natural: industria mercados y precios”, Enrique Parra Iglesias, ed. Akal, 2003.


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18Precio real del crudo

(USD de 2003, escala derecha)

Volatilidad en el precio(escala izquierda)

Capacidad excedente(mmbd, escala izquierda)

Capacidad excedente(mmbd, escala izquierda)

Gráfica 2Producción1 vs capacidad instalada OPEP2

(millones de barriles diarios)

Gráfica 3Capacidad excedente y precio de crudo


1 Se incluye la producción de crudo, arcillas aceitosas, líquidos.2 Se refiere a la Organización de Países Exportadores de Petróleo. Los miembros de esta organización son Arabia Saudita, Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela.Nota: Algunos analistas consideran que la capacidad de producción se encuentra en el rango de los 30,000-40,000 mmbd.Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007; World Economic Outlook 2006, Fondo Monetario Internacional.

Fuente: World Economic Outlook 2004 y 2006, Fondo Monetario Internacional.


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Integración horizontal y vertical

Otra de las características de esta industria es su integración, tanto vertical como horizontal. Por un lado, se busca reducir los costos por medio de economías de escala, con la adquisición de actividades de un mismo tipo, como la compra de reservas, refinerías, redes de estaciones, etc.; pero lo más sobresaliente son los procesos de integración vertical, de tal modo que las grandes empresas privadas y estatales se encuentran presentes a lo largo de toda la cadena, desde la búsqueda de petróleo hasta la venta de petrolíferos en estaciones de servicio.

Por otro lado, la posición relativa de las empresas no varía mucho cuando se considera el volumen de producción, a pesar de las restricciones de producción que se da en las empresas que operan en los países pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Estas empresas, se ven limitadas a producir una cuota establecida, sin poder aprovechar al máximo su potencial, mientras que las compañías independientes producen a toda su capacidad.

1.4 Reservas mundiales de petróleo, 1996-2006

1.4.1 Reservas probadas

Las reservas probadas totales a nivel mundial se ubicaron en 1,208.2 miles de millones de barriles (mmmb) a finales de 2006, de las cuales 74.9% se encuentran en los países de la OPEP, 6.6% en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OECD), incluyendo a México, 10.6% en los países de la ex Unión Soviética y 7.9% en el resto del mundo.

Cuadro 1Principales empresas petroleras

con participación estatal

Compañía PaísParticipación

estatal (%)

Saudi Aramco Arabia Saudita 100

INOC Irak 100

KOC Kuwait 100

NIOC Irán 100

PDVSA Venezuela 100

ADNOC E.A.U 100

Pemex México 100

Libya NOC Libia 100

NNPC Nigeria 100

Qatar Petroleum Qatar 100

PetroChina China 100

Lukoil Rusia 14

Fuente: “Petróleo y gas natural: industria mercados y precios”, Enrique Parra Iglesias, ed. Akal, 2003, con datos de Petroleum Intelligence Weekly (PIW), OPEP.

En este sentido, muchas de las empresas buscan fortalecer su presencia mediante grandes fusiones (p.e. Exxon con Mobil) y posicionarse frente a las empresas estatales, ya que éstas últimas son las que poseen la mayor cantidad de reservas. De hecho, de las 15 empresas petroleras con mayor volumen de reservas, 11 tienen 100% de participación estatal.

Cuadro 2Empresas petroleras con mayor producción, 2006


Compañía País Producción

Saudi Aramco Arabia Saudita 8.96

NIOC Irán 4.07

Pemex México 3.26

PDVSA Venezuela 3.11

Exxon Mobil EUA 2.68

KOC Kuwait 2.66

Petrochina China 2.27

BP Reino Unido 2.20

Lukoil Rusia 2.18

INOC Irak 2.02

Fuente: OPEP, Pemex, Petrochina, Lukoil.


24

Las reservas mundiales incrementaron 159.2 mmmb durante el periodo 1996-2006. La mayor parte de las regiones aumentó sus reservas a lo largo de estos años. Medio Oriente presentó el mayor incremento en su volumen con 70.5 mmmb. Cabe señalar que a lo largo del periodo de estudio, la única región que disminuyó su volumen de reservas fue Norteamérica en 29.4 mmmb.

Figura 1Reservas de petróleo por región, 1996-2006

(miles de millones de barriles)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007.

89.3

90.8

82.6

672.2

74.939.2

1996Reservas mundiales 1,049.0

59.9103.5

144.4

742.7

117.240.5

2006Reservas mundiales 1,208.2

A nivel mundial, la incorporación de reservas ha mantenido un ritmo sostenido, incrementándose 16% entre 1996 y 2006, principalmente por las aportaciones de países de la OPEP y de la ex Unión Soviética. Sin embargo, entre 2001 y 2004, se experimentó una reducción en el ritmo de incorporación, siendo de sólo 4.3%, comparada con una incorporación de 9.7% entre 1994 y 2000. En 2006, el nivel mundial de reservas probadas disminuyó 0.1% respecto a 20052.

2 Un problema de las cifras de reservas a nivel mundial es respecto a las reservas probadas de las empresas estatales que no están obligadas a que un tercero las evalue. De hecho, según cifras de PIRA, la incorporación de reservas en los últimos años ha sido negativa.


25

Sin lugar a dudas, la mayor cantidad de reservas se encuentra en Medio Oriente (61.5% de las reservas mundiales). El cuadro 3 muestra la aportación de los 20 países con mayor volumen de reservas. Cabe señalar que los primeros cinco lugares son ocupados por países de esta región.

Cuadro 3Reservas probadas de los 20 primeros países al cierre de 2006

Miles de millones de barriles

% del totalRelación R/P

(años)

1 Arabia Saudita 264.3 21.9% 66.7

2 Irán 137.5 11.4% 86.7

3 Irak 115.0 9.5% *

4 Kuwait 101.5 8.4% *

5 Emiratos Arabes Unidos 97.8 8.1% 90.2

6 Venezuela 80.0 6.6% 77.6

7 Rusia 79.5 6.6% 22.3

8 Libia 41.5 3.4% 61.9

9 Kazajstán 39.8 3.3% 76.5

10 Nigeria 36.2 3.0% 40.3

11 Estados Unidos de América 29.9 2.5% 11.9

12 Canadá 17.1 1.4% 14.9

13 China 16.3 1.3% 12.1

14 Qatar 15.2 1.3% 36.8

15 Argelia 12.3 1.0% 16.8

16 Brasil 12.2 1.0% 18.5

17 México 11.0 0.�% �.6

18 Angola 9.0 0.7% 17.6

19 Noruega 8.5 0.7% 8.4

20 Azerbaiyán 7.0 0.6% 29.3

Resto del mundo 74.80 6.2% -

Total mundial 120�.2 100% 40.5

OPEP 905.5 74.90% 72.5

OCDE 79.8 6.60% 11.3

* Más de 100 años.De acuerdo con Oil and Gas Journal, México ocupa el lugar 15 a nivel mundial. Sin embargo, y a causa de la actualización de datos y distintas fuentes de información, México bajó a la posición 17.Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2001 y Pemex.

Centro y Sudamérica posee un volumen equivalente a 8.6% del total mundial de reservas probadas y concentra sus reservas en Venezuela, Brasil y Ecuador que, en conjunto, contabilizan 8.0% de las reservas mundiales. En Norteamérica, las reservas de los tres países de la región representan 5% de las reservas probadas mundiales. Las de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se han mantenido relativamente estables en los últimos años y las de México han declinado.


26

En Europa y Eurasia el volumen de reservas representa 12.0% del total mundial y se concentran en Rusia y los países de la ex Unión Soviética. Rusia concentra 6.6% de las reservas mundiales y más de 50% de las reservas en la región.

Asia Pacífico concentra el menor volumen de reservas con 3.4% del total mundial. En esta región China es el país con el mayor volumen con 40.2 % de las reservas de la región.

Tasa de restitución de reservas

Uno de los objetivos de las empresas petroleras internacionales ha sido el mantener sus niveles de reservas petroleras a través de la exploración y desarrollo de nuevos campos y la aplicación de técnicas de recuperación mejorada aunque, desde hace tiempo, no han logrado reponer el 100% de sus reservas, alcanzando niveles de 90 a 95%. Analizando las compañías petroleras más importantes, se observa que, aunque ha habido

una mejora en el promedio de la tasa de reposición de reservas, el promedio sigue por debajo de 100%, por cuarto año consecutivo.

Lo anterior es producto, por un lado, de que estas empresas no han aumentado sus presupuestos de exploración en años recientes. Por otro lado, la accesibilidad de las reservas, principalmente las menos costosas de desarrollar, no ha sido fácil, ya sea por geopolítica o por políticas domésticas de los países que tienen el recurso. Esto sin contar que deben competir con las empresas nacionales y la diversidad de empresas petroleras más pequeñas.

Aún cuando los altos precios del petróleo en años recientes mostraban que había señales para expandir la capacidad de producción de crudo, esto no ha sucedido en gran escala y se ha mantenido el patrón de no aumentar las erogaciones aguas arriba y, por lo tanto, en la exploración necesaria para incrementar las reservas3.

-1.5 -0.5 0.5 1.5

Noruega

México

India

Ecuador

Dinamarca

Italia

Arabia Saudita

Colombia

China

Vietnam

Brasil

Rusia

Gráfica 4Países con variaciones en el volumen de reservas probadas, 2005-2006


Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007 y Pemex.

3 Fuente: PIRA Energy Group.


27

Relación reserva/producción

Entre los países con mayor relación reserva probada/ producción sobresalen Irán (86.7 años), Kazajstán (76.5 años), Venezuela (77.6 años) y Arabia Saudita (66.7 años).

La relación a nivel mundial es de 40.5 años. Desde 1996 dicha relación se ha mantenido entre los 39 y 43 años, como consecuencia de que los aumentos en las reservas se han dado por revisiones de campos en producción o evaluación, situación que se encuentra asociada a las mejoras tecnológicas y re-evaluaciones en nuevos descubrimientos por cambios en los precios del crudo.

1.4.2 Inventarios y reservas estratégicas

Las reservas estratégicas se refieren a aquellas cantidades de petróleo que han adquirido algunos países consumidores y que pueden emplearse en tiempos de crisis para abastecer los mercados. Estas reservas son constituidas por los propios países, principalmente países de la OCDE, y pueden ser de petróleo crudo y/o de productos petrolíferos.

Los países exportadores no tienen reservas estratégicas y los inventarios que manejan son muy pequeños. En general, sólo Arabia Saudita tiene inventarios, de los cuales muchos son móviles (buques tanque localizados estratégicamente para abastecer alguna previsible disrupción en la oferta o aprovechar alguna posibilidad de arbitraje en el precio). El objetivo es mantener la oferta cerca de la demanda. En realidad, cuando se habla de “inventarios” o estrategias para hacer frente a disrupciones en el abasto de crudo, los países exportadores tienen otros mecanismos, como la capacidad excedente de producción.

Inventarios

Este término se refiere a los barriles de crudo mantenidos en “almacenamientos” por los consumidores de crudo (principalmente por los grandes refinadores y las empresas petroleras internacionales). Estos resguardos tienen una lógica comercial de conservar la producción a pesar de las fluctuaciones estacionales o de posibles desabastos temporales en el mercado petrolero internacional.

Los inventarios se mueven conforme los precios del petróleo y estos, a su vez, son afectados por los niveles de inventarios. Con esto los refinadores buscan influir en la demanda y la oferta mundial de crudo. La lógica de estas políticas se basa en una gestión activa para cumplir con la demanda y contener los costos de producción de las refinerías.

En general, el volumen de inventarios es amplio en comparación con las reservas estratégicas. Sin embargo, en los últimos años se ha visto una tendencia a políticas

22.5

32.1

41.2

79.5

12.0

14.0

Norteamérica

Asia Pacífico

Europa y Eurasia

África

Medio Oriente

Centro ySudamérica

El volumen de crudo descubierto en nuevos campos ha disminuido en las últimas cuatro décadas como consecuencia de la menor actividad exploratoria. Además, los descubrimientos y producción se han dado en zonas como Norteamérica en donde los campos son maduros, y no en regiones como Medio Oriente, donde se estima que existe alrededor de 30% del petróleo crudo no descubierto, lo que ocasiona que el tamaño de los campos sea más reducido debido a que la actividad exploratoria se ha concentrado en cuencas ya conocidas.

Gráfica 5Relación reserva probada/producción por región, 2006


Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007


2�

“justo a tiempo”, es decir, mantener niveles de inventario mínimos. Esto ha sido producto, por un lado, del proceso de consolidación de las empresas internacionales. Es decir, al fusionarse dos empresas, en vez de mantener dos inventarios se mantiene uno, que no es necesariamente la adición de los inventarios de las dos antiguas empresas. Por otro lado, tiene que ver con avances tecnológicos que han reducido la necesidad de mantener amplios niveles de inventarios. El objetivo de estas estrategias es reducir los costos en la producción y mantenimiento de reservas. Finalmente, es una decisión comercial el que estos inventarios y esta capacidad de mitigar disrupciones al abasto de crudo deben estar en manos de los gobiernos por medio de reservas estratégicas. Como resultado de estas políticas, se han concentrado los flujos comerciales de crudo y se ha incrementado la volatilidad de los precios en el corto plazo.

Las políticas de inventarios se basan principalmente en los precios spot y de futuros de crudo, en los diferenciales entre el precio del crudo y de los productos y sus márgenes. Conforme los precios del

crudo se incrementan, los inventarios tienden a bajar. Esto es resultado de una reacción en la reducción de costos de modo que, cuando se espera un aumento temporal de los precios, se usan los inventarios y si estos no se reponen al mantenerse los precios altos, esto sugiere que en el futuro los precios bajarán.

En 2003 los inventarios registraron un mínimo para el periodo, recuperando su nivel en los años subsecuentes. En el primer semestre de 2006, estos crecieron como consecuencia de un aumento en los precios del crudo. En el segundo semestre, tanto los inventarios como el precio de crudo se contrajeron.

El cálculo de los inventarios globales se obtiene como residual, a partir de las diferencias entre demanda y oferta. Esto se debe a que sólo hay información detallada de inventarios para los países de la OCDE (EUA y Europa, en particular). Estos inventarios sólo incluyen los inventarios comerciales, en el caso de la OCDE, y un estimado en el caso de los países no pertenecientes a la OCDE.

800

850

900

950

1,000

1,050

1,100

1,150

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

10

20

30

40

50

60

70

80

Inventarios comerciales EUA WTI precio spot

mil

lon

es d

e ba

rril

es

prec

ios

USD

/bar

ril

Gráfica 6Inventarios comerciales, EUA (sin reserva estratégica)

y precio WTI (invertido), 1996-2006

Nota: El volumen de inventarios incluye petróleo crudo y petrolíferos.Fuente: Energy Information Administration.


2�

1.5 Producción mundial de petróleo, 1996-2006

El incremento en la demanda de crudo, durante el periodo de estudio, presionó a la oferta mundial en un momento en que se alcanzaron los límites de la capacidad de producción de los países de la OPEP, en particular de Arabia Saudita. Lo anterior, generó preocupaciones sobre restricciones de producción de más largo plazo derivadas de gastos insuficientes en exploración y desarrollo en el pasado por las petroleras privadas más importantes, así como renuencia de los principales productores de la OPEP para expandir su propia capacidad de producción, en línea con la creciente demanda mundial por petróleo.

Por otro lado, durante 2001 y 2002, la OPEP disminuyó su producción de crudo derivado de los problemas en Venezuela y Nigeria (huelgas), así como la invasión a Irak, que no fue compensada por la producción de los países no-OPEP.

A partir de 2003, la OPEP comenzó a realizar incrementos en su producción (por arriba de las cuotas) para compensar las pérdidas de Venezuela e Irak y satisfacer el sorpresivo incremento en la demanda mundial, particularmente de EUA y China. Sin embargo, este incremento en la producción de la OPEP se ha dado a costa de una reducción de la capacidad excedente con que cuenta, principalmente Arabia Saudita, lo cual elimina un margen de seguridad contra eventos no previsibles, que en un escenario de inestabilidad geopolítica y guerra permanente contra el terrorismo, es un factor de preocupación.

En los últimos 10 años, la producción mundial se ha incrementado de 69,931 miles de barriles diarios (mbd) en 1996 a 81,663 mbd en 2006, resultando en un crecimiento de alrededor de 16.7% en el periodo 1996-2006. El volumen de producción en 2006 fue superior

Reservas Estratégicas

Las reservas estratégicas de petróleo se crearon con el objetivo de mejorar la seguridad de la oferta de crudo, sobre todo en casos de crisis serias que amenacen el abasto de crudo y pongan en peligro la actividad económica mundial. Ha sido una respuesta de parte de los países consumidores ante el uso estratégico del poder de mercado de los productores, en particular la OPEP, en el control de la capacidad de producción desde la serie de nacionalizaciones en la industria en las décadas de 1960 y 1970. La reserva más importante de este tipo es la Strategic Petroleum Reserve4 de EUA, creada en 1975 tras el primer shock petrolero. Existen reservas estratégicas en otros países, principalmente en los pertenecientes a la Agencia Internacional de Energía. Recientemente, otros países no pertenecientes a esta agencia han comenzado a desarrollar este tipo de reservas, siendo China el más importante.

La reserva de EUA contiene alrededor de 750 millones de barriles4, cifra que es relativamente baja para el mercado. Una situación similar se presenta con otras reservas estratégicas. Su uso se ha reservado como una contención a crisis que pudiera ocasionar un conflicto geopolítico. La primera administración Bush la empleó para contener los problemas que pudiera ocasionar la primera guerra con Irak. En esa ocasión cumplía con la concepción original del uso de las reservas: mitigar riesgos geopolíticos.

En este sentido, se observa que los inventarios comerciales, y no las reservas estratégicas, son los responsables de ser el pivote en disrupciones temporales que tienen que ver con los ciclos económicos mundiales. Sin embargo, se puede generar un vacío dado que las refinerías han ido dejando ese papel de lado, lo que aumenta los riesgos por desajustes y volatilidad de corto plazo.

4 Energy Policy and Conservation Act.


30

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Norteamérica

Medio Oriente

Centro y Sudamérica

África

Europa y Eurasia

Asia Pacífico

Gráfica 7Producción de petróleo crudo por región, 1996-2006

(miles de barriles diarios)


25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

OPEP no-OPEP

Gráfica 8Producción de petróleo crudo OPEP vs no-OPEP, 1996-2006




31

en 0.4% al de 2005, lo que representó un incremento de 413 mbd.

Hasta el momento se ha logrado cumplir con los requerimientos para mantener el abasto en el mercado petrolero internacional a costa de la reducción de capacidad excedente. Esto se puede notar en la creciente participación en la oferta por parte de la OPEP, particularmente de Arabia Saudita, para contrarrestar el aumento de la demanda y estabilizar los precios.

A lo largo del periodo de estudio la oferta no-OPEP ha permanecido relativamente estable, por lo que ha

sido la mayor producción de la OPEP la que ha permitido balancear la oferta y la demanda, acompañado de un aumento en los precios. La participación de la OPEP dentro del total de la producción ha aumentado en un punto porcentual de 1996 a 2006 para ubicarse en 41.8% hacia el final del periodo. Sin embargo, dentro del periodo, su participación ha oscilado en niveles que van desde 39.0% hasta 44.2%, lo que muestra la capacidad de estos países para nivelar la oferta y la demanda a nivel mundial.

Los principales países productores de petróleo a nivel mundial durante 2006 fueron Arabia Saudita y Rusia, los

Cuadro 4Principales países productores y exportadores, 2006

Países productores Países exportadores

Posición 2006

País2005

Producción (mbd)

2006 Producción

(mbd)

Variación 2006-2005

(%)

Posición 2006

País2005

Exportación (mbd)

2006 Exportación

(mbd)

Variación 2006-2005

(%)

1 Arabia Saudita 11,114 10,859 -2.3 1 Arabia Saudita 9,138 8,651 -5.3%

2 Rusia 9,552 9,769 2.2 2 Rusia 6,578 6,565 -0.2%

3 EUA 6,895 6,871 -0.5 3 Noruega 2,748 2,542 -7.5%

4 Irán 4,268 4,343 1.2 4 Irán 2,685 2,519 -6.2%

5 China 3,627 3,684 1.6 5Emiratos Arabes Unidos

2,427 2,515 3.6%

6 México 3,333 3,256 -2.3 6 Venezuela 2,284 2,203 -3.5%

7 Canadá 3,041 3,147 4.4 7 Kuwait 2,224 2,150 -3.3%

8Emiratos Arabes Unidos

2,751 2,969 7.3 8 Nigeria 2,337 2,146 -8.2%

9 Venezuela 2,937 2,824 -3.9 9 Argelia 1,840 1,847 0.4%

10 Noruega 2,969 2,778 -6.9 10 México 1,�33 1,7�� -2.4%

11 Kuwait 2,643 2,704 2.4 11 Libia 1,452 1,525 5.0%

12 Nigeria 2,580 2,460 -4.9 12 Irak 1,345 1,438 6.9%

13 Argelia 2,016 2,005 -0.3 13 Angola 1,207 1,363 12.9%

14 Irak 1,833 1,999 9.0 14 Kazajstán 1,063 1,114 4.8%

15 Brasil 1,715 1,809 5.5 15 Canadá na1 1,071 na1

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007, Pemex. 1 Durante 2005, Canadá no estuvo dentro de los 15 primeros países conmayor exportación; en ese año Qatar ocupó el puesto 15 con 1,007 mbd. Fuente: EIA, International Petroleum Weekly 2006 y Pemex.


32

cuales son también los principales países exportadores, aportando el equivalente a 13.1% y 12.1%, respectivamente, de la oferta mundial en ese año.

Cabe destacar que la evolución de los principales productores y exportadores se mantiene relativamente uniforme, particularmente en los principales cinco productores. Otro punto que vale la pena resaltar es que los principales productores no son necesariamente los principales exportadores, debido al consumo doméstico de algunos países, tal es el caso de EUA y China. Los principales exportadores se concentran especialmente en los países en desarrollo, sobre todo Medio Oriente, a excepción de Noruega. Se debe tomar en cuenta que el acelerado incremento en la población y las políticas de precios subsidiados de combustibles de países del Medio Oriente y África del Norte también ha disparado el consumo, por lo que un factor de preocupación a nivel mundial es que, a pesar de la mayor producción

que pueda haber en los países de estas regiones en los años por venir, también habrá un mayor consumo de petróleo y derivados, y por ende, menor disponibilidad para exportación.

1.6 Consumo mundial de petróleo, 1996-2006

Cuando se habla de demanda en el mercado internacional de crudo se hace referencia principalmente a las necesidades de las refinerías para la producción de diversos petrolíferos. Esta última demanda es estacional y varía dependiendo del clima y los patrones de consumo por región. Los actores más relevantes del lado de la demanda son las grandes empresas internacionales que tienen una parte importante de la capacidad instalada de refinación. Al mismo tiempo, los principales países y regiones consumidoras netas de crudo, como EUA y Asia, tienen un papel crucial, en particular con el auge de las economías emergentes y sus requerimientos energéticos. En este sentido, cabe hacer notar que la demanda de crudo está condicionada por las restricciones en el segmento de la refinación.

60,000

65,000

70,000

75,000

80,000

85,000

90,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 20062.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

6.0

Demanda de petróleo Tasa de crecimiento anual del PIB

mil

es d

e ba

rril

es

Crec

imie

nto

PIB

(%

)

Gráfica 9Demanda de crudo vs crecimiento económico

(miles de barriles diarios, %)

Fuente: Total Petroleum Consumption, EIA, 2007.


33

Entre 1996 y 2006, la demanda mundial de crudo se ha incrementado en 12,231 mbd para ubicarse en 83,719 mbd. Con respecto a este aumento, cabe destacar tres acontecimientos:

1. El consumo de petróleo continuó creciendo, si bien con tasas de crecimiento relativamente bajas, lo que indica que hay una demanda inercial que no depende únicamente del crecimiento económico.

2. A partir de 2004 se presentan los mayores incrementos en la demanda de crudo, asociados con el crecimiento de la economía mundial que, a partir de ese año, presentó las mayores tasas por encima de 3%. A pesar de que todas las regiones

del mundo crecieron por encima de sus promedios históricos, las economías emergentes en Asia y en particular China (10%), crecieron a tasas mayores y de manera inesperada, a la vez que Rusia y EUA también tuvieron crecimientos importantes. El principal incremento en la demanda ha provenido de los países no-OCDE, pero se mantiene la fuerte demanda de los países de la OCDE.

3. Aún cuando la tasa de crecimiento del PIB mundial llegó a duplicarse a lo largo del periodo, las tasas de crecimiento en el consumo de crudo sólo se incrementaron en un tercio, lo que se traduce en una disminución de la intensidad energética, misma que se ubicó en una relación

Resto del mundo 29,605 30,821 30,754 31,413 31,829 32,320 32,859 33,322 34,428 35,077 35,655 1.88

Unión Europea 25 14,060 14,209 14,503 14,522 14,402 14,553 14,471 14,546 14,686 14,861 14,865 0.56

Japón 5,813 5,762 5,525 5,618 5,577 5,435 5,359 5,455 5,281 5,355 5,164 -1.18

China 3,702 4,179 4,228 4,477 4,772 4,872 5,288 5,803 6,772 6,984 7,445 7.24

EUA 18,309 18,621 18,917 19,519 19,701 19,649 19,761 20,033 20,731 20,802 20,589 1.18

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Gráfica 10Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, 1996-2006




34

de 38%. Esto es una muestra de que la economía mundial presenta una mayor protección contra los vaivenes del mercado petrolero internacional en comparación con la década de los setenta, aumentando la seguridad energética del sistema.

Durante 2006, EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo, seguido por China. Aún cuando todavía existe una amplia diferencia entre la demanda del país asiático y la de EUA, lo notable es que la demanda en China ha ido aumentado de manera importante y sostenida. En 1996 este país consumía 3,702 mbd y para 2006 su demanda se ubicó en 7,445, significando que se duplicó a lo largo del periodo. En este mismo caso se encuentran otras economías, como la de la India, que tienen aun consumos menores, pero prometen despuntar

en los próximos años. En contraste, el crecimiento de la demanda de EUA es pequeño y, sobre todo, ligado a algunos desajustes de corto plazo en el mercado, como los ataques de septiembre de 2001 o los huracanes de 2005, el clima templado, etc, así como los efectos de la política doméstica en materia energética (como los esfuerzos de promoción de producción de petróleo doméstico y el bioetanol), pero se estima que el impacto en la demanda de corto plazo será pequeño, ligado a un menor crecimiento poblacional y económico.

Los diversos países desarrollados tienen economías y estructuras de población maduras, por lo que no se espera que la demanda aumente de manera importante. Sin embargo, en valores netos aún representa una parte

Cuadro 5Principales países consumidores de crudo1 2005, 2006


Posición 2006

País 2005 2006Variación

2006-2005 (%)

1 EUA 20,802 20,589 -1.3

2 China 6,984 7,445 6.7

3 Japón 5,355 5,164 -3.7

4 Rusia 2,628 2,735 4.2

5 Alemania 2,605 2,622 0.9

6 India 2,569 2,575 0.6

7 Corea del Sur 2,308 2,312 -0.1

8 Canadá 2,247 2,222 -1.5

9 Brasil 2,047 2,097 2.2

10 Arabia Saudita 1,891 2,005 6.2

11 México 1,973 1,972 -0.8

12 Francia 1,960 1,952 -0.3

13 Italia 1,819 1,793 -1.1

14 Reino Unido 1,802 1,781 -1.0

15 Irán 1,607 1,669 3.7

Nota: La diferencia entre el consumo y la producción mundial se debe a cambios en los inventarios, el consumo de aditivos no petroleros y combustibles sustitutos y a dispariedades inevitables en la definición, medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de crudo. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007.


35

destacada de la demanda y el grupo más importante de consumidores. Para el periodo de estudio, el consumo de los países OCDE disminuyó ligeramente en aproximadamente 407 mbd. En cuanto a los países no-OCDE el incremento fue de 1,047 mbd, siendo China el país que más aumentó su demanda.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Norteamérica Centro y Sudamérica

Europa y Eurasia Medio Oriente

África Asia Pacífico

Gráfica 11Demanda de petróleo por región, 1996-2006



Otro factor que influyó en el consumo de petróleo fue el aumento en los precios, lo que ha frenado la demanda del combustible y ha incentivado la búsqueda de alternativas energéticas, como la energía eólica, el bioetanol o los esfuerzos de eficiencia energética.

La gráfica 11 muestra el consumo histórico de crudo por región. Tradicionalmente, los principales consumidores han sido Europa, EUA y Japón, elevando así el consumo de sus respectivas regiones. A raíz del crecimiento que ha tenido China y otros países de la región, el consumo de Asia Pacífico mostró una tasa de crecimiento mucho

1.7 Comercio internacional

La distinta ubicación con respecto a la oferta y demanda del crudo tiene como consecuencia un intenso comercio internacional de este energético. El intercambio de petróleo tiene como regiones exportadoras más importantes a Medio Oriente y a la ex Unión Soviética y, como importadora, a la región de Asia Pacífico, seguida por Norteamérica y Europa.

mayor, desplazando a Europa y Eurasia como la segunda región demandante de crudo y casi alcanzando, en el consumo, a Norteamérica. Tanto en la región de Europa y Eurasia como en Norteamérica, las tasas de crecimiento han sido más bajas, incluso negativas, por lo que el consumo ha tendido a ser menor.


36

Cuadro 6Importaciones y exportaciones de crudo, 2006


Importaciones Exportaciones

miles de barriles diarios

Participación en el total, %

miles de barriles diarios

Participación en el total, %

EUA 10,095.9 26.0 53.9 0.1

Canadá 849.2 2.2 1,784.2 4.6

México 0.0 0.0 1,958.3 5.0

Centro y Sudamérica 676.0 1.7 2,346.9 6.0

Europa 10,715.5 27.6 586.7 1.5

Ex Unión Soviética 0.0 0.0 5,514.8 14.2

Medio Oriente 203.1 0.5 17,765.3 45.8

África del Norte 182.0 0.5 2,574.6 6.6

África Occidental 58.2 0.2 4,547.9 11.7

África del este y del sur 515.0 1.3 223.9 0.6

Australasia 503.5 1.3 132.2 0.3

China 2,928.0 7.5 193.6 0.5

Japón 4,189.9 10.8 0.0 0.0

Singapur 1,060.2 2.7 17.3 0.0

Otros países Asia Pacífico 6,833.6 17.6 875.1 2.3

No-identificados* 0.0 0.0 235.4 0.6

Total mundial 3�,�10.0 100.0 3�,�10.0 100.0

* Incluye cambios en los volúmenes del petróleo en transito, volúmenes no mostrados, usos militares no especificados, etc.Nota: La diferencia entre el consumo y la producción mundial se debe a cambios en los inventarios, el consumo de aditivos no petroleros y combustibles sustitutos y a dispariedades inevitables en la definición, medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de crudo. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, junio 2007.

En general, los flujos van desde países en desarrollo hacia los países desarrollados y las economías emergentes en Asia. Debido a los grandes volúmenes de exportación, Medio Oriente tiene flujos hacia todas las regiones, aunque tiende a exportar principalmente a Asia. La ex Unión Soviética tiene concentrado su comercio con Europa. Los países productores de Europa enfocan su comercio hacia EUA, al igual que Canadá, México, Sudamérica (Venezuela en particular) y África Occidental. Por su parte, África del Norte exporta principalmente a Europa y a EUA.

Durante 2006, EUA, Europa y Japón, concentraron casi dos terceras partes del total de crudo comercializado

internacionalmente. Por el lado de las regiones exportadoras, Medio Oriente y los países de la ex Unión Soviética exportaron un volumen superior a 60% del total mundial.

1.8 Precios del petróleo, 1996-2006

En los primeros años del siglo XXI el mercado petrolero parece estar experimentado un cambio estructural. El precio spot del petróleo ha mostrado gran volatilidad y una tendencia a la alza. Lo anterior, debido al incremento en la demanda mundial de crudo, que no ha sido compensado por el incremento en la producción. Al parecer, el aumento reciente en los precios de petróleo no ha sido producto de crisis o de eventos


37

aislados y de especulación, sino de un cambio estructural del mercado.

Aún cuando la presión en los fundamentales5 de la industria ha sido el motor para el incremento en los precios del crudo desde 2003, otros factores han influido también en los mercados petroleros. Después de los ataques del 11 de septiembre y de la consecuente invasión a Afganistán e Irak, las instalaciones petroleras han estado constantemente bajo amenaza de ataques terroristas, aún en Arabia Saudita.

En particular, los ataques en Irak y en otros países productores han aumentado las preocupaciones del mercado petrolero sobre la adecuación de la oferta y ponen un piso a los precios del petróleo. Además, el creciente involucramiento de intermediarios y otros especuladores en el mercado de “commodities” como el petróleo, ha añadido volatilidad a los precios. Asimismo, la devaluación del dólar respecto al euro y al yen desde

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

USD corrientes USD de 2006

Gráfica 12Precio del crudo Brent, 1996-2006


2002, ha inducido a los miembros de la OPEP a mantener un precio alto para compensarlos por el impacto negativo de la caída del dólar en la paridad de poder de compra del dólar. Cabe señalar que, a finales de 2005, los huracanes Katrina y Rita tuvieron un efecto sensible en la oferta de crudo en el corto plazo.

Los aumentos en precio permitieron: 1) reducir el consumo de crudo ajustando la demanda y evitando desabasto y 2) que otras tecnologías fueran económicamente viables y así mitigar la demanda de crudo. En la medida que esto sucede, se permite fortalecer la seguridad energética al existir oferta disponible, aunque sea a mayor precio.

1.9 Prospectiva de la oferta y la demanda de petróleo

Demanda

Se prevé que la demanda mundial de energía siga creciendo hacia 2030 y que los combustibles fósiles continuarán teniendo un papel preponderante, cubriendo más de 93% de las necesidades energéticas hacia 2030.

5 Se refiere a las variables que integran el mercado, como son: oferta, inventarios y demanda.


3�

En ese año, se contempla que el petróleo permanezca como el principal aporte de energía primaria, aunque su participación disminuirá como consecuencia de un incremento mayor en la demanda de gas natural y de carbón. Se estima que, para 2010, el petróleo aporte 38.4% del total de energía primaria consumida en el mundo, 37.5% en 2020 y 36.5% en 20306.

En cuanto al incremento en el volumen de consumo, se espera que entre 2005 y 2030 el volumen consumido de petróleo crudo a nivel mundial sea superior en 34 millones de barriles diarios (mmbd) respecto a 2005. Los países en vías de desarrollo serán los que presenten los mayores incrementos en su demanda, duplicando su consumo de 29 mmbd en 200,5 a 58 mmbd en 2030. De este incremento, los países asiáticos absorberán 20 mmbd, es decir, más de un tercio del pronóstico en estos países.

Cuadro 7Demanda de petróleo por región, 2005-2030


Región 2005 2010 2015 2020 2025 2030tmca

2005-2030

Total mundial �3.3 ��.7 �6.5 103.5 110.4 117.6 1.4

Norteamérica 25.5 26.1 26.9 27.7 28.4 29.0 0.5

Europa Occidental 15.5 15.6 15.8 15.9 15.9 15.8 0.1

OCDE Pacífico 8.6 8.6 8.6 8.6 8.6 8.5 0.0

OCDE 4�.6 50.3 51.3 52.2 52.� 53.4 0.3

América Latina 4.6 5.0 5.5 5.9 6.4 6.8 1.6

Medio Oriente y África 3.0 3.4 4.0 4.6 5.2 5.9 2.7

Sur de Asia 3.1 3.9 5.0 6.1 7.3 8.6 4.2

Sureste de Asia 4.4 5.2 6.1 7.1 8.0 9.0 2.9

China 6.5 8.7 10.4 12.3 14.3 16.4 3.8

OPEP 7.4 8.2 9.1 9.9 10.8 11.7 1.8

Paises en vías de desarrollo 2�.0 34.5 40.0 45.� 52.0 5�.5 2.�

Ex Unión Soviética 3.8 4.0 4.2 4.3 4.5 4.6 0.8

Otros países de Europa 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 0.8

Economías en transición 4.7 4.9 5.2 5.4 5.5 5.7 0.8

Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2007.

Aún con estos incrementos, los países en vías de desarrollo consumirán en promedio alrededor de una quinta parte del petróleo per cápita que se consume en los países OCDE.

El sector transporte se mantendrá como el principal consumidor de petróleo crudo hacia el futuro, pasando de 38.6 mmbd demandados en 2005 a 56.4 mmbd en 2030, es decir casi la mitad del aumento esperado en la demanda de crudo proviene de este sector. Otro segmento que incrementará su demanda será el industrial, que se espera aumente su demanda en 6.7 mmbd respecto a los 21.7 mmbd que este sector consumió en 2005. El sector residencial, comercial y agricultura pasará de 10.2 mmbd consumidos en 2005 a 14.6 mmbd hacia 2030, mientras que el sector eléctrico presentará el menor incremento como consecuencia de la sustitución de combustibles derivados del petróleo por otros menos contaminantes como el gas natural.

6 Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2007.


3�

49.6 56.4

21.7 2325.7

28.510.2

10.9

12.714.6

5.85.9

6.3

6.7

38.642.5

2005 2010 2020 2030

Transporte

Industrial

Residencial/Comercial/Agricultura

Eléctrico

Gráfica 13Demanda de petróleo por sector, 2005-2030



Oferta

Se prevé que los miembros de la OPEP, con sus amplias reservas y bajos costos relativos de producción, puedan compensar los incrementos que se den en la demanda. Este aumento requerirá una nueva producción mundial por más de 34.3 mmbd con relación a la producción de petróleo en 2005.

Se espera que los productores de la OPEP sean la principal fuente de los incrementos que se requieren en la oferta mundial de petróleo elevando su producción en 23.9 mmbd para el periodo (crudo más líquidos del gas natural (LNG) y petróleo no convencional). Este volumen implica que, para el 2030, la OPEP contribuirá con 50.3% de la oferta total de crudo.

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

2005 2010 2015 2020 2025 2030

OPEP no-OPEP

Gráfica 14Pronostico de producción OPEP y no-OPEP, 2005-2030




40

Se estima que la participación en la oferta total de los países no-OPEP disminuirá, aún cuando se incrementará su oferta en 9.8 mmbd, considerando nuevas tecnologías de exploración y producción, agresivos programas de reducción de costos por parte de la industria y posiblemente atractivos regímenes fiscales para generar la inversión necesaria en la industria.

Cabe mencionar, que parte importante de la producción adicional provendrá de campos en aguas profundas. Se espera que Estados Unidos, uno de los principales productores, duplique su producción en este tipo de yacimientos en 2011, alcanzando un nivel de 1.7 mmbd. En Latinoamérica, Brasil, país que actualmente obtiene el 74% de su producción de crudo de aguas profundas, también contribuirá al aumento en la producción en los próximos años. Otras regiones relevantes son Medio Oriente y África de donde se espera una producción de 5 mmbd en la próxima década, principalmente de petróleo ligero proveniente de los desarrollos costa afuera.

Este pronóstico de producción considera distintos factores. Entre ellos, el hecho de que expandir la capacidad de producción en los países no OPEP es de dos a tres veces más costoso de lo que es para los países pertenecientes a esta organización. De hecho, los países de la OCDE tienen los costos más altos para el incremento de su producción y son también los que presentan las tasas de declinación más altas.

En la región de Norteamérica los costos por el aumento de capacidad adicional de producción son actualmente de los más elevados, ubicándose en 20,000 USD/bbl adicional. Estos altos costos permitirán que otro tipo de tecnologías como los esquistos bituminosos en Canadá y los biocombustibles en EUA puedan introducirse en el mercado.

Europa se mantendrá como la región con los costos más elevados como consecuencia de la madurez de sus cuencas. Por esta misma razón se prevé que esta región posea las más altas tasas de declinación.

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2005-2010 2010-2015 2015-2020 2020-2025 2025-2030

OCDE OPEP Economías en transición Países en desarrollo sin OPEP

Gráfica 15Crecimiento en la oferta de crudo por región, 2005-2030




41

Cuadro 8Oferta de petróleo por región, 2006-2030


Región 2005 2010 2015 2020 2025 2030tmca

2005-2030

Total mundial �3.3 ��.7 �6.5 103.5 110.4 117.6 1.4

Norteamérica 13.8 15.1 15.5 15.8 16.0 15.9 0.6

Europa Occidental 5.8 5.0 4.3 3.9 3.5 3.2 -2.4

OCDE Pacífico 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 1.2

OCDE 20.5 20.� 20.6 20.5 20.3 1�.� -0.1

América Latina 4.3 5.0 5.6 6.2 6.6 6.6 1.7

Medio Oriente sin OPEP y África 4.4 5.0 5.1 5.3 5.1 5.0 0.5

Asia 2.6 2.9 2.8 2.5 2.3 2.1 -0.9

China 3.6 4.2 4.5 4.8 5.0 5.3 1.6

Países en desarrollo s/OPEP 14.� 17.0 17.� 1�.7 1�.0 1�.1 1.0

Rusia 9.4 10.3 11.0 11.2 11.2 11.2 0.7

Ex Unión Soviética 2.1 3.5 4.1 4.5 4.9 5.2 3.7

Otros países de Europa 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 -2.7

Economías en transición 11.7 14.0 15.3 15.� 16.2 16.6 1.4

Ganancias en procesos 1.9 2.2 2.4 2.8 3.0 3.2 2.1

No-OPEP 49.0 54.1 56.3 57.8 58.5 58.8 0.7

de los cuales no convencionales 2.2 4.1 5.8 7.4 8.9 10.2 6.3

Crudo OPEP 31.1 30.2 33.� 3�.2 43.5 4�.3 1.�

LGN/no convencionales OPEP 4.1 5.7 6.8 7.8 8.8 9.8 3.5


Este panorama indica que el petróleo de Medio Oriente y de África del Norte (Irán, Irak, Kuwait, Katar, Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Argelia, Egipto y Libia) será crítico para satisfacer la creciente demanda mundial de energía. La mayor parte de las reservas remanentes de petróleo que se encuentran en esa región, están relativamente subexplotadas y son suficientes para satisfacer la demanda mundial para al menos los próximos 25 años.

CapítuloMarco regulatorio de la industria del petróleo

Este capítulo describe el marco regulatorio de la industria petrolera, particularmente en aquellas actividades relativas a la exploración y explotación del petróleo, y aborda tanto los aspectos constitucionales como la regulación sustantiva y las principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos.

2. 1 Marco regulatorio básico de la industria petrolera

Los principios fundamentales que rigen a la industria petrolera en México se encuentran en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. De estos se derivan las leyes secundarias, reglamentos, directivas y Normas Oficiales Mexicanas que establecen la regulación a que deben sujetarse las actividades de exploración y explotación del petróleo y demás hidrocarburos, que se encuentran en yacimientos dentro del territorio nacional (véase figura 2).

2.1.1 Marco constitucional del subsector petrolero

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

De acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 25, en sus dos primeros párrafos “corresponde al Estado la rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable que fortalezca la Soberanía de la nación y su régimen democrático en el marco de libertades que otorga esta Constitución.”

“El Estado planeará, conducirá, coordinará y orientará la actividad económica nacional, y llevará al cabo la

dos


44

regulación y fomento de las actividades que demande el interés general...”

Asimismo, establece áreas estratégicas que el sector público tendrá a su cargo, “...manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos que en su caso se establezcan.”

Conforme al párrafo cuarto del Artículo 27, “Corresponde a la nación el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de los terrenos, tales como...el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos...”.

A su vez, el párrafo sexto del Artículo 27 Constitucional dispone que “Tratándose del petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos, ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado y la nación llevará a cabo la explotación de esos productos, en los términos que señale la Ley Reglamentaria respectiva”.

El Artículo 28, párrafo cuarto, precisa que “No constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las siguientes áreas estratégicas: ...petróleo y los demás hidrocarburos; petroquímica básica...”.

Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

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

Decretos y acuerdos

Reglamento de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos

Normas Oficiales Mexicanas

Reglamento de Trabajos Petroleros

Constitución Política de los Estados Unidos MexicanosArt. 25, 27 y 28

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

Tratados y convenios Internacionales

Figura 2Marco regulatorio de la industria petrolera

Fuente: Sener.


45

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

2.1.2 Tratados y Convenios Internacionales

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

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

Decreto promulgatorio del Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, firmado en Kyoto, el once de diciembre de mil novecientos noventa y siete (DOF 24 de noviembre de 2000).

Tratado entre el Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos de América sobre la Delimitación de la Plataforma Continental en el Golfo de México, más allá de las 200 millas náuticas (Decreto promulgatorio, DOF 22 de marzo de 2001)2.

•

•

•

2.1.3 Marco legal del subsector de hidrocarburos

La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional, en el Ramo del Petróleo, considera los siguientes aspectos esenciales:

Corresponde a la nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional –incluida la plataforma continental- en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él.

Sólo la nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de hidrocarburos que constituyen la industria petrolera, misma que abarca:

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

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

•

•

1 El Tratado de Libre Comercio de América del Norte dispone, en el Anexo 602.3 Reservas y disposiciones especiales, que el Estado mexicano se reserva para sí mismo, incluyendo la inversión y la prestación de servicios, las siguientes actividades estratégicas: a. exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural; refinación o procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y producción de gas artificial, petroquímicos básicos y sus insumos y ductos; b. comercio exterior; transporte, almacenamiento y distribución, hasta e incluyendo la venta de primera mano de los siguientes bienes: i. petróleo crudo; ii. gas natural y artificial; iii. bienes cubiertos por este capítulo, obtenidos de la refinación o del procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y iv. petroquímicos básicos.2 En el Artículo IV del Tratado se estipula que, en virtud de la posible existencia de yacimientos de petróleo o gas natural en la zona, las partes tendrán un periodo de 10 años, a partir de la entrada en vigor del Tratado, para llevar a cabo estudios geológicos y geofísicos que ayuden a determinar la posible presencia y distribución de los yacimientos transfronterizos, sin que se lleve a cabo la explotación de los recursos petrolíferos.


46

Se exceptúa del párrafo anterior, el gas asociado a los yacimientos de carbón mineral y la Ley Minera regulará su recuperación y aprovechamiento3.

La nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades, por conducto de Petróleos Mexicanos (en lo sucesivo Pemex) y sus Organismos Subsidiarios.

La industria petrolera es de utilidad pública, preferente sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del subsuelo de los terrenos, incluso sobre la tenencia de los ejidos o comunidades, y procederá la ocupación provisional, la definitiva o la expropiación de los mismos, mediante la indemnización legal, en todos los casos en que lo requieran la nación o su industria petrolera.

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

Conforme a lo establecido en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, su Reglamento y el Reglamento de Trabajos Petroleros, con relación a la industria petrolera, la Secretaría de Energía cuenta principalmente con las atribuciones siguientes:

Asigna a Pemex los terrenos que esta institución le solicite o que el Ejecutivo Federal considere conveniente asignarle para fines de exploración y explotación petroleras, considerando que cada asignación se referirá a una superficie continua que no exceda de 100,000 hectáreas, con una vigencia de 30 años. Cabe señalar que se entiende por “asignación de terrenos”, el acto por el cual el Estado, por conducto de la Secretaría de Energía otorga a Pemex autorización para explorar y explotar el subsuelo petrolero de determinados terrenos.

•

•

•

Otorga a Pemex el permiso necesario para que este organismo lleve a cabo el reconocimiento y exploración superficial de los terrenos para investigar sus posibilidades petrolíferas y ejerce la vigilancia de los trabajos petroleros mediante inspecciones ordinarias anuales o inspecciones extraordinarias, que ordena cuando lo juzgue conveniente o lo solicite Pemex.

Otorga también a Pemex el permiso previo para la ejecución y funcionamiento de cualquier trabajo u obra relacionada con la industria petrolera y vigila e inspecciona, rutinariamente, las obras e instalaciones autorizadas a este organismo, tanto en la ejecución de los trabajos, como durante el funcionamiento y operación de los mismos, distintos de los mencionados en el inciso anterior.

Emite la declaratoria de ocupación temporal o la expropiación de terrenos, según proceda.

Tiene a su cargo el Registro Petrolero, cuyos fines son de control, autenticidad, estadística e información de los actos que en el mismo estén inscritos.

Preside, por conducto del Secretario del Ramo, el Consejo de Administración de Pemex, teniendo éste voto de calidad.

•

•

•

•

•

3 Esta reforma tiene el propósito de hacer una distinción entre la actividad petrolera y la extracción y explotación del gas grisú obtenido de la actividad minera. Publicada en el DOF del 26 de junio de 2006.


47

2.1.5 Régimen jurídico de Pemex

Como parte de la estructura organizacional del sector energético se publicó, en el DOF del 16 de julio de 1992, la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, basada en los principios constitucionales que le otorgan facultades únicamente al Estado para desarrollar actividades en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, precisando que dichas actividades se desarrollan a través de esa paraestatal y de sus organismos subsidiarios. Asimismo, cabe considerar el contenido del Reglamento de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos, publicado en el DOF del 25 de agosto de 1959.

Estos ordenamientos señalan, en términos generales, lo siguiente:

El Estado realizará las actividades que le corresponden en exclusiva en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, por conducto de Pemex y de los organismos descentralizados subsidiarios.

•

Pemex es un organismo descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propios, que tiene por objeto ejercer la conducción central y la dirección estratégica de todas las actividades que abarca la industria petrolera nacional.

Se crean cuatro organismos descentralizados de Pemex, de carácter técnico, industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propios, mismos que tendrán los objetivos que se señalan en la figura de abajo:

Las actividades estratégicas de Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación y Pemex-Gas y Petroquímica Básica solamente podrán ser realizadas por estos organismos.

Pemex será dirigido y administrado por un Consejo de Administración, que será el órgano superior de gobierno de la industria petrolera, sin perjuicio de la autonomía de gestión de los organismos, quedando reservadas a dicho órgano de gobierno las facultades que requiera la conducción central y la dirección estratégica de todas las actividades que abarca la industria petrolera.

•

•

•

•

Pemex-Exploracióny Producción

Pemex-Refinación

Pemex-Gasy Petroquímica Básica

Pemex-Petroquímica

• exploración y explotación del petróleo y el gas natural; • su transporte, almacenamiento en terminales y comercialización;

• procesos industriales de la refinación; • elaboración de productos petrolíferos y de derivados del petróleo que sean susceptibles de servir como materia prima industrial básica; • almacenamiento; transporte, distribución y comercialización de los productos y derivados mencionados;

• procesamiento del gas natural, líquidos del gas natural y el gas artificial; • almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de estos hidrocarburos,• así como de derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; y

• Procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte de la industria petroquímica básica, • así como su almacenamiento, distribución y comercialización.


4�

El Consejo de Administración se compondrá por 11 miembros, de los cuales seis serán representantes del Estado, designados por el Ejecutivo Federal4 y cinco representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana. El Consejo será presidido por el Secretario de Energía, por ser el titular de la coordinadora de sector al que pertenece Pemex, quien tendrá voto de calidad.

El Consejo de Administración de Pemex cuenta, entre otras, con las atribuciones consistentes en conocer y, en su caso, aprobar los programas anuales de trabajo, de operación y de inversiones y los presupuestos anuales de ingresos y egresos y sus modificaciones.

El Director General de Pemex será nombrado por el Ejecutivo Federal.

Son facultades y obligaciones del Director General de Pemex, entre otras, la consistente en incluir en los programas anuales de trabajo, de operación y de inversiones, con la expresión de la cantidad máxima por destinar en su caso a las actividades correspondientes, los puntos siguientes:

a) análisis de la demanda de productos y de las perspectivas para el consumo interior del país y para el mercado de exportación con las previsiones correspondientes al año, que determinen la producción necesaria de crudos y gas y la capacidad a que deben sostenerse los transportes, refinerías, plantas de petroquímica y servicios de distribución y,

b) desarrollo de los trabajos de conservación de campos y mejoramiento de los métodos de producción, así como de los trabajos de perforación requeridos para mantener la producción dentro de un margen de seguridad razonable, teniendo en cuenta el nivel de la explotación y las perspectivas sobre consumo interior y sobre exportaciones.

•

•

•

•

Cada uno de los organismos subsidiarios será dirigido y administrado por un Consejo de Administración y por un Director General nombrado por el Ejecutivo Federal. Dicho Consejo estará integrado por ocho miembros y sus respectivos suplentes, de los cuales los titulares serán cuatro representantes del Gobierno Federal designados por el Ejecutivo Federal; tres Directores Generales de los otros organismos públicos descentralizados subsidiarios y el Director General de Pemex, quien lo presidirá.

Por último, debe señalarse que en Pemex y en sus organismos subsidiarios existe una normatividad interna compuesta por diversos criterios, manuales, normas, políticas, bases y lineamientos, que sientan las bases sobre asuntos tales como seguridad industrial, manejo de información, administración de riesgos, adquisiciones, contabilidad, finanzas, entre otros.

2.1.6 Normas de Referencia

Con fundamento en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, Pemex y sus organismos subsidiarios deben constituir comités de normalización para la elaboración de las normas de referencia, conforme a las cuales adquieran, arrienden o contraten bienes o servicios, cuando las normas mexicanas o internacionales no cubran los requerimientos de las mismas, o bien las especificaciones contenidas en dichas normas se consideren inaplicables u obsoletas, así como Especificaciones Técnicas, en caso de no estar elaboradas las respectivas Normas de Referencia.

De acuerdo a lo anterior, los responsables de elaborar las bases de licitacaiones públicas deberán incluir en la parte correspondiente de las mismas, un párrafo estipulando las normas aplicables a la misma. En el anexo 1A se muestran aquellas normas de referencia importantes que están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración y Producción.

•

4 La ley prevé que uno de los seis representantes del Estado, en el Consejo de Administración de Pemex, deberá ser el Secretario de Medio Ambiente y Recurso Naturales. El artículo 9° de la Ley Federal de Entidades Paraestatales establece que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público tendrá representantes en los órganos de gobierno.


4�

Estas normas tienen por objeto especificar los materiales de construcción de instalaciones asociadas a las actividades de exploración y producción, instrumentos, sistemas de protección, manejo de residuos, sistemas de tratamiento de aguas residuales, entre otras, de acuerdo al programa de trabajo correspondiente.

De acuerdo a lo anterior, los responsables de elaborar las bases de licitaciones públicas deberán incluir en la parte correspondiente de las mismas, un párrafo estipulando las normas aplicables a la misma. En el Anexo 1A se muestran aquellas Normas de Referencia importantes que están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración y Producción

2.1.7 Normas ecológicas

A la actividad de exploración, explotación, proceso, transporte y distribución del petróleo, le son aplicables los ordenamientos jurídicos en materia ambiental, expedidos en los tres niveles de gobierno, toda vez que la ecología es una materia concurrente.

Disposiciones en materia ecológica

Normas Oficiales Mexicanas, en materia ambiental (ver Anexo 1.B)

Acuerdos o Convenios de Coordinación o Concertación

Norma Mexicana NMX- L-169-SCFI-2004.- establece los requisitos mínimos para aislar adecuadamente, definitiva o temporalmente, las formaciones atravesadas en la perforación, terminación y mantenimiento de pozos)

•

•

•

2.2 Obligaciones fiscales de Pemex

Por lo que respecta a las obligaciones fiscales de Pemex, se encuentran establecidas en los preceptos jurídicos siguientes:

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

b) Ley Federal de Derechos;

c) Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria;

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

a) Ley de Ingresos de la Federación

La Ley Federal de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2007, obliga a Pemex y sus organismos subsidiarios al pago de contribuciones y sus accesorios, de productos y de aprovechamientos, excepto el impuesto sobre la renta.

Igualmente, se establece que cuando la determinación de la tasa aplicable, de acuerdo con el procedimiento que establece el artículo 2-A de la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios, resulte negativa, Pemex y sus organismos subsidiarios, podrán disminuir el monto que resulte de dicha tasa negativa, del impuesto especial sobre producción y servicios a su cargo o del impuesto al valor agregado, si el primero no fuera suficiente. En caso de que el primero y el segundo no fueran suficientes, se podrá acreditar contra el derecho ordinario sobre hidrocarburos, que establece el artículo 254 de la Ley Federal de Derechos.

A su vez, se prevé que Pemex y sus organismos subsidiarios determinarán, individualmente, los impuestos a la importación y las demás contribuciones que se causen con motivo de las importaciones que realicen, debiendo pagarlas, ante la Tesorería de la Federación, a más tardar el último día hábil del mes posterior a aquel en que se efectúe la importación.


50

Por último, cabe destacar que Pemex descontará de su facturación a las estaciones de servicio, por concepto de mermas, 0.74% del valor total de las enajenaciones de gasolina que realice a dichas estaciones de servicio. El monto de ingresos que deje de percibir Pemex por este concepto, podrá ser disminuido de los pagos mensuales que del impuesto especial sobre producción y servicios debe efectuar dicho organismo en los términos del artículo 2o.-A de la Ley del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios.

b) Ley Federal de Derechos

En el Capítulo XII, referente a hidrocarburos, de la Ley Federal de Derechos, se establecen las obligaciones que le corresponden a Pemex Exploración y Producción (PEP), mismas que se especifican en el cuadro siguiente:

Pago de derechos de PEP Concepto

Derecho Ordinario sobre Hidrocarburos

PEP ”... estará obligado al pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos, aplicando la tasa de 71.5% a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año y las deducciones permitidas en...” este precepto6.

Pago anual del derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía

PEP ”... estará obligado al pago anual del derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía, aplicando la tasa del 0.65 % al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año”7.

Pago anual del derecho para la fiscalización petrolera

Aplicando la tasa de 0.003 por ciento al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año.A cuenta de este derecho se harán pagos provisionales trimestrales y se calculará aplicando al valor del petróleo crudo y gas natural extraídos desde el inicio del ejercicio y hasta el último día del trimestre al que corresponda el pago, la tasa de 0.003 por ciento.

Pago anual del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización

Cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado exceda de 22.00 dólares de los Estados Unidos de América.

Pago anual del derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo crudo

Cuando en el mercado internacional el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exceda del precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1° de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, el derecho se calculará aplicando la tasa de 13.1% sobre el valor que resulte de multiplicar la diferencia que exista entre el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano y el precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, por el volumen total de exportación acumulado de petróleo crudo mexicano en el mismo ejercicio.


51

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, previa aprobación de la Secretaría de Energía, a más tardar el 30 de junio de 2008 deberá remitir a las Cámaras del Congreso de la Unión el programa a que se refiere el presente artículo.

Pemex reportará al Congreso, vía Sener, infomación trimestral sobre los avances y los resultados de la aplicación de dicho programa.

Por otro lado, con el objeto de aumentar la transparencia en el sector, la Sener publicará en medios electrónicos, semestralmente, un conjunto de indicadores de operación y financieros de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, incorporando información comparable de otras petroleras a nivel internacional.

c) La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria prevé que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (en lo sucesivo SHCP), podrá autorizar erogaciones adicionales a las aprobadas en el Presupuesto de Egresos con cargo a los excedentes que, en su caso, resulten de los ingresos autorizados en la Ley de Ingresos de la Federación o de excedentes propios de las entidades. Dichos excedentes se destinarán de la siguiente manera:

Es importante mencionar que a la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos se le aplicará la tasa de 85.31% y que el monto que resulte de esta operación se considerará como recaudación federal participable. Asimismo, 31.7% de la recaudación obtenida por el derecho ordinario antes citado, se multiplicará por el factor de 0.0148; el monto que resulte de esta operación se destinará a los municipios colindantes con la frontera o litorales por los que se realice, materialmente, la salida de los hidrocarburos del país.

Este ordenamiento también prevé que en el marco de una política energética de largo plazo, y a propuesta del Ejecutivo Federal, el Congreso de la Unión aprobará cada año, en la Ley de Ingresos, la estimación de las plataformas máximas de extracción y de exportación de hidrocarburos.

Cabe mencionar que el artículo noveno transitorio del Decreto que reforma la Ley Federal de Derechos, establece que “durante el periodo comprendido del 1 de enero de 2008 al 31 de diciembre de 2012, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, previa aprobación de la Secretaría de Energía, llevarán a cabo un programa para incrementar su eficiencia operativa. La Secretaría de Energía diseñará indicadores cuantificables, objetivos y verificables y establecerá, con base en estándares internacionales, las metas asociados a estos para la evaluación del programa”.

Pago anual de un derecho único de hidrocarburos

Es aplicado por el valor de la extracción de petróleo y gas natural de los campos abandonados y en proceso de abandono8.

6 Este porcentaje tiene aplicación a partir del 1 de enero de 2008, de acuerdo al Artículo Primero Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el DOF del 1 de octubre de 2007.7 A partir del 1 de enero de 2008 y hasta 2011 se aplicará una tasa diferenciada para cada año.En 2008 la tasa anual será de 0.15%, cuya recaudación se distribuirá en 53% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Hidrocarburos; 2% al fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Hidrocarburos para la formación de recursos humanos, 35% al Fondo de Investigación Científica y Desarrollo Tecnológico del instituto Mexicano del Petróleo y 10% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Sustentabilidad Energética. 8 Para calcular el pago anual de este derecho se aplicará el por ciento que corresponda según, el rango en que se ubique el precio promedio ponderado anual de barril de petróleo crudo mexicano exportado, al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año de los campos abandonados y en proceso de abandono, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe PEP. Ver tabla del artículo séptimo transitorio del “Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, en materia de hidrocarburos y se derogan y reforman diversas disposiciones del Decreto que reforma diversas disposiciones del Título Segundo, Capítulo XII, de la Ley Federal de Derechos, publicado el 21 de diciembre de 2005”, publicado en el D. O. F. del 1 de octubre de 2007.


52

d) Presupuesto de Egresos de la Federación

El Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2007 señala que Pemex, en el ejercicio de su presupuesto consolidado, se sujetará a las metas de balance de operación, primario y financiero que comprometa ante la SHCP. Asimismo, prevé que Pemex podrá realizar erogaciones adicionales, en el caso de que los ingresos petroleros excedan los proyectados en el artículo 1, fracción VII, numeral 1, inciso A, de la Ley de Ingresos de la Federación, en los términos del artículo 19 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

Las medidas de compensación a que se refieren las fracciones I y II del artículo 6 del Presupuesto de Egresos de referencia, deberán realizarse con la autorización de la SHCP para efectos de la situación de las finanzas públicas, observando las metas de balance de operación, primario y financiero de Pemex.

Pemex está obligado a informar a la SHCP, del comportamiento mensual de los balances de operación, primario y financiero, dentro de los 25 días hábiles siguientes a la terminación del mes.

Asimismo, para fines del cumplimiento de los balances de operación, primario y financiero, trimestrales y anuales, Pemex, con la aprobación de su órgano de gobierno, deberá:

a) Informar mensualmente a la SHCP los ingresos netos obtenidos en su flujo de presupuesto;

b) Realizar el registro de las adecuaciones presupuestarias externas en forma consolidada. Las adecuaciones externas de los organismos subsidiarios y empresas filiales, deberán ser solicitadas a la SHCP conforme a las disposiciones establecidas; y,

c) Establecer sus propias medidas de racionalidad, austeridad y disciplina presupuestaria, así como otras medidas equivalentes cuando menos a las señaladas en el artículo 15 del Presupuesto de Egresos de referencia y conforme a lo establecido en el artículo 61 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

Por lo que respecta a los ingresos que resulten del Derecho para la fiscalización petrolera se destinarán, sin requerir autorización de la SHCP, a la Auditoría Superior de la Federación, a través del ramo correspondiente

Destino de ingresos excedentes Monto de reserva Porcentaje

Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas

Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 1.875 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio.

25%

Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos


25%

Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros


40%

Programas y proyectos de inversión en infraestructura y equipamiento de las entidades federativas

Conforme a la estrctura porcentual que se derive de la distribución del Fondo General de Participaciones reportado en la Cuenta Pública más reciente

10%


53

y se aplicarán para fiscalizar el Fondo de Aportaciones para el Fortalecimiento de las Entidades Federativas, así como el programa multianual de racionalización de costos en servicios personales y operativos de Pemex y el ejercicio de sus programas prioritarios.

Finalmente, se establece que Pemex deberá presentar a la Cámara de Diputados, a más tardar el 30 de abril de 2007, una evaluación con respecto a un programa de inversión de la ampliación o construcción de refinerías. Esta evaluación contendrá cuando menos: la viabilidad del programa cuantificando el impacto y beneficio en la política energética nacional; el desarrollo de Pemex; la repercusión en la economía del país y en los precios de combustibles; volúmenes involucrados; mercado y distribución de los productos; los diferenciales estimados de crudos ligeros y pesados, así como la infraestructura necesaria para su óptimo desempeño.

Capítulo

El presente capítulo tiene como objetivo analizar la evolución del mercado nacional de petróleo crudo de 1996-2006 considerando tanto la oferta como la demanda.

La primera parte, muestra el comportamiento histórico de las reservas de hidrocarburos para las distintas categorías de reservas (probadas, probables, posibles, 2P y 3P), a nivel nacional y regional. Asimismo, se muestra la evolución de la producción en estos años a nivel país y región.

La segunda parte describe la evolución de la inversión en la industria, especificamente en actividades de exploración y producción de petróleo crudo. Estas inversiones se muestran a precios corrientes y constantes para el periodo 1996-2006.

Finalmente, se realiza el análisis del destino del crudo mexicano, tanto a proceso como el exportado, señalando las principales regiones que captan dichas exportaciones, así como su destino por país.

3.1 Evolución de las reservas de petróleo crudo, 1998-2007

Pemex Exploración y Producción (PEP) actualiza de manera anual sus reservas de hidrocarburos conforme a definiciones empleadas internacionalmente y aceptadas por la comunidad financiera. Buscando estandarizar el proceso de estimación y clasificación de reservas, desde 1996 la evaluación de reservas probadas, probables y posibles se realiza conforme a definiciones internacionales emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y por el World Petroleum Council (WPC), todos ellos

Mercado nacional de petróleo crudo 1996-2006 tres


56

organismos técnicos donde México participa. A partir de 2002, para las reservas probadas se emplean las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país.

Desde 1996, PEP inició la certificación de reservas de los campos del país a través de compañías reconocidas internacionalmente. En 2004, el Consejo de Administración de Pemex Exploración y Producción determinó certificar las reservas con compañías consultoras externas con una periodicidad anual.

3.1.1 Reservas totales

De las reservas totales de hidrocarburos ó 3P (la suma de reservas probadas más probables más posibles), registradas al primero de enero de 2007, 70.3% corresponden a reservas de aceite; 20.1% a reservas de gas seco, 7.5% a los líquidos de planta y 2.1% de condensados.

Cuadro 9Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos 1998-20071

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 tmca

Total 56,504.� 57,741.2 5�,204.1 56,154.0 52,�51.0 50,032.2 4�,041.0 46,�14.1 46,417.5 45,376.3 -2.4

Aceite 39,840.5 41,064.0 41,495.3 39,917.9 38,286.1 36,265.9 34,388.9 33,312.2 33,093.0 31,908.8 -2.4

Condensados 1,194.0 1,230.1 1,198.7 1,194.5 1,136.7 884.2 791.7 835.3 863.0 941.2 -2.6

Líquidos de planta

4,771.8 4,644.6 4,837.6 4,379.3 3,790.0 3,499.8 3,437.4 3,412.6 3,479.4 3,417.5 -3.6

Gas seco equivalente

10,698.4 10,802.5 10,672.5 10,662.3 9,738.2 9,382.4 9,423.0 9,354.0 8,982.2 9,108.9 -1.8

1 Cifras al primero de enero de cada año.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.

A lo largo del periodo 1998-2007, las reservas totales de hidrocarburos en el país se redujeron en 11,128.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), cifra que significó una disminución de 19.7% respecto al volumen de estas reservas en 1998 originada, principalmente, por efecto de la producción de hidrocarburos.

Las reservas totales de aceite también han mostrado un decremento en el periodo de estudio, disminuyendo en 7,931.7 millones de barriles (mmb) su volumen respecto a 1998. Del total de reservas de aceite al primero de enero de 2007, 34.6% corresponden a reservas probadas, 34.6% a probables; y 30.8% a posibles.


57

En cuanto a la composición de las reservas totales de aceite, la mayor parte de éstas corresponden a crudo pesado, cuyo volumen asciende a 17,710.4 mmb; seguido de aceite ligero con 11,317.7 mmb y superligero con 2,880.6 mmb.

3.1.2 Reservas probadas

Las reservas probadas o reservas 1P, se definen como las cantidades de hidrocarburos (aceite crudo, gas natural y líquidos de gas natural) que, mediante datos geológicos y de ingeniería se estima, con un grado razonable de certidumbre, serán recuperadas en años venideros de yacimientos conocidos bajo condiciones económicas y de operación existentes en una fecha específica.

Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos registrado en el país al primero de enero de 2007, 71.2% corresponden a reservas de aceite, 17.2% a gas seco, 7.7% a líquidos de planta y 3.9% a condensados.

11,047.6

11,033.9 22,081.5

9,827.3 31,908.8

Reservas 2PReservas 1Po probadas

Reservas probables

Reservasposibles

Reservas 3Po totales

Gráfica 16Reservas totales de aceite en México al primero de enero de 2007

(millones de barriles)

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.

Superligero9.0%

Pesado55.5%

Ligero35.5%

Gráfica 17Participación porcentual de las reservas totales por tipo de crudo al primero de enero de 2007




5�

La mayor parte de las reservas probadas de aceite corresponden al crudo pesado, cuyo volumen representa 63.4%; seguido del crudo ligero con 30.8%; y por último el superligero con un volumen equivalente a 5.8%.

Cuadro 10Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos 1998-20071

(millones de barriles de crudo equivalente)

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca2

2003-2007

Total 35,1�6.� 34,17�.5 34,103.� 32,614.4 30,�37.5 20,077.3 1�,��5.2 17,64�.� 16,46�.6 15,514.2 -6.2

Aceite 25,199.7 24,700.1 24,631.3 23,660.4 22,419.0 15,123.6 14,119.6 12,882.2 11,813.8 11,047.6 -7.6

Condensados 899.7 796.5 752.4 723.9 695.0 550.5 476.9 518.7 537.9 608.3 2.5

Líquidos de planta

3,071.5 2,902.4 2,876.2 2,556.5 2,310.9 1,521.9 1,443.3 1,401.8 1,318.8 1,193.5 -5.9


6,026.0 5,780.5 5,843.8 5,673.5 5,412.6 2,881.3 2,855.4 2,847.1 2,799.0 2,664.8 -1.9

1 Cifras al primero de enero de cada año.2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento anual desde 2003.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.

Gráfica 18Composición de las reservas probadas por tipo de crudo, 1998-2007


Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, varios años, Pemex Exploración y Producción.

12,985.9 12,550.3 13,946.8 13,232.6 12,412.9 9,809.3 9,086.5 8,198.3 7,557.4 7,009.3

8,088.0 8,080.78,104.0

7,896.97,672.6

4,462.94,215.2

3,839.33,550.4

3,402.9

4,125.7 4,069.12,580.4

2,530.82,333.5

851.4817.9

844.6706.0

635.3

11,047.611,813.8

12,882.214,119.6

25,199.7 24,700.1 24,631.323,660.4

22,419.0

15,123.6

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Ligero Superligero

tmca 2003-2007

-7.6%

Pesado


5�

La disminución en el volumen de las reservas probadas entre 2002 y 2003, se debe a que, en 2002, Pemex adoptó los criterios de la SEC para la definición de reservas probadas. Esto ocasionó una reclasificación de reservas probadas en reservas probables y posibles, sin que se afectara el volumen total de reservas (3P).

Tomando como referencia 2003, año en el que se aplica la nueva definición de reservas probadas, se observa que las reservas de aceite han disminuido su volumen en 4,076.0 mmb entre 2003 y 2007.

En lo referente al comportamiento por calidad de aceite, la mayor reducción en el periodo 2003-2007 se reflejó en el crudo pesado, cuyo volumen disminuyó 8.1% en promedio anual, es decir, se redujo 2,800.0 mmb. Esta disminución se explica por la mayor producción de este crudo a nivel nacional.

En el mismo periodo, el crudo ligero redujo su volumen de reservas a una tasa promedio de 6.5% anual, disminuyendo 1,060.0 mmb respecto a 2003. El crudo superligero también decreció a una tasa de 7.1% en promedio anual en esos años, reduciendo en 216.1 mmb el volumen de sus reservas en 2003.

Cuadro 11Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos, 1998-20071

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca2

2003-2007

Total 10,60�.4 12,104.5 12,140.� 12,1�6.2 11,�62.5 16,�65.0 16,005.1 15,�36.1 15,7��.5 15,257.4 -2.6

Aceite 7,576.6 8,885.1 9,035.0 8,982.3 8,930.4 12,531.1 11,814.1 11,621.2 11,644.1 11,033.9 -3.1

Condensados 154.4 231.0 206.8 220.1 221.6 173.7 157.9 168.9 166.6 159.0 -2.2

Líquidos de planta

817.3 824.7 866.4 834.6 726.8 1,018.2 959.4 980.2 1,046.5 1,071.0 1.3


2,060.0 2,163.7 2,032.7 2,159.3 1,983.7 3,241.9 3,073.7 3,065.8 2,931.4 2,993.6 -2.0


3.1.3 Reservas probables

Las reservas probables registradas al primero de enero de 2007, se encuentran conformadas por 72.3% de aceite, 19.6% de gas seco, 7.0% de líquidos de planta y 1.1% de condensados.

En lo que respecta a la contribución a las reservas probables de aceite de acuerdo su calidad, la mayor aportación es de crudo pesado, cuyas reservas equivalen a 55.5% del total de estas reservas; el crudo ligero aporta 34.6% y el superligero 9.9%.

Al igual que en las reservas probadas, la variación que se da entre 2002 y 2003 se explica por la reclasificación de las reservas probadas a probables.

Entre 2003 y 2007, las reservas probables de aceite se redujeron 1,497.2 mmb; siendo el crudo ligero el que presenta el mayor decremento, reduciendo su volumen a una tasa promedio de 6.1% anual (1,083.3 mmbd menos respecto a 2003); el crudo superligero redujo su volumen de reservas en 261.0 mmb, promediando una tasa de decremento de 5.2% en el periodo. Finalmente, el crudo pesado es el que presenta la menor reducción en el volumen de reservas, 152.9 mmb menos respecto a 2003, lo que representa una tasa media de decremento de 0.6%.


60

3.1.4 Reservas posibles

Las reservas posibles se integran por 67.3% de aceite, 23.6% de gas seco, 7.9% de líquidos de planta y 1.2% de condensados.

3,238.1

5,014.3 5,484.2 5,425.2 5,431.26,280.4 5,875.1 5,725.1

6,774.96,127.5

3,068.3

2,642.12,805.8 2,847.1 2,872.7

4,899.14,621.6 4,477.1

3,891.73,815.8

1,270.3

1,228.7744.9 709.9 626.5

1,351.61,317.4 1,419.0 977.5

1,090.6

11,033.911,644.111,621.211,814.1

7,576.6

8,885.1 9,035.0 8,982.3 8,930.4

12,531.1

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Ligero SuperligeroPesado

Gráfica 19Composición de las reservas probables por tipo de crudo, 1998-2007



Cuadro 12Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos, 1998-20071

(millones de barriles de crudo equivalente)

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007tmca2

2003-2007

Total 10,6��.4 11,457.2 11,�5�.5 11,343.4 10,251.0 12,��0.0 13,140.7 13,42�.2 14,15�.4 14,604.7 3.0

Aceite 7,064.2 7,478.7 7,829.1 7,275.2 6,936.6 8,611.2 8,455.2 8,808.9 9,635.0 9,827.3 3.4

Condensados 139.9 202.7 239.5 250.5 220.2 159.9 156.9 147.7 158.5 173.9 2.1

Liquidos de planta

883.0 917.5 1,095.0 988.2 752.3 959.6 1,034.7 1,030.6 1,114.1 1,153.0 4.7


2,612.4 2,858.3 2,795.9 2,829.4 2,341.9 3,259.2 3,493.9 3,441.1 3,251.8 3,450.4 1.4



61

Considerando la aportación en el total de reservas posibles de aceite de cada tipo de crudo, se tiene que el crudo pesado es el que posee el mayor volumen de reservas, aportando 46.5% del total; seguido del crudo ligero con 41.7% y por último el superligero que aporta el restante 11.8%.

Al igual que en el caso de las reservas probables, el aumento de reservas posibles entre 2002 y 2003, se debe en gran medida a la reclasificación de reservas probadas a posibles.

Estas reservas presentan incrementos en su volumen de 1,216.1 mmb. Esta tendencia se encuentra asociada al aumento en las reservas posibles de crudo pesado, que incrementaron su volumen en 1,504.1 mmb en ese periodo (tmca de 10.5%), por lo que las reducciones en las reservas de los crudos ligero y superligero

Ligero SuperligeroPesado

2,573.6 2,261.83,028.5 2,776.7 2,757.9 3,069.5 3,074.1 3,449.9

4,454.3 4,573.6

2,908.8 3,545.5

3,696.83,424.0 3,249.3

4,274.9 4,095.84,155.8

4,081.1 4,099.01,581.8

1,671.4

1,103.71,074.5

929.4

1,266.9 1,285.31,203.2

1,099.5 1,154.7

9,827.39,635.0

8,808.98,455.2

7,064.27,478.7

7,829.17,275.2

6,936.6

8,611.2

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Gráfica 20Composición de las reservas posibles por tipo de crudo, 1998-2007



por 175.9 mmb y 112.2 mmb, respectivamente, no afectaron el incremento de reservas posibles del país.

3.1.5 Evolución de las reservas de petróleo crudo por región

La misión de PEP es maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus actividades principales son la exploración y explotación de petróleo y gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano. Estas actividades se realizan, cotidianamente, en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano: Región Marina Noreste, Región Marina Suroeste, Región Norte y Región Sur.


62

Cabe señalar que la tasa de restitución de las reservas 3P, por descubrimientos, fue de 59.7%. Y en el caso de las reservas probadas se logró una tasa de restitución de 41%.

3.1.5.1 Región Marina Noreste

Con 166,000 kilómetros cuadrados es la región de menor extensión entre las cuatro regiones en que se divide el país en función de la producción y exploración de hidrocarburos. Se encuentra localizada en el sureste de la República Mexicana en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Incluye parte de la plataforma continental y del talud del Golfo de México. Esta región administra dos Activos Integrales, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

3.1.5.1.1 Reservas

El volumen de reservas totales de aceite ó 3P que registró esta región al primero de enero de 2007, representa 39.2% de las reservas totales con las que cuenta el país,

posicionando a esta región como la segunda en cuanto a cantidad de reservas totales de aceite en territorio nacional después de la Región Norte.

La Región Marina Noreste contiene 59.1% del volumen total de reservas probadas de aceite en el país; debido a que en esta región se encuentra localizado el Activo Cantarell, que contiene un yacimiento supergigante, por lo que concentra 66.8% de estas reservas en la región.

El volumen de las reservas probables de aceite de la región al primero de enero de 2007 representó 31.2% del total nacional. Ku-Maloob-Zaap es el Activo que más aporta a este tipo de reservas con 64.5% del total de las reservas probables en la región.

La región concentra 25.8% del total de las reservas posibles en territorio nacional. El Activo Cantarell concentra 55% de estas reservas en la región mientras que el Activo Ku-Maloob-Zaap contribuye con 45% restante.

Mapa 1Localización de la Región Marina Noreste

Fuente: Sener con base en Pemex.


63

En cuanto a la composición de las reservas por calidad, el crudo pesado es el de mayor aportación para cualquiera de sus categorías. En el total de las reservas probadas de la región, la participación de crudo pesado es de 99.4%;

el 100% de participación en las reservas probables y 98.9% de las reservas posibles. De esta manera, del total de las reservas en la región o reservas 3P, el crudo pesado aporta el 99.5%.

Gráfica 21Reservas de aceite en la Región Marina Noreste al primero de enero de 2007



6,532.0

3,444.7 9,976.7

2,533.9 12,510.6


Reservas probables

Reservasposibles


Figura 3Región Marina Noreste

Reservas de crudo al 1 de enero de 2007


Volumen de reservas por tipo de crudo(millones de barriles)

Pesado Ligero

Reservas 3P 12,444.1 66.5

Reservas probadas 6,493.4 38.6

Reservas probables 3,444.7 0.0

Reservas posibles 2,506.0 27.9

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.

Porcentaje de participación por tipo de crudo en las reservas totales

Ligero0.5%

Pesado99.5%


64

En lo correspondiente a la composición de las reservas totales o 3P en los dos activos de la región considerando la calidad de aceite, se tiene que el Activo Ku-Maloob-Zaap posee el 100% de sus reservas totales de aceite pesado, mientras que en el Activo Cantarell predomina de igual manera el crudo pesado participando con 99.0%.

El Activo Ku-Maloob-Zaap alcanza 15 años para esta relación tomando como base las reservas probadas, 30 para las reservas 2P y 37 años considerando las 3P1.

3.1.5.2 Región Marina Suroeste

Esta región cubre una superficie de 352,390 km2 y se localiza en aguas marinas que abarcan la plataforma y el talud continental del Golfo de México. Se encuentra delimitada hacia el sur por los Estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, hacia el oriente por la Región Marina Noreste y hacia el norte y poniente por las aguas territoriales nacionales. La componen los Activos Integrales Abkatún-Pol-Chuc, Litoral de Tabasco y el Activo Regional de Exploración.

3.1.5.2.1 Reservas

El volumen de reservas totales de aceite contenido en esta región equivale a 9.1% del total nacional, convirtiéndola en la región con el menor volumen de reservas entre las cuatro regiones del país.

La región concentra 9.4% del total nacional de reservas probadas, volumen que la ubica en tercer lugar nacional para esta clasificación. El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contiene 571.8 mmb, que representan 55.1% de las reservas de este tipo contenidas en la región; mientras que el Activo Integral Litoral de Tabasco aporta 44.9% restante al contar con reservas por 466.2 mmb.

Las reservas probables de aceite en la Región Marina Suroeste equivalen a 6.7% del total nacional; elevando su participación hasta 11.4% para el caso de las reservas posibles. El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc aporta 35.9% de las reservas probables y 23.8% de las posibles; mientras que el Activo Integral Litoral de Tabasco contribuye con 64.1% y 76.2%, respectivamente.

6,909.2

5,534.9

66.5

0.0

Cantarell

Pesado Ligero

Ku-Maloob-Zaap

Gráfica 22Composición de las reservas totales por Activo

al primero de enero de 2007(millones de barriles)


3.1.5.1.2 Relación reserva-producción

Considerando una producción de 883.5 mmbpce por año en la región, la relación reserva-producción es de nueve años para las reservas probadas. Para el caso de las reservas 2P (probadas más probables) esta relación se eleva a 13 años y en las 3P es de 16 años.

El activo que posee la menor relación reserva probada-producción entre los dos activos de la región es Cantarell con siete años, elevándose a nueve años considerando las reservas 2P, y a 11 años para el caso de las 3P.

1 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, pp.73 y 74.


65

Mapa 2Localización de la Región Marina Suroeste


Gráfica 23Reservas de aceite en la Región Marina Suroeste al primero de enero de 2007




Reservas probables

Reservasposibles


1,038.0

744.2 1,782.2

1,118.8 2,900.9


66

En lo que respecta al volumen de las reservas de aceite de acuerdo a su calidad, en esta región predomina el crudo ligero para cualquiera de las clasificaciones de reservas. Dentro de las probadas, el crudo ligero participa con 72.3% del total, el superligero con 17.1% y el pesado con 10.6%.

En las reservas probables la participación de los crudos ligero y superligero se reduce, ubicándose en 55.1% en el caso del crudo ligero y en 16.0% para el superligero;

Figura 4Región Marina Suroeste




Pesado Ligero Superligero

Reservas 3P 650.2 1622.2 628.6

Reservas probadas 110.0 750.4 177.6

Reservas probables 215.2 409.9 119.1

Reservas posibles 325.0 461.9 331.9



Superligero21.7% Pesado

22.4%

Ligero55.9%

mientras que el crudo pesado aumenta su participación porcentual a 28.9%.

En las reservas posibles la contribución del crudo ligero disminuye hasta ubicarse en niveles de 41.3%, mientras que el pesado aumenta a 29.0% y el superligero a 29.7%. Con base en lo anterior, dentro de las reservas totales de esta región, la mayor participación la tiene el crudo ligero con 55.9%, mientras los crudos pesado y superligero aportan 22.4% y 21.7%, respectivamente.

La contribución de reservas 3P de la región de acuerdo a la calidad de crudo se concentra principalmente en el Activo Integral Litoral de Tabasco, que aporta 60.6% del total de reservas de crudo pesado en la región, 52.5% del crudo ligero y 87.6% del superligero. El Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc contribuyó con el volumen restante.


67


La Región Marina Suroeste tiene la menor relación reserva probada-producción del país, considerando una producción de 244.7 mmbpce al año, la relación sería siete años. Para el caso de las reservas 2P esta relación aumenta hasta 11 años y para las reservas 3P la relación asciende hasta 19 años.

La menor relación reserva-producción de la región se presenta en el Activo Integral Abkatún-Pol-Chuc para todas las categorías de reserva. Para el caso de las reservas probadas esta relación se ubica en cinco años, para reservas 2P en siete años y para reservas 3P es de nueve años. El Activo Integral Litoral de Tabasco tiene una relación de 10 años empleando las reservas probadas, de 19 años para el caso de las reservas 2P y de 38 años usando las reservas 3P2.

3.1.5.3 Región Norte

Con una extensión superior a los dos millones de kilómetros cuadrados, esta región es la más extensa del territorio nacional. Se localiza en la parte norte del país y se encuentra delimitada al norte por los Estados Unidos de América, al este con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al sur con el Río Tesechoacán y al oeste con el Océano Pacífico. Administra tres Activos Integrales en dónde se realizan actividades de desarrollo y explotación de los campos descubiertos, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz; también administra el Activo Regional de Exploración que concentra la actividad de incorporación de reservas y evaluación de potencial.

3.1.5.3.1 Reservas

Esta región posee el mayor volumen de reservas totales de aceite en todo el territorio nacional al contener 40.0% del total nacional.

Las reservas probadas representan 7.0% de las reservas 3P de la región y aportan 8.0% del total del volumen de reservas probadas en el país. El Activo Integral Poza Rica-Altamira concentra 99.0% las reservas de aceite en esta categoría.

Esta región concentra 55.3% de las reservas probables que contiene el país, lo que la convierte en la región con la mayor aportación a este tipo de reservas. Al igual que en el caso de las reservas probadas, el Activo Integral Poza Rica-Altamira es el de mayor aportación concentrando 99.9% de las reservas de la región.

El volumen de las reservas posibles existentes en la región representa 58.8% del total nacional de estas reservas y la mantiene como la región que más aporta a esta clasificación. El Activo Integral Poza Rica-Altamira aporta 99.4%, mientras que el volumen restante proviene de los Activos Integrales Veracruz y Burgos.

Pesado Ligero

256.4

393.8

770.9

77.7

550.9

851.3

Superligero

Litoral de Tabasco

Abkatún-Pol-Chuc

Gráfica 24Composición de las reservas totales por Activo en

la Región Marina Suroeste al primero de enero de 2007(millones de barriles)


2 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, pp.86.


6�

Mapa 3Localización de la Región Norte


Gráfica 25Reservas de aceite en la Región Norte al primero de enero de 2007



Activo Integral Burgos

Activo Integral

Activo Integral Veracruz

Altamira-Poza Rica


Reservas probables

Reservasposibles


888.9

6,099.7 6,988.6

5,780.8 12,769.4


6�

Con respecto a la aportación en las reservas, de acuerdo a la calidad de aceite, se observa que, en el caso de las reservas probadas, el crudo ligero posee la mayor participación con 57.8%. El crudo pesado se sitúa en el segundo lugar con 41.2%, mientras que el superligero contribuye con 1.0%.

En las reservas probables, el orden de contribución por tipo de crudo se mantiene, aún cuando la participación de los crudos ligero y pesado disminuye. El crudo ligero contribuye con 49.6%; el pesado con 38.3%, y el superligero aumenta su participación porcentual a 12.1%.

Para el caso de las reservas posibles, el crudo ligero se mantiene como el de mayor aportación con 59.1%, el crudo pesado con 27.7% y 13.2% de reservas de crudo superligero.

El orden de participación por tipo de crudo permanece en las reservas totales, no así su magnitud. Tanto el crudo ligero como el pesado reducen su contribución a 54.5% para el caso del crudo ligero y a 33.7% para el crudo pesado. El crudo superligero aumenta su volumen de reservas, lo que a su vez incrementa su participación a 11.8%.

Prácticamente la totalidad de las reservas de aceite se ubican en el Activo Integral Poza Rica-Altamira. En las reservas de crudo pesado, la participación de este Activo alcanza 98.9% y el volumen restante lo aporta el Activo Integral Veracruz. En el caso del crudo ligero, el Activo Poza Rica-Altamira contribuye con 99.9% y, al igual que en el caso del pesado, el resto lo aporta el Activo Integral Veracruz. Las reservas totales del crudo superligero se distribuyen en dos activos, el Integral Poza Rica-Altamira cuya aportación es de casi la totalidad del volumen de estas reservas con 99.8%, y el Activo Integral Burgos que aporta el volumen restante.

Figura 5Región Norte




Superligero11.8%

Pesado33.7%

Ligero 54.5%



Reservas 3P 4,303.4 6,954.6 1,511.4

Reservas probadas 366.1 513.6 9.1

Reservas probables 2,337.8 3,023.7 738.2

Reservas posibles 1,599.5 3,417.2 764.0



70


Como consecuencia de la baja producción de aceite, esta región posee la segunda mayor relación reserva probada-producción a nivel nacional con 10 años considerando una producción de 192.7 mmbpce por año. Para el caso de la reserva 2P y debido a los altos volúmenes de reservas probables, esta relación se eleva a 57 años. En el caso de las reservas totales o 3P esta relación alcanza 106 años, lo que sitúa a esta región con la más alta relación reserva total–producción en territorio nacional3.

3.1.5.4 Región Sur

La Región Sur se integra por los Estados de Chiapas, Tabasco, Campeche, Yucatán, Quintana Roo, así como

porciones de los Estados de Guerrero, Oaxaca y Veracruz. Se compone por cinco Activos Integrales: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna, además de un Activo Regional de Exploración.

3.1.5.4.1 Reservas

Las reservas totales de aceite de esta región concentran 11.7% de este tipo de reservas a nivel nacional, lo que la ubica en el tercer sitio en cuanto a su aportación.

Las reservas probadas en la Región Sur corresponden a 23.4% del total nacional y la posicionan como la segunda región con mayor volumen de estas reservas en el país. Dos activos concentran el mayor volumen de esta clasificación de reservas de aceite en la región, el Activo Integral Samaria–Luna con 50.7% y el Activo integral Bellota-Jujo que participa con 37.6%.

El volumen de reservas probables de aceite contenidas en la región representa 6.8% del total nacional de estas reservas. Al igual que en el caso de las probadas, los activos que concentran estas reservas son Samaria–Luna y Bellota-Jujo que en conjunto aportan 76.7% total de reservas probables en la región.

Las reservas posibles registradas en la Región Sur, al 1 de enero de 2007, aportan 4.0% al total nacional en esta clasificación de reservas. Los activos que más contribuyen a estas reservas son Samaria-Luna cuya participación alcanza 42.3% y Cinco Presidentes que aporta 25.4% del volumen de esta región.

El crudo ligero es el que presenta el mayor volumen de reservas de la Región Sur para todas las categorías de reservas. En el caso de reservas probadas, las de este tipo de crudo representan 81.1% del total en la región; las reservas de crudo superligero aportan 17.3%; y por último el crudo pesado con 1.5%.


al primero de enero de 2007 (millones de barriles)



4,257.2

46.2

1,509.1

0.00.0

0.7

6,953.9

2.2

0.0

Burgos

Veracruz

Poza Rica-Altamira

3 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, pp.96-97.


71

Mapa 4Localización de la Región Sur


Gráfica 27Reservas de aceite en la Región Sur al primero de enero de 2007




Reservas probables

Reservasposibles


2,588.7

745.3 3,334.0

393.9 3,727.9


72

Las reservas probables se componen de 51.3% de crudo ligero; 31.3% de crudo superligero y 17.4% de crudo pesado.

Para las reservas posibles, el crudo ligero aporta 48.7% del volumen de estas reservas. El crudo pesado aumenta su participación a 36.3%; mientras que las reservas del crudo superligero representan un 14.9%.

El Activo Integral Samaria-Luna es el que aporta la mayor cantidad de reservas para las diferentes calidades de crudo en la región. En el caso del crudo pesado, este activo concentra 85.0% de las reservas totales. El resto de estas reservas se encuentran en los Activos Integrales Bellota-Jujo, Muspac y Cinco Presidentes con una aportación de 9.5%, 4.6% y 0.9%, respectivamente.

En el caso de reservas totales de crudo ligero, el Activo Integral Samaria-Luna contribuye con 48.4% de la región, mientras que el restante se encuentra distribuido en los Activos Integrales Bellota-Jujo con 32.8%, Cinco Presidentes que concentra 11.3%, Muspac con 6.7% y por el Activo Macuspana con 0.8%.

Por último, el Activo Integral Samaria-Luna concentra 46% de las reservas totales de crudo superligero en la región, complementando el volumen total con la aportación de Bellota-Jujo, Muspac, Macuspana y Cinco Presidentes, que contribuyen con 31.3%, 10.7%, 8.5% y 3.6%, respectivamente del volumen total de las reservas de aceite de esta calidad.

Figura 6Región Sur





Reservas 3P 312.7 2,674.4 740.6

Reservas probadas 39.8 2,100.3 448.5

Reservas probables 129.8 382.2 233.3

Reservas posibles 143.1 191.9 58.8



Superligero19.9%

Pesado8.4%

Ligero71.7%


73


al primero de enero de 2007(millones de barriles)


14.4

266.0

179.2

1,294.9

26.3

78.9

340.3

2.7

0.0

29.7

878.2

20.7

301.5

232.0

63.1

Bellota-Jujo

Macuspana

Muspac

Samaria-Luna


CincoPresidentes

Con relación a la producción de petróleo crudo equivalente, extraida en 2006, la tasa de restitución de reservas 3P fue de 59.7%, representando un incremento respecto a 2005, cuando se ubicó en 59.2%.

En términos de la restitución de la reserva probada por adiciones, revisiones y desarrollo, se logró una tasa de restitución de 41%, como consecuencia de inversiones en desarrollo de campos que permitieron reclasificar la reserva probable en probada, y también por los nuevos descubrimientos.

4 Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, pp.107.


Considerando una plataforma de producción de 297.3 mmbpce por año, la Región Sur posee la relación reserva probada-producción más alta de entre las cuatro regiones, alcanzando 15 años. Las reservas 2P elevan esta relación hasta 19 años y para el caso de las reservas totales alcanza 21 años. De los activos que integran la región destacan los Activos Samaria-Luna que posee una relación reserva probada-producción de 18 años y Bellota-Jujo que alcanza 15 años para la misma relación4.

3.2 Producción nacional de petróleo crudo, 1996-2006

El promedio de producción obtenido a lo largo del periodo 1996–2006 fue de 3,137.8 mbd, con el máximo de producción en 2004 cuando llegó a 3,382.9 mbd. Por otro lado, la producción de petróleo crudo del país durante 2006 registró una disminución de 2.3% respecto a la obtenida en el año inmediato anterior, lo que equivale a una reducción de 77.7 mbd en la plataforma de producción. El volumen de producción alcanzado durante 2006 ubica a México en el cuarto lugar entre los países productores de crudo a nivel mundial.

El crudo pesado es el de mayor aportación a la producción nacional, situación vinculada al desarrollo del Activo Cantarell, cuya extracción principal es este tipo de crudo. La participación del crudo pesado representó el 68.9% de la producción total a nivel nacional en 2006.

El crudo pesado ha incrementado su participación a lo largo del periodo 1996-2006, de un 48.0% en 1996 a 72.7% en 2004, año en que alcanzó su mayor participación en el periodo. La producción promedio de este crudo se ubicó en 1,965.4 mbd para este periodo.

El crudo ligero contribuyó con 25.5% de la producción nacional durante 2006, comparado con 31.8% en 1996,


74

año en el que tuvo su mayor aportación. Cabe señalar que el aumento de 187.9 mbd en su volumen de producción entre 2001 y 2002, se debe principalmente a una reclasificación por parte de PEP originada por la medición de las características de los crudos a boca de pozo.

La producción del crudo superligero ha venido a la baja, a la vez que su participación en el total de la producción ha disminuido de 20.2% en 1996 a 5.5%

Cuadro 13Producción de petróleo crudo por tipo 1996-2006


1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total 2,�5�.3 3,022.2 3,070.5 2,�06.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370.� 3,3�2.� 3,333.3 3,255.6 1.3

Pesado 1,370.6 1,567.1 1,658.9 1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 5.1

Ligero 910.1 881.5 848.5 806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 -0.9

Superligero 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 -11.0

Nota: Los incrementos y decrementos en 2002, se deben a la recla sificación de los crudos ligero y superligero.Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex y SIE, Sener.

en 2006. Esta disminución es atribuible, en gran medida, a la reclasificación antes mencionada, que impactó de manera sustancial los volúmenes de producción de este crudo. Este hecho se traduce en que la tasa media de crecimiento anual (tmca) para este crudo de 1996 a 2006 se sitúe en –11.0%; sin embargo, si se considerara únicamente los años posteriores a esta reclasificación, es decir, el periodo entre 2002 a 2006, la tmca sería positiva y se ubicaría en 3.5%. La producción promedio de este crudo a lo largo del periodo se ubicó en 361.7 mbd.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Región Marina Noreste

Región Sur

Región Marina Suroeste

Región Norte

Gráfica 29Producción de petróleo crudo por región, 1996-2006


Fuente: Anuario Estadístico 2006, Pemex.


75

3.2.1 Evolución de la producción de petróleo crudo por región

A nivel regional, la Región Marina Noreste es la que posee la mayor producción de petróleo crudo, situación que se explica al considerar la producción de crudo pesado en la región, ya que esta representó 96.9% de la producción nacional de este tipo de crudo durante 2006. La siguiente región en importancia de acuerdo a su nivel de producción es la Región Sur cuya producción de crudos ligeros es la más alta del país con 47.2% del total de la producción de crudos ligeros y superligeros. En tercer sitio se encuentra la Región Marina Suroeste cuya producción se compone principalmente de crudos ligeros. La Región Norte ocupa el cuarto lugar en cuanto a producción, misma que se compone de crudo ligero y crudo pesado, aportando 3.4% y 2.5% de la producción total nacional de dichos crudos.

Gráfica 30Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, 1996-2006



0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

Ligero 38.0 29.2 36.1 38.0 32.7 32.1 24.4 35.4 28.8 26.4 31.2 -1.9

Pesado 1314.6 1511.0 1605.4 1516.3 1730.5 1953.7 2127.1 2380.9 2412.0 2330.6 2173.5 5.2

Total 1352.6 1540.2 1641.5 1554.3 1763.2 1985.8 2151.6 2416.3 2440.8 2357.0 2204.7 5.0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

3.2.1.1 Producción de la Región Marina Noreste

El volumen de producción que promedió esta región la ubica como la principal región productora de crudo a nivel nacional con 67.7% del total en el país. La producción de la región se compone de 98.6% de crudo pesado y el resto de crudo ligero. Cabe señalar que en esta región se encuentra el Activo más importante del país, Cantarell, que en 2006 reportó una producción promedio de 1,800.9 mbd.

El pico de producción en el periodo, se alcanzó en 2004. A partir de ese año ha venido a la baja debido a una disminución gradual en la producción de Cantarell, por lo que actualmente se estudian métodos para incrementar los niveles de producción en este yacimiento. El promedio de producción en la región de 1996-2006 fue de 1,946.2 mbd.


76

3.2.1.2 Producción de la Región Marina Suroeste

El volumen de producción registrado en esta región, en 2006, la sitúa en el tercer lugar nacional, al contribuir con 14.6% de la plataforma de producción del país en ese año. Esta región es la segunda productora de crudos ligeros a nivel nacional. Durante 2006, el volumen de producción de estos crudos en la región representó 47.2% del total de crudo ligero producido en el país y 45.7% de la producción de crudo superligero. Por su parte, la producción de crudo pesado en la región, en ese año, fue marginal.

La producción en la región tuvo un comportamiento a la baja durante los primeros ocho años del periodo de estudio, registrando su mínimo en 2004. En ese año,

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Superligero - - - - - - - 0.4 23.8 52.2 82.5 -

Ligero 779.5 758.9 715.7 683.5 621.7 554 452.2 397.2 364.2 343.9 392.4 -6.6

Pesado - - - - - - - - 0.3 0.2 0.1 -

Total 779.5 758.9 715.7 683.5 621.7 554 452.2 397.6 388.2 396.3 475.1 -4.8

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Gráfica 31Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, 1996-2006



el nivel representó 49.8% de la producción obtenida en 1996. A pesar de la recuperación mostrada en años recientes, la tasa media de crecimiento para los años 1996-2006 es negativa. Sin embargo, aún con esto, la región presenta la segunda mayor producción promedio, en el periodo, con 565.9 mbd.

3.2.1.3 Producción de la Región Norte

Durante 2006, el promedio de producción registrado en esta región la convierte en la de menor participación en la plataforma de producción nacional, aportando 2.6% de la misma. La mayor producción de la región corresponde a crudo pesado, que representó 66.2% del total de aceite producido en la región en ese año, mientras que el crudo ligero contribuyó con la producción complementaria.


77

Gráfica 32Producción por tipo de crudo en la Región Norte, 1996-2006



0

20

40

60

80

100

120

Ligero 41.3 40.8 39.1 33.9 33.7 35.2 34.6 35.6 42.6 48.1 28.6 -3.6

Pesado 55.0 55.5 53.3 47.2 43.7 43.3 40.3 38.0 38.6 35.4 55.9 0.2

Total 96.3 96.3 92.4 81.0 77.5 78.5 74.9 73.6 81.2 83.5 84.5 -1.3

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

La Región Norte registró una disminución de 22.7 mbd en la producción de aceite entre 1996 y 2003. En ese año la región alcanzó su mínimo en el periodo y su volumen representó 76.4% de la producción máxima alcanzada al inicio del periodo. A partir de 2004 ha presentado un aumento gradual sin llegar a los niveles del principio del periodo. La región presenta una producción promedio a lo largo del periodo de 83.6 mbd.

3.2.1.4 Producción de la Región Sur

La producción de aceite en la Región Sur aportó 15.1% del total nacional, este volumen la ubica como la segunda región en importancia por nivel de petróleo producido en el país. De esta, la mayor contribución es por parte de los crudos ligeros mientras que el crudo pesado contribuye de manera marginal.

La variación en la producción de crudo superligero y ligero que se da en el 2002 es consecuencia de la reclasificación de los crudos por parte de Pemex. Antes de esta reclasificación el crudo superligero aportaba más de 90% de la producción total de la región. Una vez reclasificados los crudos, la participación del crudo superligero disminuyó a niveles menores al 30%.

Posterior a la reclasificación y hasta 2005, la participación del crudo superligero fue a la baja, al pasar de 31.5% del total de producción en 2002 a 18.5% en 2005. En 2006 hubo un incremento tanto en el volumen de producción como en la participación de este crudo alcanzando 19.9%.


7�

La aportación del crudo pesado ha sido marginal y muy variable, llegando incluso a ser nula por tres años (de 1999 a 2001). La contribución del crudo ligero a la producción total de la región aumentó de manera notable debido principalmente a la reclasificación del crudo en el 2002. Mientras que en 2001 este crudo contribuyó con 7.3% de la producción total de la región, en 2002 su participación se elevó hasta 67.3% y ha aumentando su nivel de participación porcentual desde entonces. En 2006 el volumen de producción del aceite de esta calidad representó 77.2% del total obtenido en la región.

Gráfica 33Producción por tipo de crudo en la Región Sur, 1996-2006



0

100

200

300

400

500

600

700

Superligero 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.5 111.5 92.0 97.9 -16.3

Ligero 51.2 52.6 57.5 50.8 44.9 37.3 335.3 342.4 354.1 383.8 379.3 22.2

Pesado

Total

1.0 0.6 0.2 - - - 6.2 6.4 7.1 20.8 14.2 30.4

629.9 626.9 620.8 587.2 549.6 508.7 498.4 483.3 472.7 496.6 491.3 -2.5

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

3.3 Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, 1996-2006

Históricamente, las inversiones en PEP han representado un alto porcentaje de las inversiones totales devengadas por Pemex. Durante 2006, las inversiones destinadas a PEP representaron 86.5% de la inversión en capital total de Pemex para ese año, mientras que el máximo de esta relación se presentó en 2004, cuando PEP captó 92.2% del total del monto destinado por Pemex para inversiones (véase cuadro 14).


7�

Gráfica 34Gastos de inversión en pesos corrientes, 1996-2006

(millones de pesos)

Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total inversiones Pemex Total inversiones PEP

En lo que respecta al origen de los recursos destinados a inversión por parte de Pemex y sus subsidiarias, ésta se encuentra clasificada en dos rubros, inversión Pidiregas (Proyectos de infraestructura diferidos en el registro del gasto, actualmente conocidos como Proyectos de infraestructura productiva de largo plazo) e inversión no-Pidiregas. Anterior a 1997 el gasto en inversión dependía en exclusiva del gasto programable, lo que restringía la inversión a los montos que se autorizaran por parte de la Federación.

A partir de 1997, se registró la primera inversión por concepto Pidiregas, misma que ha permitido captar una mayor cantidad de recursos que se han empleado para mantener los niveles de producción, proyectos de restitución de reservas, así como desarrollar proyectos en exploración, tales como Noxal-1 y Lakach-1, que

marcan el inicio de la incursión de Pemex en la exploración y producción en aguas profundas. Estos desarrollos se encuentran en aguas territoriales del Golfo de México, Lakach se localiza a 131 kilómetros del puerto de Coatzacoalcos y tiene un tirante de agua de 988 metros; el pozo Lakach-1 descubrió el primer yacimiento de gas no asociado en aguas profundas. Por su parte Noxal se ubica a 102 km de ese mismo puerto en un tirante de agua de 935 metros; el pozo Noxal-1 incorporó un yacimiento de gas no asociado en aguas profundas del Golfo de México.

A medida que los montos de inversión Pidiregas han crecido, los no Pidiregas han disminuido su participación. En 1997 las inversiones por concepto Pidiregas representaban 20.0% del total captado por PEP, mientras en 2006 dicha inversión representó 93.7% de la inversión destinada a esta subsidiaria.


�0

Gráfica 35Porcentaje de participación de la inversión Pidiregas en la inversión total, 1996-2006


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Cuadro 14Inversión en capital por empresa1

(millones de pesos de 2006)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total Pemex 55,3�0 65,670 �4,117 75,573 �3,�07 7�,416 �5,251 12�,256 132,400 131,5�7 150,3�� 10.5

Inversión no-Pidiregas* 55,380 56,250 51,337 36,217 37,993 33,041 27,060 21,449 13,193 22,214 20,131 -9.6

Inversión Pidiregas 0 9,420 32,781 39,356 55,914 45,375 68,191 106,806 119,207 109,383 130,267 -

Pemex Exploración y Producción

3�,3�3 47,21� 63,350 5�,267 5�,�3� 66,20� 74,305 ��,706 122,12� 116,�5� 130,071 12.7

Inversión no-Pidiregas 39,393 37,799 32,066 20,853 22,951 21,680 15,855 10,091 3,981 11,441 8,142 -14.6

Inversión Pidiregas 0 9,420 31,284 38,414 35,888 44,528 58,450 89,614 118,148 105,519 121,929 -

1 Flujo de efectivo.*La inversión no-Pidiregas solamente considera inversión física.Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.

El monto de inversión destinado a PEP se ha incrementado en 90,678 millones de pesos5 entre 1996 y 2006, lo que significa un crecimiento promedio anual

de 12.7%. Esta tasa de crecimiento es superior al crecimiento que han tenido las inversiones de Pemex en su conjunto.

5 Cifras en pesos constantes, de 2006.


�1

Incluso con el incremento en los montos de inversión, estos no han sido suficientes para incursionar en campos cada vez más costosos, por ejemplo aguas profundas, ya que estos desarrollos suponen el destinar inversiones mucho mayores que en yacimientos costa adentro o aguas someras.

3.4 Consumo nacional de petróleo crudo, 1996-2006

El crudo destinado a consumo nacional se emplea para la producción de petrolíferos o para elaborar materia prima de las industrias químicas y petroquímica. El porcentaje de crudo que no se destina a exportación se ha mantenido en niveles entre 42 y 46% del crudo producido en el país a lo largo del periodo. Esta estabilidad en la demanda se debe a que los requerimientos de crudo por parte del Sistema Nacional de Refinación (SNR) han variado muy poco debido, principalmente, a que la capacidad de refinación no ha registrado grandes cambios.

El SNR es el mayor demandante del crudo destinado a proceso en territorio nacional absorbiendo 86.0% de la oferta interna de crudo en 2006. Este comportamiento se mantiene a lo largo del periodo 1996-2006; ubicando su demanda en 1,171.7 mbd en promedio.

El crudo ligero es el de mayor demanda por parte del SNR a lo largo del periodo, alcanzando, en 2001, su máximo de participación con 70.4% del total del crudo empleado por este sistema. La demanda promedio que presentó el SNR para esta calidad de aceite durante el periodo 1996-2006 fue de 736.0 mbd.

Esta demanda de crudo ligero se debe a que la mayor parte de las refinerías que forman parte del SNR carecen de una configuración que incluya procesos de conversión profunda, es decir, procesos que generan una mayor proporción de destilados a partir de las corrientes de fondo de barril (corrientes de destilados pesados). Esto se traduce en que las refinerías que poseen unidades de conversión profunda pueden procesar niveles superiores

a 50% de crudo pesado en la carga que se introduce; mientras aquellas que no poseen estas unidades requieren de niveles que llegan a ser superiores a 85% de crudo ligero para obtener rendimientos similares. Actualmente en México operan dos refinerías con unidades de conversión profunda, Cadereyta y Madero.

El crudo pesado es el que presenta el segundo mayor volumen demandado por parte del SNR, y se espera que su participación se incremente al concluir las obras de reconfiguración de la refinería de Minatitlán y una vez que se lleven a cabo las reconfiguraciones planeadas en las refinerías de Tula, Salamanca y Salina Cruz, así como la posible nueva demanda por parte del nuevo tren de refinación. Durante el periodo 1996-2006, el volumen de crudo pesado requerido para proceso en el SNR se ha incrementado en 69.5 mbd, aún cuando su participación porcentual dentro de la demanda del SNR se ha mantenido prácticamente constante en niveles de 40% a lo largo del periodo. La demanda promedio que presentó este crudo a lo largo del periodo fue de 423.1 mbd.

El crudo superligero es el de menor demanda por parte del SNR y ha mantenido una aportación marginal a lo largo del periodo de estudio. Durante 2006, este crudo representó 1.5% de la demanda de crudos por parte del sistema, y su volumen registró una disminución de apenas 0.7 mbd respecto al volumen demandado en 1996. La demanda promedio que presentó el SNR para esta calidad de crudo se ubicó en 12.6 mbd a lo largo del periodo.

El complejo petroquímico Cangrejera es el segundo destino del crudo mexicano en cuanto a volumen de demanda en territorio nacional. Durante 2006 este complejo captó 8.5% de la oferta de crudo en el país.

El comportamiento de la demanda ha venido a la baja durante el periodo disminuyendo en 84.9 mbd su demanda respecto a 1996. Este comportamiento muestra una disminución de las actividades relacionadas con esta industria en nuestro país.


�2

Gráfica 36Demanda del SNR por tipo de crudo



0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4

Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6

Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5

Total 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

La demanda de crudo por parte de este complejo petroquímico se conforma principalmente de crudo pesado, que aportó 62.4% de su demanda de crudo a lo largo del periodo; el crudo ligero contribuyó con 37.5%, en promedio, y el superligero participó de manera marginal.

3.5 Comercio exterior, 1996-2006

El volumen de exportaciones de crudo mexicano durante 2006 se contrajo 1.4% respecto al año inmediato anterior. Esta reducción se encuentra vinculada a la disminución en la producción de crudo en el país. En 1999, se registró la menor producción de petróleo crudo del periodo con 2,906 mbd, lo que derivó en la reducción de las exportaciones que, para ese año, registraron el mínimo del periodo. El volumen

promedio de exportaciones para los años 1996-2006 fue de 1,722.0 mbd.

Durante 1996-2006, la mayor proporción de crudo mexicano que se destinó a exportación fue de tipo Maya, además de que a lo largo del periodo su contribución ha incrementado. Durante 2006, las exportaciones de este tipo de crudo representaron 83.3% del total de crudo exportado en el país; mientras que, para 1996, este mismo crudo, participaba con 55.9%. Este incremento responde a la mayor producción de este tipo de crudo en territorio nacional de acuerdo a las características de los yacimientos explotados. El promedio de las exportaciones de este crudo para el periodo se ubicó en 1,270.2 mbd.


�3

El crudo Istmo, aún siendo el segundo con mayor producción en México, siempre ha mantenido una participación menor respecto al crudo Olmeca dentro del total de exportaciones. Esta situación se explica por la alta demanda de crudo ligero por parte del SNR cuyos procesos, en la mayor parte de las refinerías, están diseñados para trabajar con una alta proporción de crudo de esta calidad para obtener los mejores rendimientos. La participación porcentual del crudo Istmo dentro del total de exportaciones muestra una tendencia a la baja; mientras en 1996 su participación dentro de la oferta de crudo para exportación se situaba en 12.3%, en 2006 ésta representó el 3.8%. El volumen promedio de exportaciones de este crudo para los años 1996-2006 se ubicó en 113.3 mbd.

El crudo Olmeca, superligero, ocupa el segundo lugar en cuanto a volumen de exportación. Esta situación se presenta debido a la baja demanda de este crudo por parte del SNR que libera mucha de la producción para destinarla a exportaciones a pesar de que los niveles de producción de este tipo de crudo son bajos en comparación con los del crudo pesado y ligero. Asimismo, la participación de este crudo dentro de las exportaciones ha ido a la baja; en 1996 este crudo contribuía con 31.8% de las exportaciones del país, mientras que para 2006 participó con 12.9%. El volumen de las exportaciones del crudo Olmeca registró un promedio de 338.5 mbd para el periodo de estudio.

Cuadro 15Distribución de crudo a proceso, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Entrega de crudo a plantas y maquila

1,276.3 1,266.� 1,317.� 1,33�.7 1,366.6 1,34�.0 1,446.� 1,50�.3 1,4��.1 1,4�7.3 1,444.6 0.1

A refinerías 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5

Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6

Ligero marino + terciario

571.3 558.1 692.9 724.8 711.5 767.5 781.9 771.6 717.2 693.4 686.4 1.9

Ligero Región Norte

45.1 44.3 41.2 34.8 34.2 35.7 35.9 37.9 40.9 35.1 34.4 -2.7

Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5

Pesado marino 380.6 396.9 356.8 319.8 348.3 313.0 322.2 405.0 470.1 499.7 465.8 2.0

Pesado Región Norte

52.1 52.1 44.1 36.7 31.2 21.4 20.1 22.8 26.1 32.7 36.3 -3.5

Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4

A Maquila 0.0 0.0 0.0 56.7 103.7 62.3 130.4 112.5 97.4 81.4 80.2 n.a.

Superligero 0.0 0.0 0.0 3.4 22.4 8.9 22.2 4.7 6.5 6.5 5.0 n.a.

Pesado 0.0 0.0 0.0 53.2 81.3 53.5 108.2 107.8 90.9 74.9 75.2 n.a.

A La Cangrejera 207.2 194.0 163.2 149.6 136.0 146.2 144.5 150.4 133.8 131.0 122.3 -5.1

Ligero 207.2 193.6 63.9 0.0 39.7 26.8 0.0 0.0 0.0 0.0 98.7 -7.2

Pesado 0.0 0.0 99.2 149.6 96.4 119.4 144.5 150.4 133.8 130.1 23.7 n.a.

Superligero 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 n.a.

A U.P. La Venta 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Ligero 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

n.a.: no aplica.Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.


�4

Gráfica 37Exportaciones nacionales por tipo de crudo, 1996-2006



0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Olmeca 491.5 485.2 468.8 434.4 397.6 317.4 244.8 215.6 221.4 215.8 230.6 -7.3

Istmo 189.1 215.8 207.6 190.1 109.8 86.8 45.8 24.9 27.4 81.0 68.3 -9.7

Maya 863.2 1,019.7 1,058.7 929.1 1,096.4 1,351.4 1,414.5 1,603.4 1,621.6 1,520.4 1,493.8 5.6

Total 1,543.8 1,720.7 1,735.1 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,843.9 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1.5

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

3.5.1 Destino de exportaciones por región y país

La región de América es la mayor consumidora de crudo mexicano a nivel mundial, captando 88.7% del total de exportaciones durante el 2006. Esta alta demanda es impulsada por la cercanía geográfica, además de que Estados Unidos de América (EUA), es el mayor importador de crudo mexicano en el mundo.

El crudo de mayor demanda en la región es el tipo Maya que, durante el 2006, tuvo un volumen de exportación promedio de 1,296.6 mbd, cifra que representó 81.6% de las exportaciones a esta región. Las exportaciones de crudo Istmo en ese año fueron de 62.7 mbd, que corresponde a 3.9% del volumen de las exportaciones a la región. Sin embargo, este volumen representó 91.8% de la oferta total de exportación que posee México de este tipo crudo.

Durante 2006, esta región captó 100% de la oferta nacional de exportación de crudo Olmeca. Cabe señalar que, a lo largo del periodo de estudio, únicamente en 1997 y 1998 se exportaron pequeños volúmenes de crudo Olmeca al Lejano Oriente y África. Durante el resto del periodo, la demanda del crudo Olmeca de la región de América captó el 100% de las exportaciones. Por último, la demanda total de crudo en la región a lo largo del periodo de estudio, se ha mantenido en niveles que oscilan entre 85% y 88% del total de la oferta mexicana para exportación.

La caida de las exportaciones de 2004 a 2006 obedeció a una disminución en la producción durante este mismo periodo.


�5

A lo largo de 2006 Europa captó 9.5% de las exportaciones mexicanas de crudo. Este volumen de crudo representó una disminución de 11.9% respecto al año anterior. En términos de volumen captado, la región pasó de 193.9 mbd en 2005 a 170.8 mbd en 2006. A lo largo de los 10 años de estudio considerados en la presente prospectiva, la demanda de crudo por parte de Europa se ha mantenido en niveles que van de 7 a 11% de la demanda del total de exportaciones mexicanas. La mayor demanda de crudo la presenta el Maya, que en 2006 participó con 96.7% del total de exportaciones a esta región, seguido del crudo tipo Istmo. Las exportaciones del crudo tipo Olmeca hacia esa región han sido marginales o nulas para algunos años.

La demanda que presenta la región de Lejano Oriente y África ha ido a la baja; mientras que en 1996 la región captó 5.6% de las exportaciones, en 2006 se redujo a 1.8% de la oferta de exportación de crudo mexicano. Esta baja se encuentra estrechamente vinculada con la menor demanda de crudo mexicano por parte de Japón que, en 1996, captaba 100% de las exportaciones realizadas a esta región, sin embargo, desde 2004, las exportaciones de crudo mexicano a ese país han sido nulas.

En 2006, EUA se mantiene como el principal destino de las exportaciones de crudo, absorbiendo 80.4% del total de las exportaciones mexicanas. Este volumen representa un incremento de 1.2% respecto a la demanda que este país tenía en 2005. El crudo Maya exportado a EUA durante 2006 representó 80.1% del total del crudo de esta calidad destinado a exportación.Esta situación se explica por la configuración de las refinerías de la región del Golfo de México en Estados Unidos, en donde una buena parte de éstas poseen unidades de conversión profunda que permiten el procesamiento de crudos pesados. Por otro lado, EUA absorbió 92.6% del crudo Olmeca y 46.3% del crudo Istmo. A lo largo del periodo de análisis 1996-2006, EUA siempre se situó como el principal destino geográfico de las exportaciones mexicanas de crudo, demandando niveles superiores a 75% de la oferta total de exportación.

Dentro de América, el crudo que se destina a los países con los que se suscribió el Programa de Cooperación Energética para Países de Centroamérica y el Caribe, también conocido como Acuerdo de San José6 ha demandado alrededor de 2% del total de las exportaciones de crudo mexicano en los últimos 10 años. En 2006, la demanda de crudo por parte de estos países representó 2.1% de las exportaciones en ese año y, a lo largo del periodo, su demanda ha mantenido un crecimiento promedio por año de 1.8%.

Cuadro 16Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, 1996-2006


1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total 1,543.� 1,720.7 1,735.1 1,553.6 1,603.7 1,755.7 1,705.1 1,�43.� 1,�70.3 1,�17.1 1,7�2.7 1.5

América 1,335.2 1,469.5 1,500.5 1,330.0 1,378.7 1,527.9 1,477.5 1,603.8 1,655.6 1,589.1 1,589.9 1.8

Estados Unidos 1,209.6 1,334.9 1,335.3 1,172.8 1,203.4 1,321.7 1,338.6 1,437.5 1,482.0 1,424.6 1,441.9 1.8

Otros 125.6 134.6 165.2 157.2 175.3 206.1 138.9 166.3 173.6 164.4 148.0 1.7

Europa 121.7 175.9 190.3 176.5 185.5 183.9 181.0 175.7 178.4 193.9 170.8 3.4

Lejano Oriente y África

86.9 75.3 44.3 47.0 39.5 43.9 46.7 64.4 36.3 34.2 32.0 -9.5


6 El Acuerdo de San José se firma por México y Venezuela, siendo los países beneficiarios: Barbados, Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá y República Dominicana.


�6

Pacto de San José

2.3%

Otros7.0%

Estados Unidos90.7%

Gráfica 38Distribución porcentual de las exportaciones

de crudo en América, 2006


Gráfica 39Destino de exportaciones mexicanas de crudo en 2006



3.6

7.8

12.5

32.0

36.3

36.7

75.0

144.3

1,441.9

0.7

1.9

Otros

Holanda

Israel

Gran Bretaña

Portugal

India

Canadá

Acuerdo de San José

Antillas Holandesa

España

Estados Unidos

España es el segundo receptor de las exportaciones mexicanas de crudo, captando entre 6.2% y 8.9% del crudo nacional destinado a exportación a lo largo del periodo. Durante 2006 las importaciones de crudo mexicano a este país bajaron 10.3% con respecto al año inmediato anterior, lo que representó disminuir el volumen de 160.8 mbd en 2005 a 144.3 mbd en 2006.

Durante 2006, las Antillas Holandesas siguieron a España como receptor de las exportaciones de crudo mexicano; la demanda que presentó este país absorbió 4.2% de las exportaciones en ese año. Las Antillas Holandesas han captado niveles de entre 3.4% y 7.6% del crudo mexicano destinado a exportación a lo largo del periodo de estudio.

3.6 Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006

México ha sido un productor de crudo importante a nivel internacional a lo largo del periodo de 1996-20067.

Los niveles de producción que el país presentó durante el periodo, aunado a que la demanda de crudo por parte del SNR permaneció casi constante; permitió destinar una parte importante de la producción para su exportación. La venta de petróleo al exterior es una importante fuente de ingresos para el país.

La mayor proporción en la producción nacional de crudo del país es de crudo pesado, que ha aumentado su participación dentro del total nacional. Este mismo crudo es también el que aporta el mayor volumen en el crudo destinado a exportaciones. El crudo ligero le sigue en cuanto a nivel de producción sin embargo, al ser el crudo de mayor demanda por parte del SNR, el volumen que se destina a exportación lo relega al tercer sitio. Por último el crudo superligero es el de menor producción en territorio nacional, a pesar de esto y dada su poca participación en la demanda de crudo del país, ocupa el segundo lugar en cuanto a volumen de crudo a exportación. 7 Cabe señalar que México ha caído de la quinta posición a la sexta

en dicho periodo.


�7

Cuadro 17Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Disponibilidad 2,�33.5 3,00�.4 3,063.3 2,��3.7 2,��4.� 3,113.2 3,170.6 3,363.1 3,365.4 3,324.� 3,241.0 1.4

Ligero 1,013.9 1,016.9 1,001.8 947.1 900.2 915.5 864.1 835.1 790.5 832.0 914.5 -1.0

Pesado 1,299.1 1,479.1 1,568.7 1,487.4 1,667.8 1,864.5 2,024.0 2,293.9 2,346.5 2,257.8 2,077.6 4.8

Superligero 520.5 512.5 492.8 459.3 426.9 333.2 282.6 234.1 228.3 235.1 248.9 -7.1

Producción 2,858.3 3,022.2 3,070.5 2,906.0 3,012.0 3,127.0 3,177.1 3,370.9 3,382.9 3,333.3 3,255.6 1.3

Ligero* 910.1 881.5 848.5 806.1 733.1 658.7 846.6 810.7 789.6 802.3 831.5 -0.9

Pesado* 1,370.6 1,567.1 1,658.9 1,563.5 1,774.3 1,997.0 2,173.7 2,425.4 2,458.0 2,387.0 2,243.8 5.1

Superligero* 577.7 573.7 563.1 536.4 504.6 471.4 156.9 134.8 135.3 144.1 180.4 -11.0

Condensados incorporados al crudo

0.3 0.4 0.4 0.2 0.1 0.3 1.1 1.3 0.3 0.7 1.4 14.8

Gasolinas y naftas incorporadas al crudo

2.3 2.2 2.1 2.4 2.9 2.9 1.8 2.4 1.9 0.9 1.4 -4.7

Inyección y traspaso 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 14.8

Mermas por evaporación 17.3 17.7 17.0 15.2 14.6 14.0 13.8 13.6 13.4 13.9 13.8 -2.2

Derrame y otros conceptos

-0.5 0.0 -0.2 0.0 0.0 0.0 -1.3 0.0 0.0 0.1 0.1 -

Empaque neto de productos

1.0 0.5 0.4 0.5 0.0 0.4 0.1 0.1 0.3 -0.6 0.6 -4.6

Variación de inventarios (en domos)

9.2 -1.5 -8.2 -0.4 4.4 3.9 -5.2 -3.3 6.4 -3.7 2.7 -11.7

Variación de inventarios (en campos)

-0.5 -0.4 0.3 -0.3 1.1 -1.3 -0.6 0.9 -0.5 0.3 0.3 -

Distribución 2,�2�.6 2,��7.3 3,055.� 2,��.� 2,��6.4 3,105.6 3,163.1 3,357.6 3,362.7 3,31�.� 3,233.7 1.3

Ligero 1,015.3 1,013.8 1,002.8 948.1 898.0 914.2 864.0 834.9 786.1 812.5 884.9 -1.4

Pesado 1,298.6 1,475.7 1,564.1 1,487.0 1,664.9 1,861.5 2,020.4 2,291.4 2,345.7 2,267.7 2,094.8 4.9

Superligero 514.7 507.8 488.9 454.8 423.5 330.0 278.8 231.2 230.8 239.6 254.0 -6.8

Entrega de crudo a plantas y maquila

1,276.3 1,266.8 1,317.9 1,338.7 1,366.6 1,349.0 1,446.9 1,509.3 1,489.1 1,487.3 1,444.6 1.2

A refinerías 1,068.9 1,072.5 1,154.5 1,132.5 1,126.9 1,140.4 1,171.9 1,246.4 1,257.9 1,274.9 1,242.1 1.5

Ligero 616.3 602.4 734.2 759.5 745.7 803.2 817.8 809.5 758.2 728.4 720.8 1.6

Pesado 432.6 449.0 400.9 356.6 379.6 334.4 342.3 427.8 496.2 532.4 502.2 1.5

Superligero 19.9 21.2 19.5 16.4 1.7 2.9 11.8 9.1 3.5 14.1 19.2 -0.4

A Maquila 0.0 0.0 0.0 56.7 103.7 62.3 130.4 112.5 97.4 81.4 80.2 -

Superligero 0.0 0.0 0.0 3.4 22.4 8.9 22.2 4.7 6.5 6.5 5.0 -

Pesado 0.0 0.0 0.0 53.2 81.3 53.5 108.2 107.8 90.9 74.9 75.2 -


��

Cuadro 17 (continuación)Balance nacional de petróleo crudo, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

A La Cangrejera 207.2 194.0 163.2 149.6 136.0 146.2 144.5 150.4 133.8 131.0 122.3 -5.1

Ligero 207.2 193.6 63.9 0.0 39.7 26.8 0.0 0.0 0.0 0.0 98.7 -7.2

Pesado 0.0 0.0 99.2 149.6 96.4 119.4 144.5 150.4 133.8 130.1 23.7 -

Superligero 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.8 0.0 -

A U.P. La Venta 0.2 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -

A terminales de exportación1 1,552.3 1,730.5 1,738.0 1,551.2 1,619.8 1,756.6 1,716.2 1,848.3 1,873.6 1,832.6 1,789.1 1.4

Recibo

Istmo 191.6 217.5 204.5 188.6 112.6 84.1 46.1 25.4 27.9 84.1 65.5 -10.2

Maya y otros 866.0 1,026.7 1,064.0 927.6 1,107.7 1,354.3 1,425.3 1,605.5 1,624.8 1,530.3 1,493.8 5.6

Olmeca 494.8 486.3 469.4 435.0 399.4 318.2 244.8 217.4 220.8 218.1 229.8 -7.4

Carga a exportación

1,547.5 1,729.7 1,741.0 1,557.3 1,612.6 1,762.6 1,714.0 1,847.2 1,877.0 1,826.4 1,796.9 1.5

Istmo 189.8 216.6 208.8 190.4 110.2 87.2 46.0 25.0 27.5 81.3 68.5 -9.7

Maya 865.6 1,026.0 1,061.1 931.3 1,102.9 1,357.4 1,422.3 1,605.7 1,626.6 1,527.1 1,498.6 5.6

Olmeca 492.1 487.1 471.1 435.6 399.6 318.1 245.8 216.5 223.0 218.0 229.7 -7.3

Movimiento de inventarios

4.8 0.8 -3.2 -6.1 7.3 -6.0 2.2 1.0 -3.5 6.2 -7.8 -

Istmo 1.8 0.9 -4.3 -1.8 2.5 -3.0 0.2 0.4 0.5 2.8 -3.1 -

Maya 0.4 0.7 2.9 -3.7 5.0 -3.1 3.1 -0.4 -1.8 3.2 -4.8 -

Olmeca 2.7 -0.9 -1.7 -0.6 -0.2 0.1 -1.1 0.9 -2.2 0.2 0.1 -

Diferencias (calculada) 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 18.3 0.0 -

Diferencias total 4.8 11.1 7.5 3.8 8.5 7.6 7.5 5.5 2.7 -13.7 7.3 -

Diferencia suma -4.8 -11.1 -7.5 -3.8 -8.5 -7.6 -7.5 -5.5 -2.7 32.0 -7.3 -

Ligero -1.4 3.1 -1.0 -1.1 2.2 1.3 0.1 0.2 4.4 12.8 29.6 -

Pesado 0.4 3.3 4.6 0.4 2.9 3.0 3.6 2.5 0.8 -16.8 -17.2 -

Superligero 5.8 4.7 3.9 4.4 3.4 3.3 3.8 2.9 -2.5 -9.3 -5.1 -

1 Para obtener el volumen a 60 °F, multiplicar por 0.9966.* Volúmenes medidos a 20°C.** A partir de 2004, el tipo de crudo se clasifica desde el pozo.Fuente: Pemex, Dirección Corporativa de Finanzas.

Capítulo

Este capítulo describe los pronósticos de producción de crudo entre 2007 y 2016, de acuerdo con la información disponible de la cartera de proyectos de Pemex Exploración y Producción (PEP). Las estimaciones presentadas se encuentran alineadas a los escenarios de inversión planeados para cada proyecto en términos de valor económico en pesos de 2007.

La cartera de proyectos 2007 de PEP muestra el conjunto de oportunidades en términos exploratorios y de explotación que se han identificado hasta el día de hoy, y a partir de ella se han generado dos escenarios de producción de aceite, uno llamado sobresaliente y otro bajo. Estos escenarios consideran la estructura de costos de los principales insumos del primer trimestre del 2007 e incluyen tanto los asociados a la construcción de infraestructura como los relacionados con la perforación de pozos, entre otros aspectos.

En el escenario sobresaliente, se desarrollan un número de proyectos exploratorios que permiten mantener la producción de petróleo crudo en niveles superiores a 3,200 mbd. Mientras que en el escenario de producción bajo, la plataforma de producción promedia un valor cercano a los 2,500 mbd en el periodo de estudio.

Algunos de los factores que pudieran afectar la ocurrencia de los pronósticos de producción son el riesgo geológico, la capacidad de ejecución de los proyectos, la efectividad y cumplimiento de los planes y desarrollo de los programas planteados, entre otros.

Evolución del mercado nacional de petróleo crudo 2007-2016 cuatro


�0

4.1 Escenario de producción sobresaliente1

Este escenario supone la capacidad máxima de ejecución de PEP a través de intensificar la actividad exploratoria, el desarrollo inmediato de los descubrimientos realizados y la consecuente perforación de pozos de desarrollo tanto en esos descubrimientos como en reservas ya identificadas. Supone, además, un mercado de servicios fortalecido con capacidad suficiente para suministrar, con oportunidad y calidad, materiales y servicios relacionados con las actividades de exploración, explotación, acondicionamiento y distribución de hidrocarburos. Las premisas de montos de inversión se diseñaron para la realización de las reformas estructurales que requiere el país, con el propósito de elevar la rentabilidad social y económica de la inversión, y con ello incrementar, de manera significativa, los recursos destinados al desarrollo de infraestructura. Con base en la inversión considerada, PEP elaboró el escenario sobresaliente en el cual se determinan las metas de producción y la actividad física asociada.

El portafolio de negocios 2007 de PEP para el escenario sobresaliente contiene un total de 81 proyectos, de los cuales seis son integrales de exploración y explotación (proyectos que abarcan tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos como la actividad extractiva de producción de las reservas encontradas o de las reservas existentes); 29 proyectos de explotación (proyectos que consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas), 22 de exploración y 24 de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que, salvo en los proyectos de infraestructura y soporte, se incluyen las inversiones de seguridad industrial y protección ambiental.

Entre algunos aspectos considerados en el presente escenario de producción se encuentran:

Techos presupuestales por 157 mil millones de pesos en promedio a lo largo del periodo destinados a inversión física. De estos, 98 mil millones se ocuparán en la explotación de campos actuales, 28 mil millones se destinarán a la exploración de nuevos campos y 31 mil millones a su futuro desarrollo;

Se intensifica y fortalece la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas, con el aseguramiento de los equipos de perforación requeridos para iniciar producción de aceite a partir de 2014;

Se considera la producción esperada de los pozos exploratorios programados a terminar en 2007 y el desarrollo de los campos descubiertos;

El programa de perforación exploratoria considera los proyectos: Julivá, Comalcalco, Litoral de Tabasco Terrestre, Coatzacoalcos y Campeche Poniente Terciario, Campeche Poniente y Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino;

Se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación de reservas remanentes, además de que se continúan diferentes estudios y acciones para mejorar el factor de recuperación de campos maduros y marginales.

El escenario propuesto comienza con una producción de crudo de 3,256 mbd en 2006, y mantiene un promedio de 3,255 mbd entre 2006 y 2016. Cabe señalar que estos niveles de producción dependen del éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre; así como de la disponibilidad de recursos oportunos, tanto financieros como técnicos, y de la capacidad de ejecución de un mercado de materiales y servicios para, eficientemente, suministrarlos de acuerdo a los ritmos de ejecución de los proyectos de Pemex.

•

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1 Corresponde al escenario llamado “3.4” de PEP.


�1

Con el propósito de explicar a detalle los proyectos contemplados y la producción estimada, el escenario se presenta en los siguientes términos:

Por tipo de actividad (exploración y explotación);

Por categoría de proyectos;

Por región; y,

Por calidad de aceite.

Por actividad

La planeación de las actividades de exploración y explotación de crudo, es importante ya que, por un lado, el horizonte de explotación indica la administración efectiva de la producción base proveniente de campos y pozos en explotación actual, y cómo responderán a distintos elementos. Entre los factores que influyen en la administración de los yacimientos se encuentran: la tasa de declinación de la producción por disminución de presión y el avance de los contactos agua-aceite y gas-aceite, factores que inciden, entre otros, en la

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evolución de la productividad del pozo. Esta planeación toma mayor relevancia al considerar que gran parte de la producción actual de PEP, proviene de campos maduros, por lo que existen elementos difícilmente predecibles como la velocidad a la cual avanzarán los contactos de otros fluidos distintos al aceite, sobre todo si la producción proviene de yacimientos naturalmente fracturados donde los avances tecnológicos actuales, a través de modelos detallados para reproducir la distribución y conductividad de las fracturas, presentan limitaciones para predecir con precisión y certeza el movimiento de estos fluidos.

Por otro lado, la actividad exploratoria refleja la nueva producción resultado de inversiones en las cuencas terrestres, aguas someras y aguas profundas. En las cuencas terrestres, el portafolio de exploración contempla inversiones para los proyectos de Burgos, Reforma Terciario, Simojovel y Cuichapa. En aguas someras se tienen programadas inversiones en proyectos como Crudo Ligero Marino, Coatzacoalcos, Lamprea, Campeche Oriente y Campeche Poniente. En el caso de aguas profundas se consideran los proyectos Golfo de México B y Golfo de México Sur.

Gráfica 40Producción de crudo por tipo de actividad, escenario sobresaliente, 2006-2016


Fuente: Pemex Exploración y Producción.

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1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Aguas profundas

Exploración(sin aguas profundas)

Explotación


�2

El horizonte de planeación muestra que la producción de aceite obtenida en los proyectos de explotación presentará una disminución esperada en todo el periodo, misma que se acelera a partir de 2009, principalmente por la declinación del yacimiento Cantarell y de otros campos que alcanzan su etapa de madurez. En contraparte, la producción del conjunto de oportunidades exploratorias comienza a incorporarse en 2008, con un volumen de 2 mbd, alcanzando su máxima aportación de 925 mbd hacia el final del periodo. Este escenario incorpora una producción de 19 mbd proveniente de aguas profundas en 2014 que aumentará hasta 174 mbd en 2016.

Por categoría de proyectos

En este apartado se analiza la diversificación de los grandes proyectos de producción de crudo. En este sentido, el portafolio de negocios se clasificó en los siguientes proyectos:

Explotación (sin Chicontepec y Cantarell);

Cantarell;

Chicontepec;

•

•

•

Exploración (sin aguas profundas); y,

Aguas profundas.

Los proyectos de explotación cubrirán un promedio de 1,637 mbd en el periodo de análisis. El conjunto de estos proyectos alcanza su producción máxima en 2010, cuando lleguen a 1,851 mbd, representando casi 60% de la producción nacional de crudo de ese año. La disminución de la producción de los proyectos de explotación a partir de 2011, obedece principalmente al inicio de la declinación de Ku-Maloob-Zaap.

Uno de los retos más importantes de la cartera de proyectos 2007 es continuar con la administración de la declinación del Proyecto Cantarell, principalmente por la importancia volumétrica que este Complejo ha tenido en la producción de crudo del país durante varias décadas. Es por esto que, en la planeación técnica de Cantarell, se está diseñando un nuevo proyecto que busca maximizar la producción a través de un proyecto de recuperación adicional de hidrocarburos, de tal manera que la actual estrategia de explotación, basada en un mantenimiento de presión, deberá evolucionar a otro esquema de explotación.

•

•

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Chicontepec

Aguas profundas

Cantarell


Explotación(sin Chicontepec y Cantarell)

Gráfica 41Producción de crudo por categoría de proyectos, escenario sobresaliente, 2006-2016




�3

El total de la producción en este proyecto disminuirá a una tasa de 14.1% anual entre 2006 y 2016, promediando un volumen de 921 mbd en el periodo. Se espera que la declinación de la producción de Cantarell sea parcialmente compensada por una mayor producción de Ku-Maloob-Zaap, Chicontepec y otros campos.

La producción de los proyectos de exploración provendrá principalmente de los proyectos Golfo de México B, Reforma, Cuichapa y Crudo Ligero Marino. En lo referente a aguas profundas, estos proyectos inician su producción de crudo a partir de 2014. Para la clasificación de estos proyectos se considera una definición propia de PEP, donde aquellos desarrollos con un tirante de agua superior a 500 metros son considerados como proyectos de aguas profundas. Esta definición responde a que, a esa profundidad, la tecnología para el desarrollo de esos campos cambia de manera significativa.

Por región

En la producción agregada de crudo por regiones se espera que la Marina Noreste decline a una tasa de 8% anual entre 2006 y 2016. La importancia de esta región radica en que durante 2006, ésta participó con 68% de la producción nacional de aceite, mientras que en 2016 su participación bajará hasta 31%. Esta disminución se encuentra ligada a la declinación de Cantarell, que se estima tendrá una reducción de 1,397 mbd en el volumen de su producción hacia el final del periodo.

La declinación en la producción en la Región Marina Noreste será compensada por el crecimiento esperado en otras regiones, principalmente por desarrollo de reservas en la Región Norte. Esta región, que actualmente representa menos de 3% de la producción nacional, se prevé que incremente gradualmente su producción hasta alcanzar una participación del 27% del total en 2016, lo que se explica por el desarrollo del proyecto Chicontepec.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Marina Noreste

Marina Suroeste

Sur

Norte

Gráfica 42Producción de crudo por regiones escenario, sobresaliente, 2006-2016



El resto de las regiones en que se subdivide el país también verán un incremento en su producción. Se espera que la Región Sur incremente en 53% su producción actual, mientras que la Región Marina Suroeste lo hará en 37%.


�4

Por calidad de aceite

De acuerdo a la calidad de aceite, se espera que la producción de crudo pesado disminuya en los primeros años, debido a la declinación de Cantarell y, posteriormente, Ku-Maloob-Zaap experimentará la misma tendencia. Estos factores darán como resultado una reducción de 35% en la producción de crudo de esta calidad hacia el final del periodo.

En lo que respecta a los crudos de menor densidad, se espera que el ligero incremente su producción a lo largo del periodo a una tasa promedio de 7% anual, mientras que el superligero lo hará a una tasa de 6%. Estos incrementos se encuentran ligados al desarrollo de los proyectos de Chicontepec, Crudo Ligero Marino, Cuichapa, Reforma y Campeche Poniente. La producción de aceites ligeros (ligero y superligero) aumenta de 1,012 mbd en 2006 a 1,972 mbd en 2016.

Este escenario permite prever que la calidad de la mezcla mexicana se volverá más ligera, derivado de una menor producción de crudo pesado. Esta situación podría resultar en que el crudo Maya se convirtiera en un commodity de difícil acceso y por tanto presente un comportamiento atractivo en cuanto a su precio.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Superligero

Ligero

Pesado

Gráfica 43Producción de crudo por calidad, escenario sobresaliente, 2006-2016



Con la composición del pronóstico de producción, la demanda de aceites del Sistema Nacional de Refinación (SNR) se satisface en su totalidad dentro del escenario propuesto.

4.1.1 Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016

El crudo nacional tiene dos destinos de consumo, uno que va dirigido al proceso de crudo en el país y otro que abastece al mercado externo. El procesamiento de crudo en el mercado interno se divide principalmente en aquel que se envía al SNR y otro volumen que va al Complejo Petroquímico La Cangrejera. Esta estructura no cambia en el horizonte de planeación, e incluso, el pronóstico de distribución del crudo en ambos escenarios considera el posible fortalecimiento de la capacidad instalada de refinación.

Sistema Nacional de Refinación

Para el periodo 2006-2016, se espera que el SNR continúe siendo el principal demandante de crudo en territorio nacional. A su vez, se prevé que la proporción de crudo requerido se incrementará conforme se concluyan las reconfiguraciones planeadas en las refinerías, y entre en operación la nueva capacidad. De este modo,


�5

mientras que en 2006, el SNR captó 38% del volumen total de crudo destinado a distribución, se espera que en 2015 esta proporción se eleve hasta 51%, como resultado de la expectativa del arranque de nueva capacidad de refinación en ese año2.

1,736

1,735

1,432

1,419

1,389

1,368

1,366

1,346

1,283

1,245

1,242

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pesado Ligero Superligero Demanda del SNR

Gráfica 44Demanda del SNR versus disponibilidad nacional de crudo,

escenario sobresaliente, 2006-2016(miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex.

También se prevé un cambio en la tendencia de consumo por tipo de aceite; mientras que en 2006 el crudo pesado representaba 40% del total demandado por el SNR, se espera que este eleve su participación hasta 63% hacia el último año del periodo. Este aumento en la participación supone un incremento de 583 mbd en el volumen de crudo pesado requerido respecto a 2006. Este tipo de crudo experimentará una tasa de crecimiento promedio de 8% en su consumo, que será la más alta entre los tres tipos de crudo.

El cambio en la tendencia en la nominación de crudo para la demanda del mercado interno se encuentra

2 El arranque de la nueva capacidad estará sujeto al nivel de inversiones que se canalice a este segmento de la industria.

relacionado con dos factores. Por un lado la culminación de los proyectos de reconfiguración en las refinerías, que permitirán procesar una mezcla con una mayor proporción de crudos pesados. Por otro lado, existe la posibilidad de que inicie operaciones un nuevo tren de refinación, que incrementaría la demanda de crudo pesado en 2015.

La proporción de crudo pesado captado por el SNR se incrementará de manera considerable entre 2006 y 2016, respecto al volumen total de este tipo de crudo para distribución. En el año base (2006), la demanda del SNR representaba 24% del total disponible a nivel nacional, mientras que para 2016 se espera que esta proporción se eleve a 63%.


�6

Durante 2006, el crudo ligero demandado por el SNR captaba 79% del volumen de este crudo disponible en territorio nacional, esta relación se pronostica disminuya a 57% en los próximos diez años, liberando una mayor cantidad de crudo para otros destinos, principalmente a exportación.

Por último, el crudo superligero se mantendrá con una participación marginal en los primeros años del periodo de estudio y nula a partir de 2008. En este caso, el total del volumen para distribución de esta calidad de crudo tiene como destino el mercado de exportación.

Los requerimientos de este tipo de crudo, irán a la baja como resultado de una menor demanda, debido a la conclusión de las reconfiguraciones planteadas y de un incremento en la producción.

Cabe señalar que las refinerías nacionales disminuirán su demanda por el crudo ligero como consecuencia de las reconfiguraciones planeadas. Dicha reducción corresponde a 72 mbd en el periodo, es decir, una contracción de 10% respecto a la demanda de 2006. Su participación dentro de la mezcla destinada al SNR disminuirá de 58% a 37% entre 2006 y 2016; cediendo su lugar al crudo pesado como el principal crudo enviado a proceso en el SNR.

Este crudo es el único que presenta una tasa de crecimiento negativa para el periodo, misma que se ubica en 1% en promedio anual. Por otra parte, tanto la demanda de crudo ligero como la de superligero, no verán incrementada su participación en caso de que la nueva refinería entrara en operación.

La relación entre la demanda de crudo ligero con el volumen disponible de este crudo se reducirá hacia 2016, como resultado de un menor consumo de crudo ligero por el SNR y a un incremento en la producción del mismo.

Gráfica 45Demanda de crudo pesado por parte del SNR vs disponibilidad nacional,


Fuente: Pemex.

1,086

1,085

783

720

625

605

608

614

527

498

502

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pesado Demanda del SNR


�7

Gráfica 46Demanda de crudo ligero por parte del SNR vs disponibilidad nacional,


Fuente: Pemex.

721

729

757

732

758

764

764

699

649 649

650

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ligero Demanda del SNR

Gráfica 47Demanda de crudo superligero por parte del SNR vs disponibilidad nacional,

escenario sobresaliente, 2006-2016 (miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex.

0 000000001719

0

100

200

300

400

500

600

700

800

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Superligero Demanda del SNR


��

Complejo petroquímico La Cangrejera

Otro destino que integra la demanda nacional es el crudo destinado al complejo petroquímico “La Cangrejera”, cuyos productos se emplean para complementar el proceso de destilados ligeros del SNR.

Se espera que la demanda de crudo por parte de este complejo se incremente de 122 mbd en 2006 a 165 mbd en 2008, permaneciendo constante a partir de ese año. De acuerdo a su calidad, la demanda promedio de crudo pesado a lo largo de los 11 años de estudio se ubicará en 44.2 mbd, volumen que representa 27.6% del total del crudo demandado por este centro procesador. El crudo ligero aportará un promedio 53.0 mbd, contribuyendo con 33.1% de la demanda. Por último, el crudo superligero presentará la mayor demanda con 63.0 mbd en promedio, aportando 39.3% restante.

4.1.2 Comercio exterior, 2006-2016

Se prevé que las exportaciones de crudo del país disminuyan como consecuencia del aumento en la

demanda nacional de crudo, lo que ocasiona que, para el último año del periodo, el volumen promedio total de crudo destinado a exportación se reduzca en 364 mbd respecto a 2006.

La tendencia que presentan las exportaciones de acuerdo a la calidad del crudo es, como consecuencia, el inverso de la tendencia en el consumo nacional y los cambios en los volúmenes de producción de los distintos tipos de crudo en el país. En el caso del crudo pesado, la menor plataforma de producción y un aumento en el consumo nacional, derivarán en que éste reduzca el volumen de sus exportaciones.

En 2006, el volumen de crudo pesado para exportación representó 75% del total de dicho crudo disponible para distribución y se espera que hacia el final del periodo esta proporción baje a 37%. En términos de volumen, este decremento significa una reducción de 929 mbd en las exportaciones de este crudo en comparación con el primer año del periodo de estudio. En cuanto a su proporción dentro del total de crudo exportado, ésta pasa de 84% en 2006 a 43% para el último año.

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20

40

60

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100

120

140

160

180

200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Gráfica 48Demanda de crudo del complejo petroquímico La Cangrejera, 2006-2016


Fuente: Pemex.


��

A pesar de la mayor producción de crudo ligero en territorio nacional, el volumen destinado a exportaciones no se incrementaría en la misma proporción. Esto se debe a que parte de su producción se emplea para mezclas con crudos más pesados para facilitar el transporte y mejorar la calidad para el mejor aprovechamiento en las refinerías. Aún así, este crudo verá un incremento en su participación dentro de las exportaciones mexicanas, ya que, mientras en 2006 su volumen de exportaciones representaban 4% del total de crudos exportados, para el 2016 se incrementará a 22%, como consecuencia de un aumento de 261 mbd en el volumen exportable durante el periodo.

El comportamiento del volumen destinado a exportaciones del crudo superligero se encuentra estrechamente vinculado a la demanda nacional, ya que hasta 2014 la mayoría de su producción se empleará para realizar las mezclas destinadas al consumo nacional. A partir de ese año, se espera que la mayor producción

de este tipo de crudo en conjunto con una disminución en la demanda nacional, liberen parte del volumen para ser destinado a exportaciones.

El crudo superligero destinado al mercado internacional en 2016 presentará un incremento de 305 mbd respecto al volumen de 2006, aumentando su participación dentro de la mezcla de exportación de 13% a 36%, ubicándose en volúmenes muy cercanos a aquellos del crudo pesado.

De consolidarse la nominación de las calidades de crudos que se espera en este escenario, resultará en una mayor disponibilidad de aceite ligero en las terminales, favoreciendo el precio de la mezcla de exportación, independientemente de los mercados hacia donde se dirija. Además, esta calidad en la mezcla permitirá aumentar los destinos de exportación ya que no será necesario contar con refinerías de alta complejidad para su procesamiento.

Gráfica 49Exportaciones nacionales por tipo de crudo, escenario sobresaliente, 2006-2016


Fuente: Pemex.

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200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Superligero 235 166 200 180 133 156 174 339 433 547 540 8.7

Ligero 65 56 70 74 114 142 234 129 179 245 326 17.4

Pesado 1,569 1,512 1,411 1,372 1,396 1,359 1,276 1,241 1,140 701 640 -8.6

Total 1,869 1,734 1,682 1,626 1,643 1,658 1,684 1,710 1,752 1,492 1,505 -2.1

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca


100

Cabe señalar que, en caso de que la nueva capacidad de refinación no fuera concretada hacia el 2015, este crudo pesado quedaría en disponibilidad para ser comercializado en el mercado exterior.

4.1.3 Programa de inversiones

El desarrollo del escenario sobresaliente supone un aumento significativo en los recursos de inversión en infraestructura como resultado de las reformas estructurales.

La inversión asociada al presente escenario de producción se estima en 157 mil de millones de pesos de 2007 en promedio anual a lo largo del periodo. El total de las inversiones de la cartera 2007 de PEP están divididas en:

Explotación;

Exploración; y,

Futuros desarrollos.

En el escenario para la producción de aceite crudo, se observa que para el caso propuesto se tiene una meta de 3,182 miles de barriles para el 2007 y que posterior a ese año dependerá del monto de las inversiones destinadas a PEP. Así, en los primeros años se observan cambios menores en el escenario sobresaliente, mientras que a medida que transcurre el tiempo los efectos se muestran mucho mayores; esto se debe a que las inversiones que se realizan actualmente en infraestructura y perforación de pozos, tienen efecto en el mediano y largo plazo y contribuyen a mantener la producción. En cuanto a la incorporación de reservas, el escenario sobresaliente supone que la inversión que se realiza en el desarrollo de estos campos, tiene como meta una tasa de restitución de reservas probadas y 3P de 100% en el año 2012.

Las variaciones en términos de inversión se deben principalmente a dos factores: a cambios en los precios de los hidrocarburos que se han traducido en incrementos a los costos de los materiales y servicios empleados

•

•

•

en la industria petrolera y también a los ritmos de ejecución de los diferentes proyectos que constituyen este portafolio de inversiones. En este contexto, el escenario contempla una estructura de costos que reflejan las condiciones comerciales al primer trimestre de 2007.

Del monto de inversión promedio, 62% está dedicado a la explotación de campos actuales, 18% a la exploración de nuevos campos y 20% a su futuro desarrollo. La estrategia de PEP es atender las cuencas maduras, a la vez que se incursiona en aguas profundas. Los proyectos como Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán niveles superiores al 60% de las inversiones de explotación en el periodo 2008-2016. A partir de 2010, la inversión exploratoria se incrementa principalmente en los proyectos marinos como Golfo de México B, Golfo de México Sur, Crudo Ligero Marino y Campeche Oriente. El incremento en las inversiones del futuro desarrollo a partir de 2012 se explica, principalmente, por los ritmos de ejecución de los proyectos de aguas profundas Golfo de México B y Golfo de México Sur.

A partir de 2007, las inversiones en explotación en proyectos ya aprobados se reducen debido a la conclusión de las obras de los principales proyectos marinos como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Crudo Ligero Marino. De las inversiones físicas en explotación programadas entre 2008 y 2016, el 55% corresponde a proyectos terrestres, que incluyen la extracción de hidrocarburos en Chicontepec, Burgos, Antonio J. Bermúdez, Veracruz y por los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF). Las inversiones en aguas someras representan 38% del total y se ejercerán en los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Crudo Ligero Marino y Chuc. El resto de las inversiones en el horizonte de planeación se llevarán a cabo para actividades de soporte y mantenimiento.

Los proyectos exploratorios mantienen una inversión promedio anual de 28 mil millones de pesos entre 2006 y 2016. La inversión en proyectos marinos representa 75% del total en el periodo 2008-2016. En aguas someras, los principales proyectos son Crudo Ligero Marino, Coatzacoalcos, Campeche Oriente, Campeche Poniente


101

Gráfica 50Inversión física total, escenario sobresaliente, 2006-2016

(miles de millones de pesos de 2007)


114123 127 121

112 10594

8572 64 62

13

1726

29

29

2632 34

4 14

58

65 73 7334

32

31

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127

140

153 155

168170163

172166

157161

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Exploración Futuro desarrolloExplotación

y Lamprea. Respecto a las inversiones en aguas profundas, éstas se enfocan al proyecto Golfo de México B y Golfo de México Sur. Mientras que los principales proyectos terrestres son Reforma Terciario, Burgos, Simojovel y Cuichapa.

A partir de 2009, se esperan inversiones físicas en futuros desarrollos, priorizando proyectos en aguas someras como Crudo Ligero Marino y Coatzacoalcos, los cuales representarán 32% de la inversión total destinada a este rubro en el periodo. Las inversiones en proyectos terrestres se ejercerán principalmente en los proyectos Reforma Terciario, Simojovel y Cuichapa, y promedian 25% de la inversión. En aguas profundas la inversión está enfocada a los proyectos Golfo de México B y Golfo de México Sur, a los que se destinará 43% de la inversión total durante el periodo.

En cuanto a los pozos totales se estima que, entre 2007 y 2016, se habrán perforado un total de 12,597 pozos acumulados. El incremento a partir de 2008 se debe principalmente al desarrollo de Chicontepec. En ese periodo se perforarán 1,312 pozos en exploración, mientras que los asociados a futuro desarrollo serán 1,810. Cabe hacer notar que, para 2012, se advierte una disminución en la perforación de pozos en la Cuenca de Burgos y en los correspondientes COPF (véase gráfica 51).

4.1.4 Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016

El balance nacional prospectivo de petróleo crudo integra la visión para los próximos 10 años de este mercado. Éste se presenta como un ejercicio vinculado a la cartera de inversión de PEP, la cual contiene los proyectos a desarrollarse en sus distintas fases hacia 2016.


102

Este ejercicio de planeación presupone una inversión que permitirá un fuerte impulso a la exploración y, por lo tanto, un mayor desarrollo de reservas; además de que permitiría incrementar la producción hacia el final del horizonte de planeación. Cabe mencionar que, la diversificación de la cartera de proyectos, incluye la exploración y desarrollo de proyectos en aguas profundas, donde PEP recientemente está incursionando.

La concentración de la producción en las regiones cambiará con la declinación de la Marina Noreste como consecuencia de la disminución de la producción en el Proyecto en Cantarell, y esta producción estará siendo compensada por los desarrollos en las otras regiones, principalmente sustentados en el incremento de producción de crudo que se realice en Chicontepec.

Por otro lado, desde el punto de vista de proceso nacional del crudo producido, se espera un aumento considerable hacia el final del periodo, principalmente a partir de 2015. Esto se debe a que dentro de las posibilidades

del escenario se considera un nuevo tren de refinación a partir de ese año que incrementará la capacidad nacional de proceso. Sin embargo, es de mencionar que pese a ser una premisa en el escenario y, debido a los tiempos y los recursos necesarios para la planeación de un proyecto de esta dimensión, este proyecto queda sujeto a la dinámica del mercado en los próximos años.

Este aumento en la demanda nacional se traducirá en un menor volumen de crudo exportado, sin embargo, de no concretarse el proyecto del nuevo tren de refinación, este volumen sería destinado a la plataforma de exportación.

Cabe hacer notar que cualquier proyecto a desarrollarse en la industria petrolera se encuentra sometido a diferentes elementos inciertos, los cuales deben ser considerados. Lo anterior es importante debido a que esta incertidumbre también se encuentra relacionada a la magnitud del volumen de hidrocarburos a encontrar y por el tipo de fluido asociado que se esperan descubrir.


659

791

1,315

1,6731,731 1,736

1,382

1,041 1,005 1,030

893

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Gráfica 51Perforación de pozos totales, escenario sobresaliente

(número)



103

Así la cartera de proyectos de PEP prevé que la producción de crudo pesado disminuya a un ritmo de 4.3% anual. En contraste, se incrementa la producción de los crudos más ligeros, que permitirán compensar la producción total de crudo en territorio nacional.

Una vez planeada esta producción por tipo de crudo, habrá una mayor nominación de crudo pesado entregado al SNR. Esta mayor demanda se traducirá en un cambio en las proporciones de participación de los crudos exportados, en donde el crudo pesado reducirá su participación.

Cuadro 18Balance nacional de petróleo crudo por tipo, escenario sobresaliente, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Disponibilidad 3,25� 3,1�5 3,144 3,152 3,1�0 3,20� 3,25� 3,314 3,36� 3,415 3,426 0.5

Producción de petróleo crudo

3,256 3,1�2 3,132 3,140 3,17� 3,1�7 3,246 3,302 3,357 3,403 3,415 0.5

Pesado 2,244 2,109 2,014 1,985 1,949 1,862 1,773 1,710 1,635 1,535 1,442 -4.3

Ligero 831 844 883 892 926 1,018 1,155 1,273 1,388 1,523 1,640 7.0

Superligero 180 230 234 262 303 316 317 319 334 345 333 6.3

Naftas y condensados

3 3 13 13 12 12 12 12 12 12 11 15.1

Distribución 3,234 3,133 3,130 3,137 3,174 3,1�1 3,23� 3,2�4 3,34� 3,3�4 3,405 0.5

A proceso1 1,364 1,400 1,44� 1,511 1,531 1,533 1,554 1,5�4 1,5�7 1,�01 1,�00 3.4

Pesado 526 498 593 680 674 671 691 786 849 1,086 1,085 7.5

Ligero 819 884 757 732 758 764 764 699 649 815 814 -0.1

Superligero 19 17 99 99 99 99 99 99 99 0 0 n.a.

Al exterior del país2 1,�6� 1,734 1,6�2 1,626 1,643 1,65� 1,6�4 1,710 1,752 1,4�2 1,505 -2.1

Pesado 1,569 1,512 1,411 1,372 1,396 1,359 1,276 1,241 1,140 701 640 -8.6

Ligero 65 56 70 74 114 142 234 129 179 245 326 17.4

Superligero 235 166 200 180 133 156 174 339 433 547 540 8.7

Variaciones3 25 52 14 15 17 1� 1� 20 21 21 21 n.a.

n.a.: no aplica.1 Incluye el crudo destinado al Sistema Nacional de Refinación, a La Cangrejera y a las plantas de PGPB.2 Incluye las exportaciones y el crudo a maquila.3 Incluye empaque, movimientos de inventarios, inyecciones, traspasos, mermas y diferencias estadísticas.Fuente: Pemex Exploración y Producción.


104

4.2 Escenario de producción bajo3

Este escenario se caracteriza por una inversión limitada ante la ausencia de las reformas estructurales que requiere el país, lo que se traducirá en exploración restringida, postergación de la exploración y desarrollo de aguas profundas más allá del 2022, y una reducción en la plataforma de producción.

El portafolio de negocios 2007 de PEP que se contempla en el presente escenario incluye 68 proyectos divididos en: seis proyectos integrales de exploración y explotación, 29 de explotación, nueve de exploración y 24 proyectos de infraestructura y soporte. De esta, manera se puede observar que el impacto de la inversión restringida derivaría en un número menor de proyectos asociados con la exploración.

Los aspectos más relevantes del presente escenario de producción consideran:

Techos presupuestales promedio de 100 mil millones de pesos en inversión física durante el periodo. De estos, 8 mil se destinan a exploración, 3 mil a futuro desarrollo y 89 mil a las actividades de explotación4;

En cuanto a la actividad exploratoria, sólo se considera la producción esperada de los pozos exploratorios programados al término de 2007 y se mantiene el programa de perforación exploratoria para el proyecto Burgos, mientras que el resto de los proyectos exploratorios se difieren al 2011 de manera escalonada. Cabe mencionar que este escenario no considera la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas.

•

•

En lo referente a la explotación, se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo encaminados a mejorar el factor de recuperación de reservas remanentes, además de continuar con los mismos esquemas de ejecución en campos maduros y marginales.

Así, la producción de crudo promedio del periodo 2006-2016 de este escenario se ubica en 2,682 mbd. Para fines comparativos, este escenario tocará los mismos temas que el sobresaliente; explicando la prospectiva de producción de acuerdo a la actividad, proyectos, regiones y calidades de aceite.

Por actividad

El presente escenario muestra cómo la baja actividad, tanto en exploración como en explotación, se traduce en una caída en la plataforma de producción a lo largo del periodo. Esto se encuentra asociado a la declinación esperada del yacimiento de Cantarell que será sustituida, en gran medida, por el desarrollo en Chicontepec y Ku-Maloob-Zaap. Sin embargo, aún con estos desarrollos no se podrá mantener la producción en los niveles registrados al inicio del periodo. Además, debe considerarse que las actividades exploratorias y de aguas profundas requieren de un tiempo considerable de maduración para integrar una producción base; la incorporación de las oportunidades exploratorias se prevé con una aportación marginal hacia 2014, aumentando su aportación a 3.8% en 2016.

•

3 Corresponde al escenario de “Techos predeterminados” de PEP.4 Este escenario supone un nivel de endeudamiento constante de Pemex.


105

Por categoría de proyectos

En esta sección se mantendrá la clasificación de proyectos adoptada en el escenario anterior, a excepción del de aguas profundas, ya que en este escenario no contempla un desarrollo considerable. En este sentido, se abarcarán los siguientes proyectos:

Explotación (sin Chicontepec y Cantarell);

Cantarell;

Chicontepec; y,

Exploración (sin aguas profundas).

Este escenario considera una declinación en la producción de los campos actuales al no incorporase nuevos desarrollos. Se prevé que los proyectos de explotación tengan una producción promedio de 1,554 mbd a lo largo del periodo de análisis, con un máximo de producción hacia 2009 con 1,782 mbd y declinando

•

•

•

•

Gráfica 52Producción de crudo por tipo de actividad, escenario bajo, 2006-2016



0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Exploración

Explotación

hasta 1,277 mbd hacia el final del periodo y una tasa de decrecimiento de 1.2% en promedio anual.

Otro factor de gran relevancia a lo largo del periodo, será la declinación esperada de la producción de Cantarell. En este proyecto la administración de la declinación será muy similar a la del escenario sobresaliente. Se espera que la producción promedio de este activo sea de 917 mbd y la tasa promedio de declinación sea de 14.1% anual. Esto significa una reducción de 1,399 mbd respecto a la producción de 2006.

Parte de esta baja en la producción será compensada por un aumento en la producción en Chicontepec, proyecto donde se estima que la producción crezca a un ritmo de 32% anual. Sin embargo, en términos volumétricos, el aumento hacia el 2016 será de 360 mbd en comparación con el volumen de producción obtenido en 2006, lo que significaría que el proyecto Chicontepec sería incapaz de compensar la caída en la producción de los proyectos de explotación y de Cantarell.


106

Asimismo, se tiene que la aportación de los proyectos exploratorios es mínima, sólo al final del periodo, además de que no existe aportación de los proyectos de aguas profundas.

Gráfica 53Producción de crudo por categoría de proyectos, escenario bajo, 2006-2016



0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

ChicontepecCantarell


Explotación(sin Chicontepec y Cantarell)

Por región

Este escenario presenta una declinación más pronunciada en la producción de la Región Marina Noreste en comparación con el escenario sobresaliente. Las Regiones Marina Suroeste y Sur también verán una reducción en su volumen de producción, la primera en 40% y, la segunda, en niveles superiores a 20%.

Aún cuando se espera que hacia el final del periodo prospectivo, la Región Norte desplace a la Región Sur como la segunda en importancia por el nivel de producción, bajo estas condiciones, el incremento que se espera en cuanto a los niveles de producción en esta región (alrededor de seis veces el volumen de producción de esta región en 2006), será incapaz de cubrir las disminuciones de las otras regiones.


107

Gráfica 54Producción de crudo por regiones, escenario bajo, 2006-2016



0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Marina Noreste

Marina Suroeste

Sur

Norte

Por calidad de aceite

El presente escenario contempla una reducción en los volúmenes de producción de los tres tipos de petróleo crudo producidos a nivel nacional, siendo el crudo pesado el que presente la mayor reducción en su producción. Esto se encuentra relacionado también a la declinación de Cantarell y de Ku-Maloob-Zaap, cuya principal producción es de crudo pesado. En general, la producción de crudo pesado se contraerá en 44.8% en el 2016 respecto a 2006.

Los crudos ligero y superligero tendrán reducciones de 12.5 y 6.1% hacia el final del periodo, lo que contrasta con el escenario sobresaliente en donde estos crudos aumentan su producción a lo largo del periodo. Sin embargo, la explicación de estas diferencias radica en que, mientras que el escenario sobresaliente considera el desarrollo de campos cuya producción es principalmente crudos de esta calidad, en el presente escenario esos

desarrollos se postergan. Aún así, la participación de estos crudos dentro de la producción total aumenta, principalmente como consecuencia de la disminución de la producción de crudo pesado.

En este sentido la mezcla mexicana se volverá más ligera, y dado que la producción de los tres tipos de crudo se vería mermada, existe la posibilidad de que se convirtieran en commodities de difícil acceso impactando el comportamiento esperado del precio de la mezcla nacional.

4.2.1 Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016

Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en territorio nacional, será necesario recurrir a importaciones de modo que se cuente con las calidades de crudo que la demanda nacional requiere.


10�

Es importante señalar que, al igual que en el caso del SNR, la demanda por parte del complejo petroquímico La Cangrejera permanece inalterada respecto al escenario sobresaliente, demandando los mismos volúmenes en ambos escenarios.

Sistema Nacional de Refinación

Este escenario mantiene al SNR como el principal demandante de crudo en el país. Al igual que en el escenario sobresaliente, el comportamiento esperado por parte del SNR para el periodo 2006-2016 se encuentra marcado por un incremento en la demanda de crudo en las refinerías nacionales derivado de la conclusión de los proyectos de reconfiguración y la entrada en operación de una posible nueva capacidad de refinación.

El año de entrada en operación de esta nueva capacidad impactará de manera importante la relación existente entre la producción nacional y la demanda. Así, mientras que el volumen de crudo demandado por el SNR en el 2014 representará 59% del total de crudo disponible para distribución nacional de crudo; para el 2015 esta relación se elevará hasta 77%. Para 2016, la participación de la demanda del SNR continuará aumentando y se ubicará en 79%.

Gráfica 55Producción de crudo por calidad, escenario bajo, 2006-2016



0

1,000

2,000

3,000

4,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Superligero

Ligero

Pesado

La conclusión de los proyectos de reconfiguración resultará en una mayor participación de crudo pesado en la mezcla de crudos procesada en las refinerías nacionales. Si se añade a este factor el hecho de que se espera que este tipo de crudo sea el que tenga el mayor decremento en su producción, se observa que, conforme el periodo transcurra, la participación de la demanda del SNR en relación a la producción de crudo pesado en el territorio nacional sea cada vez mayor. Para el final del periodo prospectivo, se prevé que el SNR absorba 80% del total del crudo de esta calidad disponible en el país.

En lo que respecta al crudo ligero se observa que entre 2011 y 2014 la demanda por parte del SNR superará el volumen de disponibilidad nacional, por lo que será necesario recurrir a importaciones. Conforme los proyectos de reconfiguración entren en operación, la demanda de este crudo disminuirá, regresando a los rangos de producción. Lo anterior se traduce en que, al final del periodo, la participación de la demanda del SNR respecto a la producción se sitúe en 85%, cifra que resulta más alta a la que se tiene al inicio del periodo, aún cuando el volumen demandado sea menor.


109

Gráfica 56Demanda del SNR vs disponibilidad nacional de crudo, escenario bajo, 2006-2016


Fuente: Pemex.

1,736

1,735

1,432

1,419

1,389

1,368

1,366

1,346

1,283

1,245

1,242

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pesado Ligero Superligero Demanda del SNR

Gráfica 57Demanda de crudo pesado por parte del SNR vs disponibilidad nacional,

escenario bajo , 2006-2016(miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex.

502

498

527

614

608

605

625

720

783

1,085

1,086

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pesado Demanda del SNR


110

Gráfica 58Demanda de crudo ligero por parte del SNR vs disponibilidad nacional,

escenario bajo, 2006-2016(miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex.

650

649649

699

764

764

758

732

757

729

721

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ligero Demanda del SNR

La demanda de crudo superligero por parte del SNR presenta un comportamiento atípico, ya que, aunque la demanda en este escenario se prevé que sea marginal en los primeros dos años del periodo prospectivo y nula durante los ocho años restantes, este crudo se destinará a realizar las mezclas para elevar la calidad de crudos más pesados, obteniendo un mayor volumen de crudo ligero.

Esta situación, en combinación con una menor producción de crudo ligero, se traducirá en que el volumen disponible de crudo de esta calidad para otros fines se reduzca, e incluso llegue a ser nula durante algunos años, mismos que coinciden con aquéllos en los que la demanda de crudo ligero sobrepasa a la producción de éste.

Cabe mencionar que los niveles de inversión asociados al arranque de la nueva capacidad de refinación en 2015, no se presentan en esta prospectiva, por lo que este único escenario de refinación estará sujeto a la disponibilidad de estos recursos que condicionan a este segmento de la industria5

4.2.2 Comercio exterior, 2006-2016

Las exportaciones de crudo serán las que verán la mayor reducción de entre los distintos destinos que tiene la producción nacional. El incremento en la demanda nacional y las reducciones en la producción impactarán de manera considerable el volumen destinado a este fin. A lo largo del periodo prospectivo la disminución esperada en este escenario sería de 85% en el volumen promedio respecto a 2006, lo que se traduce en que, hacia el final del periodo, las exportaciones se ubiquen en 289 mbd.

Con respecto a la calidad de crudo destinado al exterior, se prevé que el crudo pesado sea el que presente la mayor reducción, pasando de 1,569 mbd en 2006 a 267 mbd hacia el final del periodo de estudio. Aún así, este crudo aportará 92% del total de las exportaciones en 2016, manteniendo la mayor participación dentro de las exportaciones.

5 Para mayor referencia, véase Prospectiva de petrolíferos 2007-2016.


111

Gráfica 59Demanda de crudo superligero por parte del SNR vs producción nacional,

escenario bajo, 2006-2016(miles de barriles diarios)

Fuente: Pemex.

0 000000001719

0

50

100

150

200

250

300

350

400

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Superligero Demanda del SNR

Gráfica 60Exportaciones nacionales por tipo de crudo, escenario bajo, 2006-2016


Fuente: Pemex.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Superligero 235 166 187 1340 0 0

0 00 0 0 0 0 0

35 2 8 15 23 -20.8

Ligero 65 56 34Pesado 1,569 1,512 1,409 1,335 1,295 1,245 1,127 958 811 352 267 -16.2

Total 1,869 1,734 1,630 1,468 1,329 1,245 1,127 959 819 368 289 -17.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca


112

En este escenario se prevé que el crudo ligero dejará de exportarse a partir de 2009, situación que se asocia a la baja producción que se espera de esta calidad de crudo a lo largo del periodo y del aumento en la demanda nacional por este tipo de crudo.

Este escenario también contempla una reducción en el volumen de crudo superligero destinado a exportación. En este caso, la reducción en el volumen destinado a exportación, principalmente en el periodo 2010-2014, se encuentra asociada a la baja en la producción de crudo de esta calidad y al hecho de que la producción de este crudo se emplea para realizar mezclas que mejoren la calidad de crudos más pesados para ser procesados, ya sea por las refinerías nacionales o por el complejo petroquímico La Cangrejera. Una vez que la demanda por crudo ligero disminuye en territorio nacional, y vuelve a los niveles de producción de este tipo de crudo en territorio nacional, se tiene nuevamente cierto volumen de crudo superligero que puede destinarse a exportaciones.

El precio de la mezcla mexicana disminuiría ya que, por un lado, se dejaría de exportar crudo ligero, y por el otro, la participación del crudo superligero se reduciría, haciendo la mezcla más pesada y por tanto de menor valor en el mercado. Cabe señalar que en este caso, el aumento en la participación del crudo pesado es consecuencia de la disminución en el volumen de los crudos ligero y superligero y no como resultado de un aumento en su volumen destinado a exportación.

Derivado de un escenario bajo de producción, y considerando que las premisas por el lado de la demanda permanecen constantes, en este escenario será necesario recurrir a importaciones de crudo ligero hacia 2010 para complementar la oferta nacional. Con esto, se busca satisfacer los requerimientos del SNR para el crudo de esta calidad. Cabe mencionar que también se ve ajustada a la baja la plataforma de exportación.

0

50

100

150

200

250

300

Ligero 80 158 191 164 86 53

Total 80 158 191 164 86 53

2006 2007 2008 2009 2010

- - - - -

- - - - -

2011 2012 2013 2014 2015 2016

Gráfica 61Importaciones por tipo de crudo, escenario bajo, 2006-2016


Fuente: Pemex.


113

4.2.3 Programa de inversiones

En el presente escenario se consideran recursos de inversión decrecientes respecto a los observados en años recientes, como resultado de la disminución de ingresos petroleros.

Los niveles de inversión asociados a esta plataforma de producción equivaldrán a destinar un promedio de 100 mil millones de pesos de 2007 a lo largo del periodo 2006-2016, divididos en exploración, explotación y futuro desarrollo.

En estas condiciones de inversión, puede observarse la relación de ésta con los volúmenes de producción; de esta manera durante los primeros años, la plataforma de producción se mantiene en niveles superiores a los 3,000 mbd, mientras que conforme la inversión disminuye se reduce, a su vez, el nivel de producción a 2,136 mbd en 2016.

Los niveles de inversión destinados a la explotación de los campos actuales representan 89% del promedio de inversiones en el periodo; las inversiones en exploración representarán 8%, y el 3% restante se destinará a futuro desarrollo. La estrategia que plantea este escenario genera un impacto mínimo en explotación, con la excepción de Chicontepec.

Los proyectos Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán, en el periodo, 61% de las inversiones de explotación, además de que a lo largo del periodo no se invierte en proyectos de aguas profundas y para el resto de proyectos exploratorios la inversión es limitada.

El 88% de la inversión se destina a proyectos en explotación a fin de mantener, hasta donde sea posible, los niveles de producción. En lo referente a la exploración, ésta es mínima y no existe actividad en aguas profundas.

114 123 117 106 90 85 81 71 67 62 65

13

17

1

1

2

1212

15 13

56 7 9

33

2 4

92 89 88 8885 83

87

107

118

140

127

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016


Gráfica 62Inversión física total, escenario bajo, 2006-2016

(miles de millones de pesos de 2007)



114

Las inversiones físicas en explotación contemplan proyectos de infraestructura y soporte que representan 41% de la inversión. El 50% de las inversiones se destina a proyectos terrestres, que demandan una inversión menor a la de los marinos. Para proyectos marinos la inversión representa únicamente 9% destinándose, principalmente, a Ku- Maloob-Zaap, Cantarell y Crudo Ligero Marino.

En lo que respecta a la actividad exploratoria, el reducido nivel de inversión obliga a posponer dicha actividad, manteniéndola los primeros años únicamente en Burgos. A partir de 2013 comenzarían a tener actividad exploratoria otros proyectos como Crudo Ligero Marino, Sardina y Reforma. Por último, no existe exploración en aguas profundas durante todo el periodo. A lo largo del periodo de estudio 33% del total de estas inversiones se destinará a proyectos terrestres mientras que 67% corresponderá a proyectos en aguas someras.

De la inversión que se pretende ejercer en futuros desarrollos, se tiene que ésta comienza hasta 2010 y únicamente en Burgos, mientras que las actividades de futuros desarrollos en otros proyectos como Reforma, Crudo Ligero Marino, Sardina y Macuspana iniciarían hasta 2015. Al igual que en la actividad exploratoria, en aguas profundas no se tendría actividad en todo el horizonte. Las proporciones de inversión serán de 71% en proyectos terrestres y el 29% restante a proyectos en aguas someras.

El número de pozos que se espera perforar en el periodo de 2007 a 2016 se estima en 11,124. La mayor actividad de perforación de pozos se dará en Chicontepec y COPF, donde se perforará 73% del total de pozos. Los pozos exploratorios representan únicamente 13% del total de pozos perforados.

Gráfica 63Perforación de pozos totales, escenario bajo

(número)

1 Contratos de Obra Pública Financiada.Fuente: Pemex Exploración y Producción.

659

791855

1,1361,053

1,167

1,009

831

1,050962

1,155

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Explotación(sin Chicontepec y sin COPF)

Exploración

Chicontepec

Futuro desarrollo(sin aguas profundas y COPF)

COPF1

Aguas profundas(incluye futuro desarrollo)


115

Los pozos de explotación presentarán una reducción, pasando de 531 pozos en 2006 a 58 en el último año del periodo. Los pozos en Chicontepec presentarán el inverso de esta tendencia, aumentando su número de forma constante pasando de 64 pozos a 885 al final del periodo. Los pozos asociados a los COPF se incrementarán hacia la mitad del periodo alcanzando su número máximo en 2009 con 283 pozos y reduciéndose a partir de ese año.

4.2.4 Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016

Este escenario de planeación presupone una inversión limitada y una reducida actividad exploratoria. Estos factores, aunados a la declinación en la producción de Cantarell, darán como resultado una importante caída en la plataforma de producción de petróleo a nivel nacional durante el periodo de estudio. En este escenario no se contempla la incursión en aguas profundas por parte de PEP, lo que impactará en una mayor escala los pronósticos de producción al final del periodo.

Este escenario contempla una disminución en la producción en tres de las cuatro regiones en que se subdivide el país para la exploración y explotación de hidrocarburos, siendo la única región que escapa a esta tendencia la Región Norte. Sin embargo, debido a la baja inversión asociada en este escenario, el aumento en la producción en dicha región no será muy significativo.

En cuanto a los distintos destinos del crudo nacional, se observa que este escenario presenta mucha similitud con el escenario sobresaliente. Los volúmenes destinados a la refinación son muy similares. Sin embargo, este escenario presenta la peculiaridad de que, al ser insuficiente la producción nacional de crudos ligeros, se tendrá que destinar la producción de crudos superligeros para realizar las mezclas que mejoren la calidad de crudos de mayor densidad para el mejor aprovechamiento de las refinerías que forman parte del SNR. En lo que respecta a los volúmenes destinados al complejo petroquímico, estos son idénticos en ambos escenarios.

Lo anterior da como resultado que la plataforma de exportación se vea reducida de forma considerable a lo largo del periodo de estudio. Cabe señalar que en este escenario, aún si el nuevo tren de refinación no se llevara a cabo, el volumen destinado a exportaciones no alcanzaría 50% del volumen actual.

Con respecto al comercio internacional, este escenario se caracteriza por incluir dentro de sus proyecciones un volumen de importación de crudo ligero que complemente la oferta nacional, con un máximo de 191 mbd en 2013 y un mínimo de 53 mbd en 2016

En la cartera de proyectos que contempla PEP asociada a este escenario se prevé una reducción en los volúmenes de producción de todas las calidades de crudos, siendo el pesado el que presenta la mayor tasa de decremento con 5.8% en promedio anual. En este caso, esta reducción se encuentra asociada a la declinación en Cantarell. Los crudos ligero y superligero también verán reducida su producción aunque a una menor tasa de decremento, en este caso esta baja se encuentra asociada a la menor actividad exploratoria que no permitirá la incorporación de yacimientos a la fase de extracción.


116

Cuadro 19Balance nacional de petróleo crudo por tipo, escenario bajo, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Disponibilidad 3,25� 3,1�5 3,0�3 2,��2 2,�73 2,7�1 2,6�2 2,554 2,426 2,2�0 2,200 -3.�

Producción de petróleo crudo

3,256 3,1�2 3,0�0 2,��0 2,�61 2,6�� 2,522 2,351 2,250 2,1�3 2,136 -4.1

Pesado 2,244 2,109 2,000 1,942 1,887 1,782 1,646 1,533 1,432 1,327 1,239 -5.8

Ligero 831 844 854 807 746 704 691 659 664 692 727 -1.3

Superligero 180 230 227 230 228 212 186 159 155 164 169 -0.6

Naftas y condensados

3 3 13 13 12 12 12 12 12 12 11 15.1

Importaciones - - - - - �0 15� 1�1 164 �6 53 n.a.

Ligero - - - - - 80 158 191 164 86 53 n.a.

Distribución 3,234 3,133 3,07� 2,�7� 2,�61 2,77� 2,6�1 2,543 2,415 2,26� 2,1�� -3.�

A proceso1 1,364 1,400 1,44� 1,511 1,531 1,533 1,554 1,5�4 1,5�7 1,�01 1,�00 3.4

Pesado 526 498 593 680 674 671 691 786 849 1,086 1,085 7.5

Ligero 819 884 757 732 758 764 764 699 649 815 814 -0.1

Superligero 19 17 99 99 99 99 99 99 99 0 0 -100.0

Al exterior del país2 1,�6� 1,734 1,630 1,46� 1,32� 1,245 1,127 �5� �1� 36� 2�� -17.0

Pesado 1,569 1,512 1,409 1,335 1,295 1,245 1,127 958 811 352 267 -16.2

Ligero 65 56 34 - - - - - - - - n.a.

Superligero 235 166 187 134 35 - - 2 8 15 23 -20.8

Variaciones3 25 52 14 14 13 12 12 11 11 11 11 n.a.

n.a.: no aplica.1 Incluye el crudo destinado al Sistema Nacional de Refinación, a La Cangrejera y a las plantas de PGPB.2 Incluye las exportaciones y el crudo a maquila.3 Incluye empaque, movimientos de inventarios, inyecciones, traspasos, mermas y diferencias estadísticas.Fuente: Pemex Exploración y Producción.

CapítuloLos recursos prospectivos de México cinco

A diferencia de las reservas, que son volúmenes de hidrocarburos descubiertos y recuperables comercialmente, los recursos prospectivos, son la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas, y que se estiman potencialmente recuperables. La cuantificación de los recursos prospectivos está basada en información geológica y geofísica del área de estudio y en analogías con áreas donde un cierto volumen original de hidrocarburos ha sido descubierto.

El esfuerzo exploratorio realizado hasta la fecha ha permitido obtener un mejor conocimiento de los recursos prospectivos de las cuencas sedimentarias de México, cuyo potencial petrolero se concentra principalmente en las cuencas de: Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, las cuencas del Sureste y el Golfo de México Profundo.

Recurso prospectivo nacional

Las estimaciones del recurso prospectivo realizado por PEP asciende a un total de 53.8 mmmbpce, cuya distribución se resume en la siguiente figura:


11�

Dado que la mayor parte de los recursos prospectivos se encuentra en el Golfo de México Profundo y en las Cuencas del Sureste y Burgos, a continuación se describen algunas de las características de dichas cuencas.

Cuenca del Golfo de México Profundo

La porción de la Cuenca del Golfo de México, bajo tirantes de agua superiores a 500 m, cubre una superficie, aproximada, de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado nueve provincias geológicas, distribuidas en tres proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido.

Los estudios geoquímicas realizados, así como las manifestaciones superficiales de hidrocarburos y el muestreo de fondo marino, indican que el tipo de hidrocarburo esperado es aceite y gas no asociado.

La actividad de perforación se inició en 2004, en el proyecto Golfo de México B donde, a la fecha, se han perforado cinco pozos exploratorios, de los cuales cuatro resultaron productores: Nab-1 productor de aceite extrapesado, mientras que los pozos Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1 resultaron productores de gas no asociado.

Los estudios de recursos prospectivos realizados en esta cuenca indican que es la de mayor potencial petrolero, al estimarse un recurso prospectivo medio de, aproximadamente, 30 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa el 55% del recurso total del país, que asciende a 53 mil 800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Recursos prospectivos

La cuenca del Golfo de México Profundo cuenta con un recurso prospectivo total de 29 mil 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los cuales se tienen identificados 8 mil 513 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con 135 oportunidades exploratorias.

Veracruz

Burgos

Sureste

Sabinas

Tampico-Misantla

Golfo de México Profundo

CuencaRecurso prospectivo

(mmmbpce)

Sabinas 0.3

Burgos 3.1

Tampico-Misantla 1.7

Veracruz 0.8

Sureste 18.1

Golfo de México 29.5

Plataforma Yucatán 0.3

Total 53.�

Figura 7Recursos prospectivos de México estimados a 2007

Fuente: PEP.

Recursos prospectivos identificados por tipo de hidrocarburo

Tipo de hidrocarburo Recursos prospectivos mmbpce

Aceite ligero 7,975

Gas seco 403

Aceite pesado 135

Total �,513


11�

Cuencas del Sureste

Cubren una extensión aproximada de 65,100 kilómetros cuadrados, incluyendo su porción marina, desde mediados de los setenta han sido las principales productoras de aceite de México. Están conformadas por las provincias: Chiapas–Tabasco-Comalcalco, Salina del Istmo, Macuspana, Sonda de Campeche y Litoral de Tabasco.

Las Cuencas del Sureste cuentan con un recurso prospectivo total de 18 mil 100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen identificados 5,387 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con 456 oportunidades exploratorias.

de los descubrimientos producto de la actividad exploratoria, es de casi 29,500 millones de pesos, considerando la estructura de costos del primer trimestre de 2007.

Desde el punto de vista exploratorio, las inversiones serán destinadas a la adquisición de más de 125,000 km2

de información sísmica 3D y la perforación de más de 1,200 pozos exploratorios en el periodo referido. Asimismo, las actividades para la explotación de las reservas descubiertas supone la perforación de 1,570 pozos de desarrollo y la construcción de la infraestructura de producción y transporte necesarias.

Cabe mencionar que la exploración y producción en aguas profundas implica grandes retos tecnológicos, largos tiempos de maduración y costos significativamente mayores a los actuales. El costo de exploración y producción en aguas profundas está sujeto a una variabilidad importante dependiendo, entre otros factoes, del tirante de agua, tamaño de las reservas, el factor de recuperación y la complejidad geológica asociada. El costo de infraestructura para este tipo de campo es también mayor al de los campos que se explotan actualmente en México.

Tecnologías relevantes de exploración

Para complementar la caracterización de los recursos prospectivos, así como su posible evolución a reservas, e requiere disponer del acceso a tecnologías de vanguardia de eficiencia comprobada, principalmente de aquellas que inciden directamente en el mejoramiento de la calidad del portafolio de oportunidades y en los resultados operativos de la exploración.

Las principales tecnologías críticas consideradas son:

Adquisición sísmica 3D tipo Wide Azimuth.- la aplicación de esta permitirá mejorar la imagen subsalina y así identificar oportunidades exploratorias que pudieran contener importantes volúmenes de recursos prospectivos, por debajo de capas salinas donde la sísmica 3D tradicional no ha permitido su detección.

•

Recursos prospectivos identificados por tipo de hidrocarburo

Tipo de hidrocarburo Recursos prospectivos (mmbpce)

Aceite ligero 2,531

Aceite superligero 1,489

Gas húmedo 367

Gas seco 624

Aceite pesado 376

Total 5,3�7

Cuenca de Burgos

Esta cuenca cubre una superficie de 70,000 kilómetros cuadrados incluyendo su plataforma continental. La Cuenca de Burgos cuenta con un recurso prospectivo total de 3,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los cuales se tienen identificados 2,840 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con 681 oportunidades exploratorias.

Inversiones a realizar

La inversión promedio anual estimada para el periodo 2008-201, en las actividades de exploración, es de más de 27,000 millones de de pesos, mientras que el promedio de las inversiones anuales asociadas al posible desarrollo


120

Modelado geoquímico.- el fortalecimiento de esta tecnología permitirá conocer con mayor certidumbre los tipos de hidrocarburos esperados, especialmente en aguas profundas donde no se ha logrado definir los límites entre gas, aceite ligero y aceite pesado.

Migración en profundidad.- este procesado de la información sismica, permitirá la elaboración de modelos estructurales y estratigráficos más confiables en los que se tendrá una mayor certidumbre de los posibles yacimientos en rocas terrígenas y carbonatadas.

Presión de poro.- los altos costos de perforación especialmente en tirantes de agua mayores a 500 metros requieren que todos los pozos a perforar cuenten con un diseño basado en este tipo de estudios que permita identificar las zonas con presiones anormales. Con lo anterior se logrará optimizar los tiempos de perforación, los costos asociados y evitar el riesgo de accidentes durante la operación.

Estudios electromagnéticos.- estos estudios complementados con la información sísmica, permitirán reducir el riesgo exploratorio en áreas de geología compleja, principalmente en la Cuenca del Golfo de México Profundo.

Tecnologías relevantes de explotación

La aplicación de nuevas tecnologías a la operación de explotación contribuirá a incrementar el factor de recuperación de los campos, algunas de las tecnologías requeridas son:

Deshidratación y desalado de crudo.- el uso de procedimientos de vanguardia en el tratamiento superficial del aceite producido, contribuye a incrementar la eficiencia en las tareas de aseguramiento de flujo.

•

•

•

•

•

Sistemas de almacenamiento y producción flotantes.- entre las principales ventajas que ofrecen este tipo de sistemas es su flexibilidad para mezclar aceites con el propósito de entregar mezclas de exportación de mejor calidad. Asimismo, ofrecen capacidad de almacenamiento adicional permitiendo diferir las operaciones bajo condiciones climatológicas adversas.

Métodos de recuperación de crudos extrapesados.- la inyección de solventes a yacimiento contiendo aceites con baja densidad API, podría incrementar su factor de recuperación final de 30 a 50 %.

Sistemas submarinos de producción.- las condiciones de bajas temperaturas y altas presiones que se presentan en ambientes de aguas profundas requieren de la aplicación de estos sistemas para el flujo óptimo de hidrocarburos. Los principales componentes son: árbol submarino, puntos submarinos de recolección de la producción de pozos (manifold), líneas de flujo y unidades de terminación submarinas.

•

•

•

Anexo Glosario

Aceite

Líquido graso, insoluble en agua. Su origen puede ser vegetal, animal o mineral. Dentro del grupo de aceites minerales se encuentra el petróleo crudo, el cual es una mezcla compleja de un gran número de compuestos químicos.

AdicionesEs el incremento en la reserva resultante de la actividad exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimitaciones de un campo durante el periodo de estudio.

Asfaltenos

Los asfaltenos son definidos típicamente como la fracción de crudo que es insoluble en solventes alifáticos de bajo peso molecular, como n-pentano y n-heptano, pero solubles en tolueno. Los asfaltenos son moléculas planas, poliaromáticas y policíclicas que contienen heteroátomos (átomos de azufre, nitrógeno u oxígeno) y metales pesados, con polaridad relativamente alta, que están presentes en el petróleo crudo en un estado de agregación en suspensión y están rodeados y estabilizados por resinas; se encuentran entre los compuestos más pesados y por tanto, los de mayor punto de ebullición.

Barril de petróleoUnidad de volumen utilizada en la industria del petróleo. Equivale a 158.9873 litros (42 galones de Estados Unidos).

Batería de separaciónConjunto de instalaciones donde se efectúa la separación del agua y del gas que vienen asociados con el petróleo crudo de los yacimientos.

Bitumen

Porción de petróleo que se encuentra en el yacimiento en estado sólido o semisólido. En su estado natural es una brea mineral rica en azufre, metales, asfaltenos, resinas y otros compuestos de elevado peso molecular. Estas mezclas de hidrocarburos pesados y de resinas sirven para dar consistencia y adhesividad al cemento asfáltico y al asfalto.

uno


122

Buquetanque

Nombre genérico utilizado para designar embarcaciones que transportan petróleo o sus derivados, aunque en la actualidad también se designa como buquetanque al que transporta cualquier tipo de líquidos a granel. En cuanto a su plural, la Real Academia Española de la Lengua recomienda que cuando la palabra se escriba separada se utilice buques tanque y cuando se escriba junta se utilice buquetanques.

Campos en producciónCampos con pozos en explotación, es decir, que no están taponados. Incluyen pozos que están operando como productores o inyectores, así como pozos cerrados con posibilidades de explotación.

Capacidad de refinación

Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por día de calendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin interrupción, en tanto que la capacidad por día de calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas.

Combustible

Material que, al combinarse con el oxígeno, reacciona con desprendimiento del calor (es combustible aunque no se inflame). Por extensión, sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química con un componente diferente al oxígeno), incluyéndose también en esta acepción a los materiales fisionables y fusionables.

ComplejoSerie de campos en producción que comparten instalaciones superficiales de uso común.

Condensados

Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en instalaciones de separación en campos productores de gas asociado y no asociado, generalmente pentanos y más pesados. Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Condiciones estándar

Son las cantidades a las que la presión y temperatura deberán ser referidas. En la industria petrolera las condiciones estándar, en el sistema inglés de medidas, son 14.73 libras por pulgada cuadrada para la presión y 60 grados Fahrenheit para la temperatura.


123

Densidad

Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en kilogramos por metro cúbico (sistema internacional), en gramos por centímetro cúbico (sistema métrico decimal) o en libras por galón (sistema inglés).

Densidad relativa

En caso de líquidos y sólidos, es la relación entre la densidad de un líquido y la densidad del agua, a la misma temperatura, y en el caso de gases, la relación entre la densidad del gas y la del aire, a las mismas condiciones de temperatura y presión.

Densidad API

Es una medida indirecta de la densidad de los productos líquidos utilizada en la industria del petróleo; se deriva de la densidad relativa, de acuerdo con la siguiente ecuación:

Densidad API =(141.5 / densidad relativa) – 131.5

La ecuación anterior aplica para líquidos menos densos que el agua. La densidad API se expresa en grados (°).

DesarrolloActividad que incrementa, o decrementa, reservas por medio de la perforación de pozos de explotación.

DescubrimientoIncorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

Despunte del crudo

Separación de los componentes más ligeros del crudo, tales como la nafta y la querosina, usualmente por destilación. Se extrae la nafta para someterla a otros procesos, como pueden ser la fabricación de productos petroquímicos, o para tratarla y obtener gasolina. La querosina se separa para producir parafinas lineales, que son la materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables. Al residuo que queda después del proceso se le denomina crudo despuntado.

Ducto

Tubería destinada al transporte de aceites, gas, gasolinas y otros productos petrolíferos a las terminales de almacenamiento, embarque y distribución, o bien de una planta o refinería a otra. Su espesor varía entre 2 y 48 pulgadas, según los usos, las condiciones geográficas y el clima del lugar. Existen diferentes tipos de ductos, según el producto que transporta: a) gasoducto; b) gasolinoducto; c) oleoducto; d) poliducto; e) turbosinoducto.


124

Equipos en operación

Promedio, en un determinado periodo de tiempo (mes o año), del número diario de equipos ocupados en la perforación de pozos o en actividades conducentes a la misma, tales como desmantelamiento, transporte y mantenimiento.

EstimulaciónProceso de acidificación o fracturamiento llevado a cabo para agrandar los conductos existentes o crear conductos nuevos en la formación productora de un pozo.

Factor de recuperación (fr)

Es la relación existente entre el volumen original de aceite o de gas y la reserva original de un yacimiento, medidos bajo las mismas condiciones de temperatura y presión.

Factor de recuperación de condensados (frc)

Es el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas que se recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de distribución y transporte. Se obtiene de la estadística de operación del manejo de gas y condensado del último periodo anual en el área correspondiente al campo en estudio.

Fase

Es la parte de un sistema que difiere, en sus propiedades intensivas, de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se presentan en dos fases: gaseosa y líquida. Cuando el petróleo viene mezclado con agua, se separa en dos fases líquidas o bien, en dos fases líquidas y una gaseosa.

Gas natural

Mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con metano como su principal constituyente. Usualmente contiene además etano, propano y otros hidrocarburos parafínicos más pesados, en proporciones decrecientes, así como proporciones variables de nitrógeno, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y vapor de agua. El gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o en forma independiente en pozos de gas no asociado.

Gas natural asociado

Se denomina gas natural asociado tanto al gas natural que está en contacto con el petróleo crudo en un yacimiento, en equilibrio con él, como al que se encuentra disuelto en el petróleo bajo las condiciones de temperatura y presión del yacimiento. El gas libre que se encuentra en el yacimiento en contacto con el petróleo conforma lo que se denomina casquete de gas.

Gas natural húmedoMezcla de hidrocarburos en forma gaseosa que contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano, que pueden ser recuperados comercialmente.


125

Gas natural no asociadoSe denomina así al gas natural que se localiza en yacimientos que no contienen petróleo.

Gas natural secoGas natural que no contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas que se obtiene de los centros procesadores de gas natural.

Hidrocarburo(s)

Familia de compuestos químicos formada, principalmente, por carbono e hidrógeno. Pueden contener otros elementos en menor proporción, como son oxígeno, nitrógeno, azufre, halógenos (cloro, bromo, iodo y flúor), fósforo y metales pesados, entre otros. Su estado físico, en condiciones ambientales, puede ser en forma de gas, líquido o sólido, de acuerdo al número de átomos de carbono y la presencia de otros elementos.

Líquidos de plantaLíquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento de gas, consistiendo de etano, propano, butano y gasolinas naturales, principalmente.

PermeabilidadFacilidad de una roca para dejar pasar fluidos a través de ella. Es un factor que indica si un yacimiento tiene, o no, buenas características productoras.

Petróleo

(Véase también aceite) Mezcla de un número muy grande de diferentes moléculas de hidrocarburos que se encuentra en forma líquida o sólida en los espacios porosos de la roca, si bien un yacimiento de petróleo puede tener un casquete de gas natural asociado, en equilibrio fisicoquímico con el petróleo, bajo las condiciones de temperatura y presión del yacimiento.

Petróleo crudo

Excluye la producción de condensados y la de líquidos del gas natural obtenidos en plantas de extracción de licuables. En México se preparan tres variedades de petróleo crudo para el mercado de exportación, con las siguientes calidades típicas:Maya.- Petróleo crudo pesado con densidad de 22°API y un máximo de 3.3% de azufre en peso.

Istmo.- Petróleo crudo ligero con densidad 33.6°API y un máximo de 1.3% de azufre en peso.Olmeca.- Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3°API y un máximo de 0.8% de azufre en peso.


126

PorosidadRelación entre el volumen de los poros existentes en una roca y el volumen total de la misma. Es una medida de la capacidad de almacenamiento de la roca.

Pozos

Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios y de desarrollo Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como perforados o terminados. Perforados.- pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida y cuentan con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero que todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes que permitan la producción de hidrocarburos. Terminados.- pozos perforados en los que ya se han efectuado las operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería de producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y permitir la comunicación entre el interior del pozo y la roca almacenadora; y limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar el flujo de hidrocarburos.

Petróleo equivalenteEl total de petróleo crudo, condensados, líquido de plantas y gas natural seco expresado en unidades equivalentes de petróleo.

Petróleo crudo extrapesado

Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica (baja densidad API) y alta viscosidad. La producción de este tipo de crudo generalmente presenta dificultades de extracción y costos altos.

Petróleo crudo ligeroLa densidad de este aceite es mayor a 27 grados°API, pero menor o igual a 38°API.

Petróleo crudo pesado Es aquél cuya densidad es menor o igual a 27°API.

Petróleo crudo superligero Su densidad es mayor a los 38°API.

Petróleo crudo despuntado

Petróleo crudo al que se le han eliminado, generalmente por destilación, las fracciones más ligeras tales como gas seco, gas licuado y la nafta.

Petrolífero(s)Productos que se obtienen mediante la refinación del petróleo. Pueden ser productos terminados (gasolina, diesel, gas licuado, etc.), semiterminados o subproductos (naftas).


127

Pozos de desarrolloPozos perforados en un campo productor para producir hidrocarburos. Esta definición incluye a los pozos de inyección para recuperación secundaria.

Pozos exploratorios

Pozos perforados con el propósito de obtener información detallada de las características de un yacimiento para determinar si contiene hidrocarburos económicamente recuperables. Incluye a los pozos de sondeo estratigráfico.

Recuperación mejorada

Es la recuperación de aceite por medio de la inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento y que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos residentes. La recuperación mejorada no se restringe a alguna etapa en particular de la vida del yacimiento (primaria, secundaria o terciaria).

Recuperación primariaExtracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para desplazar los fluidos a través de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria

Técnicas de extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua o gas, con el propósito de mantener la presión del yacimiento y de facilitar el flujo del petróleo desde la roca en que se encuentra embebido hacia el pozo productor.

RecursoVolumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo. También conocido como volumen original in situ.

Recurso contingente

Son aquellas cantidades de hidrocarburos que son estimadas a una fecha dada y que potencialmente son recuperables de acumulaciones conocidas, pero que, bajo las condiciones económicas de evaluación correspondientes a esa misma fecha, no se consideran comercialmente recuperables.

Recurso descubiertoVolumen de hidrocarburos del cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

Recurso no descubierto

Volumen de hidrocarburos con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en cuencas geológicas a través de factores favorables resultantes de la interpretación geológica, geofísica y geoquímica. Si comercialmente se considera recuperable se le llama recurso prospectivo.


12�

Refinación

La constituye el conjunto de procesos físicos y químicos a los cuales se someten los crudos, a fin de convertirlos en productos de características comerciales deseables. Para ello se emplean distintos entre los cuales se cuentan la destilación (en sus variantes atmosférica y al vacío), hidrotratamiento, hidrodesulfuración, reformación catalítica, isomerización, alquilación, producción de oxigenantes (MTBE y TAME), entre muchos otros que permiten el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos que conforman al petróleo.

RefineríaInstalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos.

Reserva remanente

Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas de hidrocarburos

Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que será producido económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de la evaluación.

Recurso prospectivo

Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas de la información geológica, geofísica y geoquímica disponible de la zona, y que se estima pueden ser recuperables.

Región

Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de Pemex Exploración y Producción. Las cabeceras regionales se ubican a lo largo de la costa del Golfo de México: Poza Rica, Ver. (Región Norte), Villahermosa, Tab. (Región Sur) y Ciudad del Carmen, Cam. (Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste).Activo Integral.- Subdivisión administrativa de cada región. Como resultado de la reestructuración de las regiones en torno a sus principales activos integrales.

Registro de pozos

Representa la información sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de herramientas que se introducen en los pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El registro también incluye información de perforación y análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de formación.


12�

Reservas probadas

Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas que se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento de la evaluación, tanto primarios como secundarios.

Reservas posibles

Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en trampas no perforadas, definida por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero dentro de la misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en donde existan reservas probadas.

Reservas no probadas

Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas que resultan de la extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certeza razonable, o suponiendo escenarios futuros de producción que implican condiciones técnicas o económicas que no son las que prevalecen en el momento de la evaluación.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resulta de dividir los nuevos descubrimientos entre la producción durante un periodo de análisis. Generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales.

Reserva original

Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, inicialmente disponible en un yacimiento antes de iniciar su explotación comercial, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación económicamente aplicables a una fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto y económico que podrá obtenerse desde el inicio de la explotación comercial de un yacimiento hasta el final de la explotación del mismo.

Reservas probables

Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica, en trampas perforadas y no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan reservas probadas.


130

Trampa Geometría que permite la concentración de hidrocarburos.

Volumen original de petróleo o aceite

Cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en el yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos, pudiéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento

Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.

Anexo

A.2.1 Química del petróleo

El petróleo es un combustible fósil que, a diferencia del gas natural, posee una composición elemental muy variable. Este combustible se conforma por 83-87% en peso de carbón, 11-16% de hidrógeno y entre 0 y 4% de azufre.

La mayor parte de las moléculas que conforman el petróleo contienen entre cinco y 20 átomos de carbono cuya estructura puede ser lineal o ramificada (parafinas); cadenas que presentan dobles enlaces (olefinas); estructuras que forman ciclos (naftenos) o bien pueden encontrarse anillos aromáticos (benceno).

Propiedades generales del petróleo dos

C

C

H

H

C H

C H

CH

CH

C

H

H

H C

H

H

C

H

H

HC

H

H

C

H

H

C

H

H

Hexano (C6H14) Benceno (C6H6)

C

H

H

C

H

H

C

H

H

HC

H

C C

H

HCH2

CH2

CH2

CH2 CH2

CH2

Ciclohexano (C6H12)1,3-Hexadieno (C6H10)

Figura A.2.1Ejemplos de algunas de las moléculas más simples contenidas en el petróleo

Fuente: Sener.


132

El estado físico de las distintas moléculas depende del número de carbonos que las integran y el arreglo de las mismas. De manera general aquellas moléculas con menos de cinco átomos de carbono se encuentran en estado gaseoso a temperatura ambiente; entre cinco y 15 átomos en estado líquido y, a medida que aumenta el número de átomos de carbono se va tornando más viscoso hasta llegar a presentar un aspecto sólido. En lo referente a la estructura molecular, entre mayor número de ramificaciones, dobles enlaces o ciclos existan en la molécula, ésta presentará un mayor punto de ebullición.

A.2.2 Tipos de crudo

Uno de los parámetros más relevantes para clasificar un crudo es su densidad. Las unidades empleadas para su medición son los grados API (siglas derivadas del American Petroleum Insitute) y representan el inverso de la densidad específica. En este sentido, cualquier crudo que presente un grado API menor de 10, tendría una densidad superior al agua, mientras que cuanto mayor sea este índice la densidad del crudo será menor.

No existe ningún parámetro puntual para nombrar los crudos de acuerdo a esta característica, sin embargo, en la industria petrolera internacional, se suelen tomar los siguientes rangos:

Crudos ligeros.- mayor a 29°API.

Crudos medios o intermedios.- entre 22 y 29°API.

Crudos pesados.- entre 10 y 22°API.

Crudos extrapesados.- menor a 10°API.

Este parámetro es quizá la propiedad más importante del petróleo crudo, ya que se encuentra asociado al contenido de cadenas largas en el mismo (las moléculas más grandes pueden empaquetarse muy juntas una de

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la otra dando como resultado una mayor cantidad de masa por unidad de volumen). De esta manera, entre más ligero sea un crudo, éste tendrá una mayor proporción de fracciones de cadenas cortas que representan un mayor valor económico, como las gasolinas, diesel, turbosina; además de que estos crudos pueden refinarse más fácilmente sin recurrir a procesos complejos como el craqueo1 o coquización para obtener volúmenes considerables de productos de mayor valor agregado.

La cantidad de azufre presente en el crudo es otra de las características que más se toman en cuenta en su clasificación y precio. En el caso de dos crudos con el mismo grado API, aquel que posea la menor cantidad de azufre será el de mayor precio. Dentro de esta clasificación los crudos con menos de 0.5% de azufre son conocidos como crudos dulces, mientras que aquellos con más de 1.5% se les conoce como crudos amargos. La importancia del contenido de azufre en el crudo radica en que este elemento es altamente corrosivo y su emisión a la atmósfera es causa de la formación de lluvia ácida, por lo que desde hace tiempo los países han diseñado políticas que limiten el contenido de compuestos que contengan azufre en los combustibles.

Otros factores que determinan la calidad del crudo y por tanto su precio, son: el contenido de asfaltanos y/o de lubricantes, contenido de agua, inflamabilidad, contenido de sal, evaporabilidad (presión de vapor Reid), contenido de impurezas (metales disueltos como vanadio y níquel), curva de destilación, etc. Los rangos de cada una de estas características varían considerablemente de región a región e incluso dentro de un mismo yacimiento (ver cuadro A.2.1).

1 Se refiere al rompimiento de cadenas largas de hidrocarburos mediante procesos físicos o químicos. Este fraccionamiento busca la formación de moléculas de menor tamaño y por tanto, de mayor valor.


133

Cuadro A.2.1Características de algunos crudos seleccionados (°API, % de azufre)

Origen Nombre °APIAzúfre, % peso


Australia Griffin 55 0.03 Mar del Norte (Noruega) Oseberg 33.7 0.31

Indonesia Kakap 51.5 0.05 Arabia Saudita Arabia ligero 33.4 1.77

Dubai (E.A.U.) Margham ligero 50.3 0.04 Venezuela Oficina 33.3 0.78

Malasia Mezcla Tapis 45.9 0.03 México Itsmo 33.3 1.492

ArgeliaMezcla Saharan (45.5°API)

45.5 0.053 Canadá (Alberta)Synthetic OSA Stream (SUNCOR)

33.2 0.328

Libia Bu Attifel 43.3 0.04 Abu Dhabi (E.A.U.) Zakum (Upper) 33.1 2

Nigeria Brass River 42.8 0.06 ChinaDaquing (Taching)

32.6 0.09

EUA (Texas)West Texas Intermediate

40.8 0.34 Venezuela Tia Juana ligero 31.8 1.16

Canadá (Alberta) Rainbow 40.7 0.5 RusiaMezcla rusa de exportación

31.8 1.53

Abu Dhabi (E.A.U.) Zakum (Lower) 40.6 1.05 Irak Basrah medium 31.1 2.58

Venezuela Anaco Wax 40.5 0.24 Irán Iranian heavy 30.9 1.73

Mar del Norte (R.U.) Mezcla Forties 40.5 0.35 Venezuela Mesa 29.8 1.01

Abu Dhabi (E.A.U.) Murban 40.5 0.78 Nigeria Forcados 29.6 0.18

México Olmeca 39.8 0.8 Colombia Caño Limón 29.3 0.51

Canadá (Alberta)Federated Pipeline

39.7 0.201 Arabia SauditaArab medium (Zuluf/Marjan)

28.8 2.49

Mar del Norte (Noruega) Ekofisk 39.2 0.169 Arabia SauditaArab medium (Khursaniyah/Abu Saf)

28.5 2.85

Canadá (Alberta) Crudo sintético 38.7 0.19 E.U.A.(Alaska)Alaskan North Slope

27.5 1.11

BrasilSergipano Platforma

38.4 0.19 Arabia SauditaArab heavy (Safiniya)

27.4 2.8

Mar del Norte Mezcla Brent 38.3 0.4 VenezuelaTia Juana medio 26

26.9 1.54

Rusia Siberian ligero 37.8 0.42 Nigeria Bonny medium 25.2 0.23


134

Tabla A.2.1 (continuación)Características de algunos crudos seleccionados ( °API, % de azufre)



Arabia SauditaArab extra ligero (Berri)

37.2 1.15 Irak Basrah heavy 24.7 3.5

Nigeria Escravos 36.4 0.12 México Maya 22.2 3.3

EUA (Louisiana)Louisiana Light Sweet (LLS)

36.1 0.45 Mar del Norte (Noruega) Emerald 22 0.75

Irak Mezcla Kirkuk 35.1 1.97 EUA (California)Huntington Beach

20.7 1.38

Mar del Norte Mezcla Flotta 34.7 1.01 Venezuela Bachaquero 16.8 2.4

IndonesiaMinas (Sumatra ligero)

34.5 0.081 EUA (Mississippi) Baxterville 16.3 3.02

EUA (Texas) West Texas Sour 34.1 1.64 EUA (California)San Joaquin Valley

15.7 1.2

Nigeria Bonny ligero 33.9 0.135 Canadá (Alberta) Cold Lake 13.2 4.11

Irán Iranian ligero 33.8 1.35 Venezuela Boscan 10.1 5.5

Fuente: HPI consultants.

Anexo

Mecanismos de precios tres

A.3 Mecanismos de precios

El principal objetivo del mecanismo de fijación de precios es el reflejar los costos de oportunidad y los precios del petróleo en el mercado internacional, tal como se encuentra establecido en la fracción I del Artículo 26 del Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. Para lograr esto se toman referencias de los crudos marcadores a nivel internacional, de tal modo que el precio del crudo mexicano, tanto para exportación como el de venta en territorio nacional, tenga un costo ad hoc que permita obtener el máximo valor posible, de acuerdo a las condiciones del mercado petrolero internacional.

Considerando la importancia que tiene el petróleo dentro de la vida nacional, tanto en su aportación a las finanzas públicas como al desarrollo del país, es preciso conocer los mecanismos de fijación de precios para los distintos crudos que en él se producen y comercializan, tanto en territorio nacional (crudo destinado a las refinerías que forman parte del Sistema Nacional de Refinación) como de los crudos destinados a exportación. Es importante señalar que el precio del crudo es una de las variables más importantes para el productor, así como el volumen que pueda garantizar éste en el mercado.

A.3.1. Precio de exportación

Para fijar los precios del crudo de exportación se toma como base una canasta de cotizaciones de referencia en el mercado internacional que se ajusta por una constante que determina el Grupo de Trabajo Interinstitucional de Comercio Exterior de Hidrocarburos (GICEH) de manera mensual. Estos ajustes tienen como objetivo mantener la competitividad del petróleo mexicano, en sus distintas calidades, en el mercado petrolero internacional, frente a los movimientos registrados en las cotizaciones de los crudos marcadores de referencia.


136

Los crudos marcadores que se emplean como base para la determinación de los precios de los distintos crudos mexicanos varían de región a región, de acuerdo a los siguientes parámetros:

América del Norte

• Crudo tipo Maya.- la formula que se emplea para la determinación del precio de este crudo considera los precios del crudo West Texas Sour (WTS), Louisiana Light Sweet (LLS) y Brent y el precio en la Costa Norteamericana del Golfo de México del Fuel Oil No.6 con 3% de contenido de azufre.

• Crudo tipo Maya exportado a la costa oeste de los EUA.- su fórmula considera los crudos West Texas Intermediate (WTI), Alaskan North Slope (ANS), y el crudo Kero River.

• Crudo tipo Istmo.- se consideran los precios del crudo WTS, LLS, y Brent; por ser un crudo ligero no se considera el Fuel Oil que se encuentra presente en la determinación del precio del crudo Maya.

• Crudo tipo Olmeca.- al igual que el Istmo, en la determinación del precio de este crudo se consideran los precios del crudo WTS, LLS, y Brent. Sin embargo varían los porcentajes de influencia de cada uno (es conveniente decir cuáles son los pesados [tipos de Maya] y las mezclas [tipo Olmeca]) de estos en la determinación final del precio, debido a que el crudo Olmeca es más ligero.

Europa

• Crudo tipo Maya.- para el caso del mercado europeo, la fórmula de determinación de precios de este crudo considera los precios del crudo Brent, así como los precios de dos tipos de Fuel Oil, a saber, el Fuel Oil No. 6 con un contenido de azufre de 3.5% y el Fuel Oil No. 6 con un contenido de azufre de 1%.

• Crudo tipo Istmo.- considera los precios de las mismas referencias que el crudo tipo Maya. Sin embargo en la determinación del precio de

•

•

este crudo se le da un mucho mayor peso a la proporción que aporta el precio del crudo tipo Brent dentro de la fórmula, dado que éste es también un crudo ligero.

Lejano Oriente

• Para la determinación de los precios de ambos crudos –Maya e Istmo- se emplea como referencia los crudos Omán y Dubai, en las mismas proporciones. Sin embargo, la variación en el precio, dada por la calidad de los crudos, la aporta una constante que se suma en cada una de las fórmulas empleadas.

Para cada una de las fórmulas empleadas en la determinación de los precios de los crudos de exportación se añade una constante determinada por el GICEH de manera que ésta ajuste el precio final de cada crudo.

A.3.2. Precio nacional

Los precios de petróleo en territorio nacional buscan reflejar los costos de oportunidad y los precios marginales del petróleo crudo en el mercado, por lo que toman como referencia al precio del mercado marginal, entendido éste como el mercado internacional de exportación que reporta el menor precio promedio de ese crudo en el periodo de referencia. Incluyen el margen comercial, que equivale a la comisión a PMI, y un costo de logística según el sitio de transferencia.

Para ser considerados como mercado marginal, los mercados de exportación deben ser representativos (al menos 10 mil barriles diarios en los últimos tres meses) y consistir en verdaderas opciones de colocación para Pemex, con la única excepción del crudo Altamira en cuyo caso no aplican estas consideraciones.

Para el caso de los crudos no exportables en donde no exista un mercado marginal, los precios de estos se basan en un precio de referencia -Istmo para los crudos ligeros o Maya para el caso de los pesados-, que se ajustan por un diferencial de rendimientos respecto al crudo de referencia al que se le añade un costo de logística en el punto de entrega y el ajuste por diferencial

•


137

de temperatura. Los precios interorganismos y al público de un producto dado deben de guardar consistencia entre si, respecto a la temporalidad y metodología empleadas. El objetivo que se persigue mediante el empleo de estos precios es1:

• Reflejar el costo de oportunidad de cada producto en el mercado internacional, las condiciones de oferta y demanda en el mercado local y, en caso de existir, las diferencias de calidad con el producto de referencia;

• Maximizar las utilidades de una empresa en un entorno competitivo:

• Evitar por medio de la simulación de un mercado el que Pemex actúe como monopolio;

• Contribuir a la medición del desempeño económico de los organismos en un entorno competitivo, así como mejorar el proceso de toma de decisiones operativas y de inversión;

• Ayuda en la toma de decisiones para determinar el producir internamente o importar para satisfacer la demanda interna de ciertos productos, generar excedentes que pueden exportarse para maximizar el valor económico de Pemex.

El emplear esta metodología de precios se justifica plenamente considerando lo siguiente:

• La cantidad de petróleo crudo que comercializa Pemex en el exterior;

• La dinámica económica en la que se encuentra el país que hace necesario adecuar la competitividad de Petróleos Mexicanos;

• El gran número de corrientes susceptibles de comercializarse que fluyen entre distintas áreas de Pemex.

1 Fuente: Sener con datos de Pemex.

AnexoNormas aplicables al sector petrolero cuatro

A.4.1 Normas de Referencia

Clave TítuloFecha de la publicación

de la declaratoria de vigenciaFecha de vigencia

NRF-001-Pemex-2000Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos

09/06/2000 08/08/2000

NRF-002-Pemex-2001Tubería de acero para recolección y transporte de hidrocarburos no amargos

28/12/2001 25/02/2002

NRF-003-Pemex-2000Diseño y evaluación de plataformas marinas fijas en la sonda de Campeche

19/10/2000 18/12/2000

NRF-031-Pemex-2003

Sistemas de desfogues y quemadores en instalaciones de Pemex Exploración y Producción

25/04/2003 24/06/2003

NRF-039-Pemex-2002 Disparos en pozos petroleros 22/10/2002 22/12/2002

NRF-040-Pemex-2005

Manejo de residuos en plataformas marinas de perforación y mantenimiento de pozos

18/01/2006 18/03/2006

NRF-041-Pemex-2003Carga, amarre, transporte e instalación de plataformas costa afuera

18/03/2003 17/05/2003

NRF-050-Pemex-2001 Bombas centrífugas 01/03/2002 29/04/2002

NRF-069-Pemex-2006Cemento clase “H” empleado en pozos petroleros

17/07/2006 14/09/2006

NRF-070-Pemex-2004Sistemas de protección a tierra para instalaciones petroleras

18/11/2004 16/01/2005

NRF-104-Pemex-2005

Sistemas de tratamiento de aguas residuales para instalaciones de Pemex Exploración y Producción

20/07/2005 17/09/2005

NRF-106-Pemex-2005Construcción, instalación y desmantelamiento de ductos

20/07/2005 17/09/2005

Fuente: Pemex.


140

A.4.2 Normas ambientales

Norma Contenido

NOM- 115-SEMARNAT-2003

Establece las especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación y mantenimiento de pozos petroleros terrestres para exploración y producción en zonas agrícolas, ganaderas y críales fuera de áreas naturales protegidas o terrenos forestales.

NOM- 116-SEMARNAT-2005Establece las especificaciones de protección ambiental para prospecciones sismológicas terrestres que se realicen en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.


Establece las especificaciones de protección ambiental para la instalación y mantenimiento mayor de los sistemas para el transporte y distribución de hidrocarburos y petroquímicos en estado líquido y gaseoso, que se realicen en derechos de vía terrestres ubicados en zonas agrícolas, ganaderas y eriales.

NOM- 137-SEMARNAT-2003Contaminación atmosférica.- plantas desulfuradoras de gas y condensados amargos; control de emisiones de compuestos de azufre

NOM- 138-SEMARNAT/SS-2003Establece los límites máximos permisibles de hidrocarburos en suelos y las especificaciones para su caracterización y remediación.

NOM- 143-SEMARNAT-2003Establece las especificaciones ambientales para el manejo de agua congénita asociada a hidrocarburos.


Establece las especificaciones técnicas para la protección al medio ambiente durante la selección del sitio, la construcción, operación y cierre de confinamientos de residuos en cavidades construidas por disolución en domos salinos geológicamente estables y en cavidades preexistentes en domos salinos.

NOM- 149-SEMARNAT-2006Establece las especificaciones de protección ambiental que deben observarse en las actividades de perforación, mantenimiento y abandono de pozos petroleros en las zonas marinas mexicanas

Fuente: Semarnat.

AnexoAbreviaturas y siglas cinco

CFE Comisión Federal de Electricidad

CPQ Complejo Petroquímico

DOE Departamento de Energía de EUA (Department of Energy)

DOF Diario Oficial de la Federación

EAU Emiratos Árabes Unidos

EIA Energy Information Administration (EUA)

EUA Estados Unidos de América

GLP Gas licuado de petróleo

LGN Líquidos del gas natural

GNC Gas natural comprimido

GNL Gas natural licuado

GTL Gas a líquidos (Gas to liquids)

IEA Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency)

IMP Instituto Mexicano del Petróleo

INE Instituto Nacional de Ecología

km Kilómetros

mbpce Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

mmbd Millones de barriles diarios

mbd Miles de barriles diarios

mmmb Miles de millones de barriles

n.a. No aplica

n.d. No disponible

NOM Norma Oficial Mexicana

OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

Pemex Petróleos Mexicanos

PEP Pemex Exploración y Producción

PGPB Pemex Gas y Petroquímica Básica

PIB Producto Interno Bruto

PIE Productor Independiente de Energía

PPQ Pemex Petroquímica

PR Pemex Refinación


142

R/P Reserva/Producción

Sener Secretaría de Energía

tmca Tasa media de crecimiento anual

USD/bbl Dólares por barril

USD Dólares americanos

WE World Economic

WTI West Texas Intermediate

ZG Zona geográfica

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

Bibliografía

BP Statistical Review of World Energy June 2007, Formato digital.

World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2007. Formato digital.

Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2006.

Petróleo y gas natural: industria, mercados y precios, Parra Iglesias, Enrique. 2003, OPEP.

International Petroleum weekly 2006, International Energy Agency. Formato digital.

Total Petroleum Consumption, International Energy Agency. Formato digital.

World Oil Outlook 2007, Organization Petroleum Exporting Countries, 2007.

Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, 2007.

Memoria de labores e Informe estadístico de labores 2006, Pemex, 2007.

Anuario Estadístico 2006, Pemex, 2007.

Internet

Department of Energy www.energy.gov

Energy Information Administration www.eia.doe.gov

Petróleos Mexicanos www.Pemex.com

Pemex Exploración y Producción www.pep.Pemex.com

Organización de Países Exportadores de Petróleo www.opec.org

Lukoil www.lukoil.com

Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía

ssie_se.energia.gob.mx

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Tel. 5000.6204/5000.6000 extensiones 2208, 2097 y 1418Fax. 5000.6223

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Comprometidos con el medio ambiente, la Secretaría de Energía decidió no imprimir las Prospectivas 2007-2016, lo cual permitió conservar 62 árboles adultos, ahorrando 86,000 litros de agua y más de 40 barriles de petróleo.

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