Aproximadamente 4 mil 111 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, casi una tercera parte de las reservas probadas del país, no pueden ser extraídas debido a la incapacidad económica de Petróleos Mexicanos (Pemex) para su explotación comercial.
Informes internos de la petrolera mexicana reconocen que las “reservas probadas no desarrolladas” representan 29 por ciento y no se explotan porque “se requiere de pozos e infraestructura adicional para su producción”.
La mayor parte de estas reservas, 56 por ciento según la información de Pemex, se encuentran localizadas en los campos Ku-Maloob-Zaap, Antonio J. Bermudez y Jujo-Tecominoacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Esas “reservas probadas no desarrolladas” serían suficientes para 4.3 años de producción a los niveles actuales de 2.6 millones de barriles al día.
Hasta enero de este año, última actualización de las reservas de Pemex, las reservas probadas de hidrocarburos ascendían a 14 mil 308 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los que 73 por ciento corresponden a crudo, 10 por ciento a los llamados condensados y líquidos de planta y 17 por ciento de gas seco equivalente a líquido. Estas reservas probadas son recursos susceptibles de ser recuperados de los pozos existentes mediante la infraestructura actual o inversiones “moderadas”.
Riqueza en las profundidades
Pero, con todo y una mayor disponibilidad de recursos derivados de la reforma energética de 2008, Pemex carece de recursos suficientes para extraer 29 por ciento de los recursos ya detectados, dictaminados como comercialmente explotables y rentables, por la profundidad a la que se encuentran.
“Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que requieren de pozos e infraestructura adicional para su producción, alcanzan 4 mil 111 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o 29 por ciento de las reservas probadas”, revela un informe de Pemex.
La misma información detalla que “56 por ciento de estas reservas se concentra en los complejos Ku-Maloon-Zaap y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoqacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Las regiones marinas concentran 50 por ciento de esta categoría de reservas, mientras las regiones terrestres contienen el restante 50 por ciento”.
Para expertos de la Academia de Ingeniería esto quiere decir que Pemex ha descubierto petróleo con los pozos que perfora, pero no se puede extraer por falta de tecnología, así por como insuficiencia económica para construir la infraestructura “adicional” requerida para explotar comercialmente esa tercera parte de las reservas probadas del país.
Se solicitó a Pemex información más detallada sobre los requerimientos técnicos y económicos para explotar las “reservas probadas no desarrolladas”, pero no se recibió ninguna respuesta de la empresa.
En la práctica, Pemex debe establecer un compromiso para desarrollar un nuevo campo de producción de acuerdo con un plan de explotación y un presupuesto aprobado. De lo contrario, revelan los documentos de la petrolera, “una demora excesivamente larga en el programa de desarrollo puede originar dudas acerca de la explotación de tales reservas y conducir a la exclusión de tales volúmenes de la categoría de reserva probada”.
Supuestos de precios de petróleo
Como parte de su análisis de riesgo crediticio, Standard & Poor’s utiliza supuestos de precio del crudo uniformes a nivel global para determinar los impactos sobre el perfil financiero de las empresas calificadas. Dichos supuestos se preparan teniendo en cuenta que el principal propósi-to de las calificaciones es brindar una opinión sobre la capacidad y voluntad de una compañía de cumplir con todas sus obligaciones financieras en tiempo y forma. Por lo tanto, estos supuestos no son pronósticos de precios futuros.
En la determinación de nuestros supuestos de precios, seguimos un proceso cualitativo que considera las curvas de precio futuro existentes, tendencias de oferta y demanda, capacidades ociosas, los planes estratégicos de las compañías del sector, y las estructuras de costo de la industria, particularmente de aquellas de activos con producción marginal, porque son las que en última instancia concurrirán a la formación del precio de largo plazo de la industria.
A la fecha, Standard & Poor’s utiliza precios de 55 dólares por barril de Western Texas Intermediate (WTI) para 2010, 60 para 2011 y 60 a largo plazo. A pesar de la fuerte caída en los precios de crudo comparado contra los valores de mediados de 2008, los supuestos de largo plazo en México permanecen sin cambios en 60 dólares por barril, reflejando diversos factores.
Entre ellos destaca una demanda estructural que debería crecer aún, costos de exploración y producción que deberían continuar altos (con proyectos complejos como en Canadá y los de aguas ultraprofundas, que posiblemente requieran precios superiores a 70 dólares por barril para ser económicamente viables), y un elevado riesgo político en algunos países productores que podría resultar en caídas en la producción. Por otro lado, se espera que las principales compañías internacionales tengan dificultades para subir sus niveles de producción en forma sostenida.
En países cuyos precios no siguen totalmente a los internacionales (como Argentino), al análisis citado se incorporan los factores específicos de dicho país, como ser acuerdos de precios, regalías, descuentos por calidad, retenciones a las exportaciones, etc.
Si bien los supuestos de precios de largo plazo no intentan reflejar un piso en los costos, están designados para asegurar que las calificaciones de Standard & Poor’s no estén en riesgo ante caídas significativas en los valores.
Informes internos de la petrolera mexicana reconocen que las “reservas probadas no desarrolladas” representan 29 por ciento y no se explotan porque “se requiere de pozos e infraestructura adicional para su producción”.
La mayor parte de estas reservas, 56 por ciento según la información de Pemex, se encuentran localizadas en los campos Ku-Maloob-Zaap, Antonio J. Bermudez y Jujo-Tecominoacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Esas “reservas probadas no desarrolladas” serían suficientes para 4.3 años de producción a los niveles actuales de 2.6 millones de barriles al día.
Hasta enero de este año, última actualización de las reservas de Pemex, las reservas probadas de hidrocarburos ascendían a 14 mil 308 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los que 73 por ciento corresponden a crudo, 10 por ciento a los llamados condensados y líquidos de planta y 17 por ciento de gas seco equivalente a líquido. Estas reservas probadas son recursos susceptibles de ser recuperados de los pozos existentes mediante la infraestructura actual o inversiones “moderadas”.
Riqueza en las profundidades
Pero, con todo y una mayor disponibilidad de recursos derivados de la reforma energética de 2008, Pemex carece de recursos suficientes para extraer 29 por ciento de los recursos ya detectados, dictaminados como comercialmente explotables y rentables, por la profundidad a la que se encuentran.
“Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que requieren de pozos e infraestructura adicional para su producción, alcanzan 4 mil 111 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o 29 por ciento de las reservas probadas”, revela un informe de Pemex.
La misma información detalla que “56 por ciento de estas reservas se concentra en los complejos Ku-Maloon-Zaap y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoqacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Las regiones marinas concentran 50 por ciento de esta categoría de reservas, mientras las regiones terrestres contienen el restante 50 por ciento”.
Para expertos de la Academia de Ingeniería esto quiere decir que Pemex ha descubierto petróleo con los pozos que perfora, pero no se puede extraer por falta de tecnología, así por como insuficiencia económica para construir la infraestructura “adicional” requerida para explotar comercialmente esa tercera parte de las reservas probadas del país.
Se solicitó a Pemex información más detallada sobre los requerimientos técnicos y económicos para explotar las “reservas probadas no desarrolladas”, pero no se recibió ninguna respuesta de la empresa.
En la práctica, Pemex debe establecer un compromiso para desarrollar un nuevo campo de producción de acuerdo con un plan de explotación y un presupuesto aprobado. De lo contrario, revelan los documentos de la petrolera, “una demora excesivamente larga en el programa de desarrollo puede originar dudas acerca de la explotación de tales reservas y conducir a la exclusión de tales volúmenes de la categoría de reserva probada”.
Supuestos de precios de petróleo
Como parte de su análisis de riesgo crediticio, Standard & Poor’s utiliza supuestos de precio del crudo uniformes a nivel global para determinar los impactos sobre el perfil financiero de las empresas calificadas. Dichos supuestos se preparan teniendo en cuenta que el principal propósi-to de las calificaciones es brindar una opinión sobre la capacidad y voluntad de una compañía de cumplir con todas sus obligaciones financieras en tiempo y forma. Por lo tanto, estos supuestos no son pronósticos de precios futuros.
En la determinación de nuestros supuestos de precios, seguimos un proceso cualitativo que considera las curvas de precio futuro existentes, tendencias de oferta y demanda, capacidades ociosas, los planes estratégicos de las compañías del sector, y las estructuras de costo de la industria, particularmente de aquellas de activos con producción marginal, porque son las que en última instancia concurrirán a la formación del precio de largo plazo de la industria.
A la fecha, Standard & Poor’s utiliza precios de 55 dólares por barril de Western Texas Intermediate (WTI) para 2010, 60 para 2011 y 60 a largo plazo. A pesar de la fuerte caída en los precios de crudo comparado contra los valores de mediados de 2008, los supuestos de largo plazo en México permanecen sin cambios en 60 dólares por barril, reflejando diversos factores.
Entre ellos destaca una demanda estructural que debería crecer aún, costos de exploración y producción que deberían continuar altos (con proyectos complejos como en Canadá y los de aguas ultraprofundas, que posiblemente requieran precios superiores a 70 dólares por barril para ser económicamente viables), y un elevado riesgo político en algunos países productores que podría resultar en caídas en la producción. Por otro lado, se espera que las principales compañías internacionales tengan dificultades para subir sus niveles de producción en forma sostenida.
En países cuyos precios no siguen totalmente a los internacionales (como Argentino), al análisis citado se incorporan los factores específicos de dicho país, como ser acuerdos de precios, regalías, descuentos por calidad, retenciones a las exportaciones, etc.
Si bien los supuestos de precios de largo plazo no intentan reflejar un piso en los costos, están designados para asegurar que las calificaciones de Standard & Poor’s no estén en riesgo ante caídas significativas en los valores.
Víctor Cardoso, La Jornada, 19 de octubre.
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