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Vito Alessio Robles 174. Colonia Florida, Del. Álvaro ObregónC.P. 01030, México, Distrito Federal.
Maestro Juan Carlos Zepeda MolinaComisionado Presidente
Doctor Edgar René Rangel Germán
Comisionado
Maestro Javier Humberto Estrada Estrada Comisionado
Doctor Guillermo Cruz Domínguez Vargas
Comisionado
Maestro Alfredo Eduardo Guzmán Baldizán*Comisionado
Doctora Alma América Porres Luna **
Comisionada
*Su designación finalizó el 15 de mayo de 2010.
**Nombramiento a partir del 1° de septiembre de 2010.
Contenido
I. Mensaje del Comisionado Presidente
II. Visión de la industriaII.1 Situación actual de la industria de exploración y producción.II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
III. Marco legal y misión III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.III.3 Política de hidrocarburos.III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación.III.5 Regulación, análisis y supervisión.III.6 Transparencia y acceso a la información.
IV. Informe de laboresIV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos.IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos.IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión.IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía.IV.5 Actividades en materia de transparencia y acceso a la información.
V. Siguientes pasos
VI. Anexo
5
99
1419
25252627272831
333439445051
53
55
Índice de Gráficas
Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional de crudoGráfica 2. Evolución histórica de reservas 3PGráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2PGráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1PGráfica 5. Producción anual en campos de aceite y gas asociado según década de descubrimientoGráfica 6. Producción anual en campos de aceite y gas asociado según estatusGráfica 7. Reservas y producción acumuladaGráfica 8. Recursos prospectivos según ubicaciónGráfica 9. Pozos exploratorios requeridosGráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburosGráfica 11. Producción nacional e inversiones totalesGráfica 12. Campos en producción según tipoGráfica 13. Campos en aguas someras con producciónGráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en ChicontepecGráfica 17. Flujo de efectivo neto y acumulado neto después de impuestosGráfica 18. Venteo y quema de gas según escenarioGráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas
Índice de Tablas
Tabla 1. Campos según estatusTabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejoradaTabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinaciónTabla 4. Clasificación de recursos petrolerosTabla 5. Reservas según cuencaTabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y SubcuencaTabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fechaTabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de 2009
Índice de Mapas
Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejoradaMapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca
Índice de Diagramas
Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD
99
1010111215171718191936373739414445
111213141534353840
1316
46
7
I. Mensaje del Comisionado Presidente
El reto de planear a largo plazo
Desde su concepción, la industria nacional de exploración y explotación ha sido un elemento central en el financiamiento del gasto público.
La dependencia que las finanzas públicas han tenido de los ingresos petroleros motivó, desde su origen, una organización industrial orientada a objetivos de corto plazo. Históricamente, la estrategia de inversión en materia de exploración y producción ha estado dominada por metas de producción asequibles en espacios de tiempo que no rebasan los cinco años.
La reciente reforma al marco legal de la industria sentó las bases para instrumentar un cambio de visión en materia de exploración y explotación, en el que deberá prevalecer la creación de valor en un horizonte de planeación de largo alcance.
Las reformas legales establecen, por primera vez, la obligación de presentar al Congreso, para su ratificación, una Estrategia Nacional de Energía, la cual contempla un horizonte de planeación a quince años.
De manera complementaria, se le otorga a la Secretaría de Energía la facultad de establecer el ritmo de restitución de reservas de hidrocarburos y, consecuentemente, de la plataforma de producción, elementos centrales de una planeación a largo plazo.
Por su parte, en la Ley de Petróleos Mexicanos se impone un nuevo mandato a los Consejeros y al Director General: crear valor económico.
La necesidad de contar con mejores mecanismos de planeación, supervisión y rendición de cuentas
A fin de lograr el viraje de la industria hacia una estrategia de creación de valor económico a largo plazo, la industria requiere de mejores mecanismos de planeación, supervisión y rendición de cuentas. Con esta finalidad, el Congreso de la Unión dispuso crear la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH o Comisión).
Conforme a su Ley, la CNH tiene como primera encomienda aportar a la Secretaría de Energía los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país. Es decir, la Comisión debe proveer las bases técnicas que den sustento a la política de restitución de reservas y al ritmo de explotación.
8 9
En cuanto al diseño y ejecución de los proyectos de exploración y explotación, la Ley establece que todos los proyectos deben contar con el dictamen técnico de la CNH, quien deberá procurar, en primera instancia, elevar el índice de recuperación y obtener el volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural en el largo plazo.
Además, el Congreso también otorgó facultades a la Comisión para emitir la regulación necesaria en el sector, así como para sancionar su incumplimiento. Esta atribución es de suma relevancia a efectos de poder proveer un marco de disposiciones técnicas que aseguren el mejor aprovechamiento de los yacimientos de hidrocarburos en condiciones de seguridad industrial.
La tarea de transformar Petróleos Mexicanos apenas comienza
En julio de 2010, la CNH finalizó su primer año de labores. Como se detalla en el cuerpo de este primer informe, los primeros trabajos de la Comisión abordaron temas de evaluación de proyectos, regulación, estudios técnicos y estudios prospectivos.
La agenda de este primer año se definió con el objeto central de apuntalar proyectos prioritarios de la industria. Se mencionan aquí algunos de los trabajos realizados.
Se llevó a cabo la primera evaluación técnica y se dieron las recomendaciones para el proyecto Chicontepec. Desde la publicación de ese primer reporte se han detectado algunas mejoras en la ejecución del proyecto, no obstante, los problemas fundamentales persisten. Dos indicadores clave dan muestra de que la inversión que se asigna a este proyecto no está generando valor económico, ni a corto, ni a largo plazo. El proyecto arroja flujos negativos de ingreso antes de impuestos a pesar de que se encuentra en fase de explotación (es decir, no hay beneficios en el corto plazo); al mismo tiempo, el monto de las reservas que estima Petróleos Mexicanos ha declinado en el tiempo (medida por excelencia del valor económico del proyecto a largo plazo). En breve, la CNH emitirá el Dictamen Técnico del proyecto Chicontepec.
En respuesta a los niveles de quema de gas observados, la CNH desarrolló la primera regulación para reducir la quema o el venteo de gas. Esta regulación es de carácter vinculante para Petróleos Mexicanos y traza el incremento gradual en el aprovechamiento de gas para llevarlo a estándares internacionales.
La normatividad emitida en materia de gas es un elemento complementario de los lineamientos técnicos que debe observar Petróleos Mexicanos en el diseño de los proyectos que presente a dictamen de la CNH.
En coordinación con Petróleos Mexicanos, la Comisión desarrolló los lineamientos técnicos que regulan la documentación que debe acompañar los proyectos de exploración y explotación que sean sometidos a dictamen técnico. Estos lineamientos siguen el modelo de diseño de proyectos conocido como Visualización, Conceptualización y Definición (en inglés conocida como Front End Loading).
En materia de regulación destacan también los lineamientos que establecen el procedimiento mediante el cual la CNH evalúa y determina las reservas de hidrocarburos del país. Sobre estos principios se dictaminaron las reservas probadas al 1º de enero de 2010.
Como parte de los trabajos de este año, la CNH inició una serie de documentos técnicos, entre los que se encuentra el primer análisis de factores de recuperación de la industria. A este respecto, téngase presente que es mandato de la Comisión el procurar el incremento de los factores de recuperación, así como generar indicadores de evaluación de la eficiencia en la explotación.
Una tarea que hemos tomado con especial dedicación es la de transparentar la información de la industria petrolera nacional. En la CNH estamos conscientes de que el petróleo es de todos los mexicanos y de que, en primera instancia, son ellos quienes deben estar plenamente informados del valor de sus activos.
A través de la página www.cnh.gob.mx, hemos iniciado la publicación periódica de reportes estadísticos. En los próximos meses ampliaremos los reportes para incluir un seguimiento más preciso de cada uno de los principales proyectos de exploración y producción.
En el cuerpo del presente informe se abunda en las tareas llevadas a cabo durante este primer año. Asimismo, hacia el final se señalan los proyectos que están en ejecución en el segundo año de labores en curso.
El capital humano, la fortaleza de la CNH
En la CNH estamos conscientes de la enorme responsabilidad que se nos ha encomendado. Al interior de la Comisión se vive un ánimo de profundo compromiso con el país.
El corazón de la CNH es su Órgano de Gobierno; en él se debaten y se acuerdan las principales decisiones de la Comisión. La diversidad de perfiles profesionales de los Comisionados ha probado ser un activo invaluable.
La Comisión la integramos un equipo de 41 personas. Si bien las responsabilidades encomendadas son excesivas para un equipo tan reducido, prevalece la seguridad de cumplir con el mandato de ley.
Es para mí un honor coordinar los trabajos y actividades de la Comisión.
Juan Carlos Zepeda MolinaComisionado Presidente de la
Comisión Nacional de Hidrocarburos
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II. Visión de la industriaII.1 Situación actual de la industria de exploración y producción.
II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?
II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
II.1 Situación actual de la industria de exploración y producción.
Exploración y acumulación de reservas.
En los últimos 50 años se han descubierto reservas 2P por más de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en el país; sin embargo, más del 70% del total de dichas reservas fueron descubiertas hace más de 30 años. De 1980 a la fecha, la incorporación de reservas se ha mantenido por debajo del nivel de producción.
Gráfica 1. Incorporación de reservas 2P y producción nacional de crudo* (mmbpce)
* La clasificación por campo según tamaño toma en consideración las reservas 2P originales y las agrupa de la siguiente manera: 1. Pequeños: De 0 a 80 (mmbpce), 2. Medianos: De 80 a 250 (mmbpce), 3. Grandes: De 250 a 1,500 (mmbpce), 4. Gigantes: De 1,500 a 5,000 (mmbpce) y, finalmente, 5. Súper Gigantes: Mayor a 5,000 (mmbpce). La clasificación corresponde a la agregación de la reserva 2P original de los campos descubiertos según la década. La producción presentada incluye sólo aceite. Fuente: CNH
Los descubrimientos en la década de los setenta y principios de los ochenta del campo súper gigante Akal y los campos gigantes Ku, Maloob, Jujo-Teco y Abkatún permitieron, hasta el año 2004, mantener una tendencia creciente en la plataforma de producción. No obstante, durante este tiempo se descuidó la exploración de nuevos yacimientos; consecuentemente, las reservas 3P del país han venido en descenso desde 1981.
Gráfica 2. Evolución histórica de reservas 3P (miles mmbpce)
Fuente: CNH
0
10,000
20,000
30,000
40,000
1960-1969 1970-1979 1980-1989 1990-1999 2000-2009
11,36410,1199,111
2,7341,2114,3384,723
8,155
36,037
7,556
Pequeños Medianos Grandes Gigantes Súper Gigantes Producción
Incorporación de reservas
1960
1963
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
8070605040302010
0
Descubrimiento deSúper Gigantes y
Gigantes
12 13
En lo que respecta a reservas 1P y 2P, su reducción ha sido aún más significativa, principalmente en los últimos 10 años.
Gráfica 3. Evolución de reservas 1P y 2P (miles mmbpce)
Fuente: CNH
Fuente: CNH
La reducción en las reservas probadas muestra que la extracción de hidrocarburos ha sido superior a la restitución de reservas.
A efectos de poder analizar la evolución de la restitución de reservas, es importante reconocer sus dos componentes fundamentales: primero, las reservas adicionales por el descubrimiento de nuevos yacimientos, y segundo, las reservas adicionales producto de la reclasificación de reservas de yacimientos ya descubiertos.
En este sentido, y con el fin de facilitar el análisis de las reservas, la CNH ha establecido dos indicadores de restitución de reservas. 1. Tasa de restitución por descubrimientos: es la tasa de
restitución de reservas que considera únicamente el descubrimiento de nuevos yacimientos, es un indicador del éxito en la actividad exploratoria.1
2. Tasa de restitución integral: es la tasa de restitución de reservas que además de considerar el descubrimiento de nuevos yacimientos, considera las reservas que resultan por reclasificar recursos ya descubiertos.
1 Resolución CNH.07.001/10 referente a los Lineamientos que regulan el procedimiento de dictamen para la aprobación de los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos.
0
20
40
60
80
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
78%76%
56%
41%
26%23%
25% 28%
13%18%
9%
3%6%
9%
Integral
Descubrimientos
Gráfica 4. Tasa de restitución por nuevos descubrimientos e integral de reservas 1P (porcentaje)
En los últimos 6 años, la tasa de restitución por descubrimientos se ubicó en tan sólo 12% en promedio. Si incorporamos la reclasificación de reservas, la tasa de restitución integral promedio de los últimos 6 años se ubicó en 46%, muy por debajo del 100% que se requiere para hacer sostenible una plataforma de producción.
TRDescubrimientos = x 100Incorporación
Producción
TRIntegral = x 100Incorporación ± Delimitación ± Desarrollo ± Revisiones
Producción
1P2P
0
10
20
30
40
50
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
2828303132333537434546
1414151616181920
313334
2 El país cuenta con 713 campos de aceite y gas, de los cuales, 622 campos contaban con producción al 1° de enero de 2009. De estos últimos, 223 campos son de aceite y gas asociado y el resto de gas no asociado.
*Se incluye la producción en petróleo crudo equivalente de los 254 campos con reservas de aceite y gas asociado al 1° de enero de 2009.
Fuente: CNH
La mayoría de los campos productores de aceite y gas asociado se encuentran actualmente en etapa de declinación. De los 223 campos con reservas y producción de aceite y gas asociado, 177 se encuentran en plateau o declinación, lo que significa que no incrementarán su producción en los próximos años.2
Cabe apuntar que, de los 46 campos en desarrollo, 27 corresponden al Proyecto Aceite Terciario del Golfo (PATG).
Tabla 1. Campos según estatus*
Tamaño Declinación Plateau Desarrollo Total
Súper Gigante 1 0 0 1
Gigante 5 2 0 7
Grande 44 8 3 55
Mediano 32 7 7 46
Pequeño 62 16 36 114
Total 144 33 46 223
Producción
La falta de descubrimientos de nuevos campos petroleros, aunado a que el grueso de la producción nacional proviene de campos descubiertos hace más de treinta años, implicó que la producción total de hidrocarburos iniciara su descenso en 2004. Cabe mencionar que cerca de 80% de la producción en 2004 provenía de campos cuya antigüedad superaba los treinta años.
Gráfica 5. Producción anual en campos de aceite y gas asociado según década de descubrimiento* (mmbpce)
* Con base en la definición de la Agencia Internacional de Energía (AIE), si la producción se ubica entre el máximo producido y el 85% de dicho máximo, se define que el campo se encuentra en plateau. Si la producción es menor al 85% el campo se define en declinación. Ambas definiciones fueron tomadas de la Agencia Internacional de Energía. Fuente: CNH
Lo anterior significó que para 2009 más del 95% de la producción nacional proviniera de campos que a la fecha se encuentran en declinación o en plateau.
1960
1963
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
<1980 1980-1990 1990-2000 2000-2009
14 15
Gráfica 6. Producción anual en campos de aceite y gas asociado según estatus* (mmbpce)
* Se incluye la producción en petróleo crudo equivalente de los 223 campos con reservas de aceite y gas asociado al 1° de enero de 2009. Fuente: CNH
Este hecho demuestra la importancia que debe tener, dentro de la estrategia de exploración y producción, la óptima administración de los campos maduros (es decir, aquellos que ya iniciaron o están por iniciar su declinación).
A este respecto, se hace notar que, a la fecha, únicamente existen 16 campos con algún sistema de recuperación secundaria o mejorada.
Tabla 2. Campos con sistema de recuperación secundaria y/o mejorada
Campo Método de recuperación secundaria y/o mejorada
Akal RS, Inyección de nitrógeno
Bacal RS, Inyección periférica de agua
Balam RS, Inyección de agua
Cinco Presidentes RS, Inyección periférica de agua
Cuichapa-Poniente RS, Inyección periférica de agua
Cunduacán RS, Inyección de nitrógeno - gas amargo
Iride RS, Inyección de nitrógeno - gas amargo
Jujo-Tecominoacán RS, Inyección de nitrógeno - gas amargo
Ku RS, Inyección de nitrógeno
Maloob RS, Inyección de nitrógeno
Oxiacaque RS, Inyección de nitrógeno - gas amargo
Poza Rica Inyección de agua
San Andrés Inyección de agua
Sitio Grande RM, Inyección de CO2Tamaulipas Constituciones Inyección de agua
Zaap RS, Inyección de nitrógeno
RS= Recuperación Secundaria / RM= Recuperación MejoradaFuente: CNH
1960
1963
1965
1967
1969
1971
1973
1975
1977
1979
1981
1983
1985
1987
1989
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
1,600
1,400
1,200
1,000
800
600
400
200
0
Mapa 1. Ubicación de campos con recuperación secundaria y/o mejorada
Fuente: CNH
A fin de lograr una correcta administración de los campos maduros, es relevante la referencia internacional en cuanto a los patrones de declinación que observan otros campos petroleros en el mundo.
Con base en estadísticas públicas de la Agencia Internacional de Energía (AIE), se observa que, independientemente de la fase de declinación y del tamaño de los campos petroleros, las tasas de declinación que registran los campos petroleros nacionales son significativamente superiores a las que se observan en el resto del mundo.
EOR Inyección periférica de aguaEOR Inyección nitrógeno - gas amargoEOR Inyección nitrógenoEOR Inyección CO2
EOR Inyección agua
San Andrés
CuichapaPoniente Bacal
Cinco Presidentes
Maloob
Jujo Tecominoacán
Sitio Grande
Cunduacán Oxiacaque Iride
Tamaulipas - Constituciones
Poza Rica
ZaapKu
Akal
Balam
Tabla 3. Tasa de declinación de campos según tamaño y fase de declinación* (porcentaje)
Tamaño
México Experiencia Internacional
Fase de DeclinaciónTotal
Fase de DeclinaciónTotal
I II III I II III
Súper Gigante - 16.3 - 16.3 0.8 3.0 4.9 3.4
Gigante 11.4 7.8 11.2 9.8 3.0 3.7 7.6 6.5
Grande 17.6 13.1 17.5 16.1 5.5 7.2 11.8 10.4
* Con base en la definición de la AIE, las fases de declinación se definen de la siguiente forma: Si la producción es menor al 85% del máximo y mayor al 50 % del máximo, el campo se encuentra en la primera fase de declinación (FI); si la producción es menor al 50 % del máximo y mayor al 25 % del máximo, el campo se encuentra en la segunda fase de declinación (FII); y, finalmente, si la producción es menor al 25 % del máximo, el campo se encuentra en la tercera fase de declinación (FIII). Fuente: CNH y AIE
16 17
II.2 ¿Cómo llegó la industria a este punto?
Un elemento fundamental para el diseño de la política de hidrocarburos en el mediano y largo plazos estriba en entender las razones que llevaron a la industria petrolera nacional a la situación en que se encuentra actualmente.
Sin duda, la declinación del campo súper gigante Akal, del activo Cantarell, juega un rol esencial en la declinación de la producción nacional; sin embargo, dicho evento era perfectamente previsible, al igual que al día de hoy lo es la eventual declinación de los campos gigantes Ku, Maloob y Zaap, los cuales a partir de 2007 ocasionaron la reducción de la tasa de declinación de la producción nacional.
¿Cuáles son entonces los elementos que explican el profundo deterioro de la industria petrolera nacional?
Disponibilidad de recursos petroleros
Los recursos petroleros se clasifican en reservas, recursos contingentes y recursos prospectivos. El término recursos petroleros abarca todas las cantidades de petróleo: lo ya producido; lo ya descubierto, sea comercialmente viable (reservas), o no sea comercialmente viable (recursos contingentes); y lo aún no descubierto, pero que en una fecha dada se estima que será potencialmente recuperable (recursos prospectivos).
Tabla 4. Clasificación de recursos petroleros
Petr
óleo
en si
tio
Producción
Descubierto comercial
Reservas
Ince
rtid
umbr
e
1P 2P 3P
Probadas Probables Posibles
Recursos contingentes (descubierto no comercial)
Nodescubierto
Bajaestimación
Mediaestimación
Altaestimación
Rie
sgo
Recursos prospectivos
Fuente: Society of Petroleum Engineers, SPE.
a) Reservas de hidrocarburos
Las reservas de hidrocarburos, es decir, los recursos ya descubiertos y comercialmente viables, también pueden ser categorizadas en función del nivel de certidumbre asociado con las estimaciones, el cual a su vez depende del grado de madurez del proyecto.
Al 1° de enero de 2009, el país contaba con 43 mil 563 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas totales (3P), distribuidas en 713 campos ubicados en cuatro principales cuencas o provincias.
Tabla 5. Reservas según cuenca
CuencaReservas 1P Reservas 2P Reservas 3P
TipoAceite(1)
Gas(2)
Equivalente(3)
Aceite(1)
Gas(2)
Equivalente(3)
Aceite(1)
Gas(2)
Equivalente(3)
Total Nacional 10,404 17,650 14,308 20,279 36,936 28,157 30,930 60,374 43,563 T
CuencasBurgos-Sabinas - 1,933 391 - 3,066 622 - 4,787 963 T
CuencasTampico-Misantla 816 1,412 1,081 6,155 14,161 9,002 12,374 30,490 18,497 T
Cuenca Veracruz 13 873 181 18 1,068 223 29 1,227 265 T
Cuenca Sureste 9,575 13,431 12,655 14,106 18,640 18,310 18,527 23,871 23,838 T/M
Salina del Istmo 191 272 247 283 390 365 390 529 495 T
Reforma-Chiapas 2,250 5,721 3,633 2,816 7,011 4,502 3,165 7,579 4,984 T
Macuspana 39 609 169 82 1,104 323 97 1,299 383 T
Sonda de Campeche 6,483 4,609 7,532 9,671 5,677 10,942 12,740 6,678 14,235 M
Litoral de Tabasco 613 2,220 1,075 1,254 4,459 2,178 2,134 7,787 3,741 M
(1)=mmb (2)=mmmpc (3)=mmbpce / T=Terrestre M=Marino*Reservas de Hidrocarburos al 1° de enero de 2009.Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex.
Si analizamos la producción histórica del país, se observa que al 1° de enero de 2009 la producción acumulada del país superó los 50 mil mmbpce. Las reservas 3P a la misma fecha equivalen al 87% de dicho monto.
*Reservas de Hidrocarburos al 1° de enero de 2009.Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos en México, Pemex.
50,000
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
Reservas*
Probadas
Probables
Posibles3P
2P
1P
ProducciónAcumulada
Gráfica 7. Reservas y producción acumulada (mmbpce)
18 19BurgosOportunidades: 512mmbpce: 2,719
Golfo de MéxicoOportunidades: 640mmbpce: 31,485
Tampico MisantlaOportunidades: 239mmbpce: 2,435
SabinasOportunidades: 92mmbpce: 438
VeracruzOportunidades: 361mmbpce: 1,570
Cuencas del SuresteOportunidades: 1,108mmbpce: 16,703
Plataforma de YucatánOportunidades: 40mmbpce: 1,389
Litoral de Tabasco
Salina de Istmo Chiapas-Tabasco-Comalcalco
Macuspana
En el mapa anterior se observa que el Golfo de México y las cuencas del Sureste concentran casi el 85% del total de los recursos prospectivos del país. Asimismo, cabe mencionar que del total de dichos recursos, más de la mitad se encuentran en tierra o en aguas someras (tirantes de agua menores a 500 metros).
Conforme se reporta en el “Primer Documento Técnico de Factores de Recuperación de Aceite y Gas” publicado por la CNH, diversos países han logrado aumentar el factor de recuperación de sus campos de manera considerable. Se destaca el caso de Noruega, que logró aumentar 10 puntos el factor de recuperación de sus campos al pasar de 36% a 46% de 1992 a 2008.
b) Recursos prospectivos
En lo que respecta a las cantidades estimadas de petróleo a ser potencialmente recuperables a una fecha dada, éstas tienen asociada una probabilidad de descubrimiento, además de un nivel de incertidumbre asociado con estimaciones de recuperación en caso de ser descubiertas.
En este rubro, al 1o de enero de 2009, el país tenía identificados más de 56 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos prospectivos, distribuidos en menos de 3 mil oportunidades exploratorias.
Lo anterior es un claro indicativo de que, si bien no todas las reservas se lograrán materializar en producción, existe un gran potencial para la reclasificación de reservas y su consecuente producción.
El volumen de reclasificación de reservas que se puede alcanzar está en función de la inversión en infraestructura y, principalmente, de la incorporación de tecnologías de recuperación secundaria y/o mejorada.
Para dimensionar el impacto que pueden tener los cambios tecnológicos en la reclasificación de reservas, y por tanto en la producción, es necesario considerar la evolución que registran los factores de recuperación en el mundo.
Mapa 2. Recursos prospectivos y oportunidades según cuenca
Fuente: CNH
Gráfica 8. Recursos prospectivos según ubicación* (miles mmbpce)
Total Marinos
Terrestres12.8
Marinos43.8
56.6mmmbpce
AguasProfundas
27.7mmmbpce
Tirantede agua(metros)> 1,500
1,000 - 1,500500 - 1,000
< 50016.1
4.33.7
19.7
43.8mmmbpce
*Recursos Prospectivos de acuerdo con la Base de Oportunidades Exploratorias
de Pemex 2008.
Fuente: CNH
La CNH estima que los recursos prospectivos identificados a la fecha permitirían mantener por sí mismos la plataforma de producción constante en el corto plazo e incrementarla a 3.3 millones de barriles diarios para 2025. No obstante, los análisis de la Comisión muestran que para ello se requiere de un esfuerzo sin precedentes en la actividad exploratoria del país, al pasar de un promedio de 68 pozos exploratorios por año, en los últimos 11 años, a más de 165 pozos exploratorios anuales, durante los próximos 15 años.
Desde el punto de vista de inversión, el esfuerzo exploratorio implica una modificación significativa al portafolio de exploración y producción. Actualmente, Pemex Exploración y Producción destina cerca del 15% de su presupuesto de inversión a proyectos de exploración. Las estimaciones de la CNH apuntan que para alcanzar de manera sostenible una plataforma de 3.3 millones de barriles será necesario recomponer el portafolio de inversión para que la proporción del presupuesto que se destina a exploración alcance niveles cercanos al 30%.
*2010 Corresponde al Programa Operativo Trimestral I (POT I)
Fuente: CNH
0
75
150
225
300
243
208
176174178186195193180
168159144
123
906659
727049
737810494
575439
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Gráfica 9. Pozos exploratorios requeridos
20 21
Si bien la industria enfrenta un reto sin precedentes en materia de exploración y desarrollo, se puede afirmar que los recursos petroleros con que cuenta el país (reservas y recursos prospectivos) son más que suficientes para alcanzar niveles de producción de más de 3 millones de barriles diarios, así como para lograr tasas de restitución de reservas superiores al 100%. Esto es, el deterioro de la industria petrolera nacional no responde a la escasez de recursos petroleros.
Disponibilidad de recursos financieros
Al tiempo que las reservas de hidrocarburos y los niveles de producción han venido disminuyendo, el presupuesto de inversión asignado a Pemex Exploración y Producción se ha mantenido en constante aumento. Las inversiones en exploración y explotación han alcanzado un récord histórico, pasando de 29 mil millones de pesos en 1990 a 233 mil millones de pesos en 2009.
Fuente: CNH
La caída en la producción, aunada al crecimiento del presupuesto en inversión que se asigna a Pemex Exploración y Producción, se traduce en un incremento sostenido en los costos por barril de descubrimiento y desarrollo de campos en el país.
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202
165143135
120116
94
74706060624638
242119161920
6 312420191827221267711867711119
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
ExploraciónExplotación
Gráfica 10. Inversiones en exploración y explotación de hidrocarburos (miles de millones de pesos de 2010)
Gráfica 11. Producción nacional e inversiones totales (mmbpce, miles de millones de pesos de 2010)
Gráfica 12. Campos en producción según tipo (número)
Fuente: CNH
Fuente: CNH
Al observar que, en los últimos 10 años, el presupuesto asignado a Pemex Exploración y Producción ha crecido a una tasa promedio anual de 15% en términos reales, es difícil pensar que el deterioro de la industria nacional de exploración y explotación se explique simplemente por un problema de restricción presupuestaria.
Ciertamente, la explicación del deterioro de la industria no está ni en la disponibilidad de los recursos petroleros, ni en la disponibilidad de recursos financieros.
II.3 El reto de la industria y el rol de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
La inminente declinación de la mayor parte de los campos petroleros del país, la complejidad geológica que
se enfrenta en los nuevos campos en desarrollo, tal es el caso de Chicontepec, así como la necesidad de multiplicar los esfuerzos en materia exploratoria y de desarrollo de campos, marcan la agenda de la nueva industria de exploración y producción.
La nueva agenda petrolera impone retos significativos en materia de planeación y ejecución. De un análisis realizado por la CNH se estima que para incrementar la plataforma de producción a 3.3 millones de barriles diarios para 2025, es necesario que Pemex Exploración y Producción tenga la capacidad de triplicar el número de campos en aguas someras que actualmente opera; incrementar en 259 el número de campos terrestres en operación; y operar 41 campos en aguas profundas del Golfo de México.
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50
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2000
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2009
Mile
s de m
illon
es d
e pes
os d
e 20
10
mm
bpce
Costos
Producción EquivalenteInversión Total
Producción
Inversión
0
375
750
1,125
1,500
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
365352326290269253234217205
184176166161152129112
414035343229262018
161595444 870850843840827798765749724697659638621611611611
TerrestreSomerosAguas Profundas
22
Los retos que aquí se señalan no son recientes; éstos han estado presentes desde hace más de una década. La caída que se observa en la plataforma de producción y en el nivel de reservas obedece a un reto en materia de planeación y de ejecución que no se ha podido superar. El reto de la industria está en función del desempeño de las prácticas gerenciales.
Las distintas áreas de oportunidad que aquí se han señalado en materia de exploración y producción tienen como denominador común que apuntan a la necesidad de reenfocar el horizonte de planeación hacia el largo plazo. El reconocer que los niveles actuales de inversión en exploración son insuficientes, la necesidad de aumentar los factores de recuperación mediante la incorporación de un amplio programa de recuperación secundaria y mejorada, y la necesidad de transformar las capacidades de gestión de Petróleos Mexicanos para multiplicar su capacidad de ejecución son líneas de acción que requieren visión de largo plazo.
En la raíz de las causas del deterioro de la industria se encuentra una estrategia de explotación que ha privilegiado la producción de crudo en el muy corto plazo a costa de la producción y la creación de valor a largo plazo. Desafortunadamente, este tipo de estrategias son insostenibles en el tiempo; eventualmente las necesidades a largo plazo se hacen presentes.
Retos en materia de planeación y ejecución
Dentro de los retos en materia de planeación y ejecución, se destacan los siguientes:
1. Definir y transparentar la metodología para la conformación de un portafolio de inversión con visión de largo plazo en materia de exploración y producción. A la fecha existe poca claridad en la metodología que emplea Pemex Exploración
y Producción para definir la composición de su cartera de inversión.
En esta tarea, la CNH juega un papel fundamental, ya que para cumplimiento de su Ley, tiene la responsabilidad de proporcionarle a la Secretaría de Energía los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa sectorial en la materia.
2. Mejorar el mecanismo de rendición de cuentas a nivel proyecto de inversión o activo. Cada proyecto o activo debe ser capaz, no sólo de acreditar su viabilidad técnica ante la CNH, como ya lo establece la ley, sino que debe ser capaz de generar su propio fondeo en el mercado de deuda, sin contar con la garantía explícita o implícita del Gobierno Federal. Sólo de esta forma Petróleos Mexicanos podrá transitar hacia una mayor autonomía presupuestaria, y por tanto, hacia prácticas empresariales que la pongan a la altura de otras empresas petroleras estatales.
Distintos arreglos de organización y vehículos financieros permitirían lograr lo anterior.
3. Multiplicar las capacidades de aprendizaje y de ejecución, para ello se recomienda evaluar aspectos como:• Incorporar un proceso de evaluación
y rendición de cuentas en cada una de las tres etapas básicas de cada proyecto: exploración, desarrollo y producción. La creación de valor debe procurarse y medirse por separado, particularmente en las etapas de exploración y desarrollo, no sólo en la fase de producción.
En años recientes, Petróleos Mexicanos incorporó la metodología EVA (Economic
Value Added), misma que es propicia para lograr un control de proyectos como el que aquí se propone. No obstante, esta metodología no ha sido aplicada con el rigor requerido a nivel proyecto. Por lo general, Petróleos Mexicanos reporta el EVA a nivel global o a un nivel que agrupa diversos proyectos, lo que le resta efectividad a este indicador.
Es una tendencia mundial el incorporar procesos de ejecución que claramente dividan las fases de exploración, desarrollo y producción, pues este tipo de procesos favorece el óptimo desarrollo de los campos petroleros, así como la especialización y el desarrollo tecnológico.
• Detonarlasnuevascapacidadesdeejecuciónque se generaron con la reciente reforma legal en los diferentes campos petroleros del país. Particularmente, se prevé que las nuevas capacidades contractuales de Pemex Exploración y Producción serían propicias para acelerar el desarrollo de diversos campos de tamaño medio y pequeño en aguas someras.
4. Desarrollar un plan general de incorporación y desarrollo tecnológico para la implementación de sistemas de recuperación secundaria y/o mejorada en la mayor parte de los campos productores del país.
Este plan debe surgir de modo natural a consecuencia del análisis de portafolio referido en el primer punto. No obstante, el plan se menciona de manera específica, ya que dentro de la cartera de proyectos de Pemex Exploración y Producción aún no se incorporan proyectos de recuperación mejorada en distintos campos petroleros, como por ejemplo, en los proyectos de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.3
Asegurar el máximo aprovechamiento de los yacimientos del país es un mandato de Ley para la CNH. Es por ello que la evaluación de los planes de recuperación secundaria y/o mejorada son aspectos centrales a evaluar por parte de la Comisión, tanto al momento de proponer las bases de la política de hidrocarburos, como al momento de llevar a cabo los dictámenes técnicos de cada proyecto.
5. Establecer un arreglo organizacional adecuado para la explotación de campos no convencionales o de alta complejidad geológica y petrofísica, como es el caso de Chicontepec. A nivel internacional se observa que las empresas petroleras eligen crear una empresa filial específica para la explotación de este tipo de yacimientos. La lógica de ello radica en que la explotación de este tipo de campos requiere procedimientos y tecnologías especializadas con un estricto control en el manejo de los costos, ya que se trata de yacimientos que representan márgenes de rentabilidad relativamente bajos.
6. Desarrollar un marco de regulación acorde a la nueva realidad de la industria petrolera.
Se ha dicho que Pemex Exploración y Producción requiere multiplicar sus actividades de exploración y desarrollo. Particularmente, como parte de la estrategia para revertir la caída en el nivel de producción debe ser capaz de operar más de cuarenta campos en aguas profundas del Golfo de México. Esta nueva dinámica exige un marco de regulación que asegure mejores prácticas en la explotación y seguridad industrial.
A este respecto, cabe apuntar que hacia el último trimestre del año, la CNH emitirá el primer paquete de regulación técnica para la explotación y operaciones en aguas profundas.
3 Los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap tienen campos con sistemas de recuperación secundaria: Akal, Ku y Maloob, respectivamente.
25
27
III. Marco legal y misión III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
III.3 Política de hidrocarburos.
III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación.
III.5 Regulación, análisis y supervisión.
III.6 Transparencia y acceso a la información.
III.1 Creación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
Con el propósito de enfrentar los grandes retos de la industria de exploración y extracción de hidrocarburos, y a fin de garantizar a mediano y largo plazo la seguridad energética del país, el 8 de abril de 2008, el Ejecutivo Federal presentó un paquete de iniciativas de reforma y creación de diversas disposiciones para este sector. En dicho paquete se incluyó la propuesta de instalación de un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía dotado de autonomía técnica y operativa que fungiera como instrumento de apoyo indispensable para fortalecer al Estado como rector de la industria petrolera.
Posteriormente, el 28 de noviembre de ese mismo año, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), por virtud de la cual, el Congreso de la Unión instituyó a la CNH. Del mismo modo, se reconoció su existencia en diferentes disposiciones tales como la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (LR27C).
De esta manera, la CNH se instaló formalmente el 20 de mayo de 2009 mediante el nombramiento presidencial de los cinco comisionados integrantes de su órgano de gobierno. Posteriormente, el 28 de agosto de 2009, la CNH publicó su Reglamento Interno en el Diario Oficial de la Federación.
Gracias a este nuevo arreglo institucional, el Gobierno Federal, por conducto de la CNH, dispone de un organismo con autonomía técnica.
28 29
III.2 Misión, objeto y atribuciones de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
La Misión de la CNH consiste en apoyar al Gobierno Federal en la administración de los recursos y reservas de hidrocarburos, con la finalidad de crear el mayor valor económico posible en beneficio de todos los mexicanos.
Por su parte, el objeto fundamental de la CNH es regular y supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno que se encuentren en mantos o yacimientos, cualquiera que fuere su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que compongan el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él, así como regular y supervisar las actividades de proceso, transporte y almacenamiento que se relacionen directamente con los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos.4
Para la consecución de su objeto, la CNH deberá ejercer sus funciones, procurando que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos Mexicanos y de sus organismos subsidiarios se realicen con arreglo a las siguientes bases:5
• Elevar, a largo plazo y en condiciones económicamente viables, el índice de recuperación, así como la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y de gas natural de los pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.
• Reponer paulatinamente las reservas de hidrocarburos, como garantes de la seguridad energética de la Nación, a partir de los recursos prospectivos con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos.
• Utilizar la tecnología más adecuada para la exploración y extracción de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos.
• Proteger el medio ambiente y lograr la sustentabilidad de los recursos naturales en exploración y extracción petrolera.
• Realizar la exploración y extracción de hidrocarburos, cuidando las condiciones necesarias para la seguridad industrial.
• Reducir al mínimo la quema y venteo de gas y de hidrocarburos durante su extracción.
Las atribuciones de la CNH se encuentran alineadas con estas bases y se agrupan en las siguientes categorías: Política de Hidrocarburos; Evaluación y Dictamen de Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos; Regulación, Análisis y Supervisión, y Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía.
4 Artículo 2º de la LCNH. / 5 Artículo 3º de la LCNH.
III.3 Política de hidrocarburos
La CNH es responsable de aportar los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país, así como para la formulación del programa sectorial, que es una competencia de la Secretaría de Energía.6
De esta forma, la CNH funge como apoyo técnico de la Secretaría de Energía en lo relativo a la definición de la política de hidrocarburos. A este respecto, se mencionan algunas otras atribuciones:• Participar, con la Secretaría, en la determinación de la
política de restitución de reservas de hidrocarburos.• Proponer a la Secretaría el establecimiento de zonas
de reservas petroleras.• Emitir su opinión sobre la asignación o cancelación
de áreas para fines de exploración y explotación petrolíferas.
• Opinar sobre los permisos para el reconocimiento y la exploración superficial a efecto de investigar sus posibilidades petrolíferas.
III.4 Evaluación y dictamen de proyectos de exploración y explotación
La CNH cuenta con facultades para dictaminar técnicamente los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, así como sus modificaciones sustantivas, previamente a las asignaciones que otorgue la Secretaría de Energía.7
Asimismo, los dictámenes técnicos que emita la CNH servirán para que la Secretaría apruebe los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que desarrolle Petróleos Mexicanos. De esta forma, dichos dictámenes serán considerados para que la Secretaría pueda otorgar, rehusar, modificar, revocar y, en su caso, cancelar asignaciones para exploración y explotación de hidrocarburos.8
De esta forma, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán adjuntar el dictamen técnico de la CNH a las solicitudes de asignaciones petroleras que presenten a la Secretaría de Energía.9
6 Artículo 4º, fracción I de la LCNH. / 7 Artículo 4º, fracción VI de la LCNH. / 8 Artículo 33, fracciones IX y X de la Ley Orgánica de la Administración Pública
Federal. / 9 Artículo 12, fracción III del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (RLR27C).
30 31
III.5 Regulación, análisis y supervisión
Regulación
Como se mencionó anteriormente, el objeto fundamental de la CNH es regular y supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, por lo que se le ha dotado de las atribuciones necesarias para establecer lo siguiente:• Las disposiciones técnicas aplicables a la exploración
y extracción de hidrocarburos, en el ámbito de su competencia.
• Los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión de Petróleos Mexicanos.
• Los mecanismos de evaluación de la eficiencia operativa en la exploración y extracción de hidrocarburos.
• Los instructivos que deberán observarse para que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios proporcionen la información de los proyectos de exploración y extracción, informes y datos que la CNH le solicite.
• Las normas oficiales mexicanas del ámbito de su competencia, en los términos de la Ley Federal de Metrología y Normalización.
Lo anterior, sin perjuicio alguno de la emisión de regulación respectiva a la industria petrolera, ya sean disposiciones administrativas, normas de carácter general o criterios de aplicación e interpretación necesarios en el ámbito de sus atribuciones y conforme a la legislación aplicable.10
10 Artículos 11 y 15 de la LR27C y 3o RLR27C.
Análisis y supervisión
Otra facultad importante de la CNH es la de supervisar y vigilar el desempeño de Petróleos Mexicanos en materia de exploración y explotación de hidrocarburos, de la cual se derivan las siguientes atribuciones:11
• Supervisar, verificar, vigilar y, en su caso, certificar el cumplimiento de sus disposiciones. Para ello, la CNH puede ordenar visitas de inspección, la instalación de instrumentos de medición, la entrega de información y la comparecencia de funcionarios de Petróleos Mexicanos y de sus organismos subsidiarios; dado el caso, la CNH debe dar aviso a la Secretaría de Energía de las violaciones que detecte al marco normativo.
• Supervisar, verificar, vigilar e inspeccionar la aplicación y el cumplimiento de las normas oficiales mexicanas que en la materia se expidan.
• Evaluar la conformidad de las normas oficiales mexicanas relativas a las materias de su ámbito de aplicación, y aprobar a las personas acreditadas para la evaluación.
• Determinar las violaciones a las disposiciones y normatividad técnica que emita, tomando las medidas conducentes para corregirlas.
La CNH podrá realizar las siguientes acciones de conformidad con las facultades que le fueron conferidas:12
• Ordenar la práctica de visitas de verificación.• Requerir datos, documentos y, en general, todo tipo
de información, así como acceder a los programas, sistemas y bases de datos electrónicos de Petróleos Mexicanos y de sus organismos subsidiarios.
• Requerir la exhibición de dictámenes, reportes técnicos, informes de pruebas, certificados o cualquier otro documento de Evaluación de la Conformidad emitidos por Unidad de Verificación, laboratorio de pruebas u organismo de certificación, aprobados por la Secretaría de Energía.
Reservas
Cada año, la CNH dará el visto bueno a los reportes finales de certificación de reservas de hidrocarburos, realizados por los terceros independientes contratados por Petróleos Mexicanos o sus organismos subsidiarios. Asimismo, aprobará los reportes de evaluación o cuantificación de reservas probadas, probables y posibles elaborados por Petróleos Mexicanos.
Con base en la información que proporcione la Comisión, la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las Reservas de Hidrocarburos del país.
11 Artículos 2º y 4º , fracciones XIII, XIX, XX, y XXIII de la LCNH. / 12 Artículo 34 del RLR27C.
33
III.6 Transparencia y acceso a la información
Registro de información geológica
Una parte de la contribución de la CNH al Sistema Nacional de Información de Hidrocarburos será la creación del Registro de Información Geológica, el cual contendrá:13
• Estudios de cuencas que hayan sido exploradas o explotadas.
• Sistemas petroleros.• Información geológica de pozos exploratorios.• Actualización de los recursos prospectivos. Dicha información será pública y se proporcionará a la Secretaría de Energía para que sea añadida al Sistema.
Registro petrolero
Adicionalmente, la CNH debe establecer y administrar un Registro Petrolero, el cual será público y en el que por lo menos deberán inscribirse:14
• Sus resoluciones y acuerdos.• Los dictámenes, disposiciones y normas que expida.• Los convenios, contratos y actos jurídicos que deban
constar en el Registro.• Los decretos de ocupación provisional, de ocupación
definitiva o de expropiación de terrenos que se requieran para la industria petrolera, que obren en el Catastro Petrolero.
• Las asignaciones de áreas para los efectos del Artículo 5° de la LR27C, que obren en el Catastro Petrolero.
• Los Decretos Presidenciales que establecen zonas de reservas petroleras, que incorporan o desincorporan terrenos a las mismas, que obren en el Catastro Petrolero.
• Los demás documentos que señalen otros ordenamientos.
Información estadística
Con la finalidad de darle transparencia al sector de hidrocarburos y a fin de sistematizar y mantener actualizada la información relevante en esta materia, la CNH es responsable de recabar, analizar y mantener actualizada la información y la estadística relativa a:15
• La producción de petróleo crudo y gas natural.• Las reservas probadas, probables y posibles.• La relación entre producción y reservas.• Los recursos prospectivos.• La información geológica y geofísica.• Otros indicadores necesarios para realizar sus
funciones establecidas en la LCNH.
13 Artículo 5º, fracción IV del RLR27C. / 14 Artículo 4º, fracción XXI de la LCNH. / 15 Artículo 4º, fracción IX de la LCNH.
34 35
IV. Informe de labores
IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos.
IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos.
IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión.
IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía.
IV.5 Actividades en materia de transparencia y acceso a la información.
La CNH ha enfrentado grandes retos para establecer su estructura funcional en estos primeros meses de vida institucional. No obstante, destacan los avances que ha logrado en este periodo, a pesar de las limitaciones presupuestales y de la consecuente falta de capacidad para ampliar su planta laboral durante el año 2009 (Ver anexo).
En esta sección se presentan los primeros avances y acciones, gracias a los cuales la CNH se orienta estratégicamente hacia el cumplimiento de su misión y objeto.
Cabe destacar que la CNH cuenta con el Órgano Interno de Control de la Secretaría de Energía,16 el cual le ha proporcionado la asesoría y el apoyo necesarios para el diseño, implementación y seguimiento de su operación y estrategia.
De esta forma, los cinco comisionados que conforman el Órgano de Gobierno de la CNH celebraron siete sesiones durante 2009, durante las cuales se encomendó a sus estructuras técnica y administrativa un conjunto de distintas tareas resumidas en las secciones siguientes.
16 Artículo 47 del Reglamento Interno de la Secretaría de Energía.
36 37
IV.1 Actividades en materia de política de hidrocarburos
Durante 2009, la CNH realizó los primeros estudios prospectivos para la estimación de la plataforma anual de producción de hidrocarburos para los siguientes años, con base en las reservas probadas y la capacidad instalada de Petróleos Mexicanos.
De esta manera, se elaboró el “Anteproyecto de Propuesta de Plataforma Anual de Producción de Petróleo y Gas de Petróleos Mexicanos para el periodo 2010-2015”. En dicho anteproyecto se estimó la producción de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en el corto plazo, de acuerdo con su capacidad instalada. La estimación se presenta a continuación:
Tabla 6. Plataforma de Producción de Petróleo Crudo y Gas Natural 2010-2015
Petróleo Crudo (millones de barriles diarios)
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Límite inferior2.50
2.50 2.47 2.47 2.45 2.45
Límite superior 2.55 2.69 2.75 2.87 2.90
Gas Natural (miles de millones de pies cúbicos diarios)
2010 2011 2012 2013 2014 2015
Límite inferior6.03
6.03 6.01 5.96 5.91 5.91
Límite superior 6.10 6.25 6.54 6.62 6.64
Fuente: CNH. Elaborada en 2009.
Nótese que para lograr la plataforma descrita es necesario potenciar la producción de las reservas ya descubiertas, incrementar los factores de recuperación actuales e intensificar la actividad exploratoria del país para aumentar el descubrimiento de nuevos recursos prospectivos.
En febrero de 2010 se concluyó el documento “Elementos Técnicos para el Diseño y Definición de la Política de Hidrocarburos”. En dicho documento se identifica el potencial de hidrocarburos del país, se enuncian los principales retos que enfrenta la industria y se proponen las líneas de acción a corto, mediano y largo plazos que, a nivel de cuenca, son necesarias para sacar adelante a la industria petrolera nacional. El potencial identificado se resume en la tabla siguiente:
Tabla 7. Producción Acumulada, Reservas y VO por Cuenca y Subcuenca
Cuenca/Subcuenca
Producción Acumulada b Reservas 3P a Volumen Original Recursos Prospectivos
Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
(mmbpce) Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
(mmbpce) Aceite (mmb)
Gas (mmmpc)
(mmbpce) (mmbpce)
Cuenca Productora
Cuenca Sureste
Subcuenca Salina del Itsmo A.I. Cinco Presidentes
Subcuenca Reforma - Chiapas A.I. Bellota - Jujo A.I. Muspac A.I. Samaria - Luna
Subcuenca Macuspana A.I. Macuspana
Subcuenca Sonda de Campeche A.I. Cantarell A.I. Ku - Maloob - Zaap A.I. Abkatún - Pol - Chuc
Subcuenca Litoral de Tabasco A.I. Holok - Temoa A.I. Litoral de Tabasco
31, 228.5
1,737.41,737.4
7,890.42,920.81,686.13,283.5
28.828.8
21,136.713,259.62,659.35,217.8
435.20.0
435.2
41,192.2
2,117.92,117.9
19,440.14,439.69,267.75,732.8
5,651.25,651.2
13,004.45,946.71,336.55,721.2
978.60.0
978.6
40,731.0
2.158.22.158.2
12,508.93,964.23,845.74,699.0
1,273.51,273.5
24,155.814,874.22,892.56,389.1
634.60.0
643.6
18,526.9
390.4390.4
3,165.31,095.6
343.31,726.4
97.297.2
12,740.05,657.95,998.71,083.4
2,134.00.0
2,134.0
23,871.3
528.5528.5
7,578.72,492.91,675.43,410.4
1,299.41,299.4
6,677.72,840.42,052.51,784.8
7,787.02,430.35,356.7
23,837.7
495.4495.4
4,983.71,681.5
733.72,568.5
383.4383.4
14,234.76,429.16,356.81,448.8
3,740.5514.9
3,225.6
132,067.7
7,134.37,134.3
33,137.311,854.37,410.5
13,872.5
435.1435.1
82,646.837,761.328,326.316,559.2
8,714.20.0
8,714.2
133,884.7
6,821.36,821.3
58,588.515,492.524,896.918,199.1
9,047.79,047.7
42,011.317,836.68,196.4
15,978.3
17,415.93,497.7
13,918.2
162,473.5
8,489.58,489.5
47,073.715,495.513,212.018,366.2
2,417.92,417.9
92,190.942,604.129,756.319,830.4
12,291.5741.0
11,550.5
16,700.0
Cuencas Tampico - Misantla A.I. Aceite Terciario del Golfo A.I. Poza Rica - Altamira
5,559.5
160.15,399.4
7,662.1
269.87,392.3
6,871.5
214.86,656.7
12,374.4
11,554.0820.4
30,489.5
28,822.71,666.8
18,496.6
17,392.71,103.9
165,276.4
136,783.628,492.8
96,394.2
54,222.042,172.2
183,433.2
147,767.535,665.7
1,700.0
Cuenca Veracruz A.I. Veracruz
75.875.8
2,348.92,348.9
529.2529.2
28.528.5
1,226.71,226.7
265.3265.3
821.9821.9
5,610.95,610.9
1,905.01,905.0
700.0
Cuencas de Burgos - Sabinas A.I. Burgos
33.333.3
10,453.810,453.8
2,136.42,136.4
0.00.0
4,786.84,786.8
963.0963.0
142.3142.3
21,895.6 21,895.6
4,547.24,547.2
3,400.0
Cuencas no Productoras Cuencas del Golfo de México Profundo Cuencas Plataforma de Yucatán
29,500.0300.0
Total Nacional 36,897.1 61,657.0 50,268.1 30,929.8 60,374.3 43,562.6 298,308.3 257,785.4 352,359.0 52,300.0
a Reservas de Hidrocarburos al 1º de enero de 2009 . / b Acumulada al 1º de enero de 2009. / VO: Volumen Original.Fuente: Pemex PEP
38 39
Los retos que se enfrentan son los siguientes: 1. Administrar la declinación de los campos e incorporar
sistemas de recuperación secundaria y/o mejorada en la totalidad de los campos en declinación del país.
2. Acelerar el desarrollo de campos descubiertos.3. Asegurar la explotación rentable de los yacimientos
no convencionales del país, como es el caso del PATG.4. Incrementar la actividad de explotación en las
cuencas de gas no asociado del país, Burgos, Sabinas, Macuspana, etc.
5. Reevaluar el potencial de los campos ya descubiertos en el país, dadas las nuevas tecnologías existentes.
Fuente: Pemex PEP y CNH
Como parte de las líneas de acción a seguir destacan: el incremento en la actividad exploratoria, la introducción de nuevas tecnologías para explorar en los plays subsalinos, los cuales están probando ser altamente exitosos en otras partes del mundo; así como establecer una estrategia integral de sistemas de recuperación secundaria y/o mejorada en los campos del país.
Para seguir con esta labor, en mayo de 2010, la Comisión elaboró el documento titulado “Elementos Técnicos para la Determinación de la Plataforma Anual de Producción de Petróleo y Gas y la Política de Restitución de Reservas 2011-2025”, el cual utiliza un enfoque probabilístico basado en la evaluación económica de la certificación de reservas de hidrocarburos 2010 y en la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias 2010.
La plataforma que se presenta en el documento es consistente con las metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía (ENE), para el caso del aceite. En el caso del gas, dado que no existen metas de gas dentro de la ENE, se decidió mantener la plataforma de producción constante, tal como lo presentó también Pemex Exploración y Producción.
El análisis se presenta bajo un enfoque probabilista para un ejercicio con una probabilidad de ocurrencia de al menos 50% (escenario P50), y otro con una probabilidad de ocurrencia de al menos 90% (escenario P90).
La plataforma de producción de aceite y gas estimada se presenta a continuación.
6. Incrementar la actividad exploratoria en zonas reconocidas con potencial existente, principalmente en las aguas someras de la cuenca del sureste.
7. Iniciar la actividad exploratoria en zonas que aún no han sido evaluadas, play subsalino, mar mexicano, etc.
Un elemento central es la necesidad de acelerar el desarrollo de campos, principalmente en aguas someras. Los campos en aguas someras que actualmente están produciendo fueron desarrollados en promedio en 8 años, mientras que en la práctica internacional este tiempo es menor a 2 años.
Gráfica 13. Campos en aguas someras con producción (mmbpce, años)
Isla
de L
obos
Atún
Akal
Noh
och
Pol
Chu
cB
atab
Caa
nU
ech
Bal
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ax Sihi
lM
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Aren
que
Ixto
cLa
nkah
uasa
Hom
olX
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Bag
re A
Bag
re B
Mal
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Yum Bol
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Bac
abEk Kan
aab
Tar
atun
ich
Kut
zK
ab Siná
nIx
tal
Tak
ín May
Yaxc
héLu
m
0500
1,0001,5002,0002,5003,0003,500
Rese
rva
2P O
rigi
nal
(mm
bpce
)
Años transcurridos de descubrimiento a producción
1-2 2-4 4-6 6-8 8-10 +10
17,000...
Fuente: CNH
8.0
7.0
6.0
5.0
4.0
3.0
2.0
1.0
0.0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Exploración
Explotación
Gráfica 15. Producción nacional de gas escenario P50 (miles de millones de pies cúbicos diarios)
Fuente: CNH
3.5
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Exploración
Explotación
Gráfica 14. Producción nacional de aceite escenario P50 (millones de barriles diarios)
Tipo 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Explotación 2.6 2.5 2.6 2.6 2.6 2.6 2.5 2.4 2.3 2.1 1.9 1.8 1.6 1.4 1.4 1.4 1.4
Exploración 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.4 0.6 0.8 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.9
Terrestres 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3
Aguas Someras 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 1.4
AguasProfundas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.2
Total 2.6 2.5 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.8 2.9 2.9 2.9 2.9 2.8 2.7 2.8 3.0 3.3
Tipo 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Explotación 7.0 6.5 5.7 5.4 5.2 5.2 5.0 4.9 4.5 4.0 3.9 3.4 3.0 2.4 2.1 2.2 2.2
Exploración 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.6 1.2 1.8 2.2 2.7 3.3 4.0 4.5 4.8 5.1 5.6
Terrestres 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.5 0.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.7 1.8 1.8 1.8 2.0
Aguas Someras 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.5 0.8 1.0 1.1 1.2 1.2 1.3 1.5 1.6 2.0
AguasProfundas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.2 0.5 1.0 1.4 1.6 1.7 1.7
Total 7.0 6.5 5.7 5.4 5.3 5.4 5.6 6.1 6.3 6.2 6.5 6.6 6.9 6.9 6.9 7.3 7.8
40 41
El análisis realizado destaca los siguientes puntos:• En la explotación de reservas, el proyecto con la
mayor incertidumbre es el PATG, cuya volatilidad afecta no sólo la producción de aceite, sino también la producción de gas.
• Es necesario incrementar la actividad exploratoria para alcanzar las metas de producción planteadas. La plataforma de producción y los niveles de restitución de reservas planteados, requieren incrementar la actividad exploratoria en casi cuatro veces, tanto en recursos financieros como en físicos.
• La inversión requerida para el escenario P50 supera los 300 mil millones de pesos en 2025, de los cuales más de una tercera parte corresponde a inversiones en exploración.
• La producción en aguas profundas del presente análisis alcanza alrededor de 200 mil barriles diarios de crudo en 2025. La incertidumbre asociada a los proyectos en aguas profundas es significativamente superior a los de aguas someras, por lo que se sugiere reducir la dependencia en el mediano plazo de estos proyectos.
Cumpliendo con el mandato de elevar la recuperación de crudo y gas, en el mes de junio, se publicó el “Primer Documento Técnico de Factores de Recuperación de Aceite y Gas” de las principales regiones productoras del país, con el análisis de los principales activos y campos al 1° de enero de 2009, mismo que:a. Establece los factores de recuperación finales que
actualmente presentan los campos de explotación y fija este nivel como referencia para estudios subsecuentes.
b. Analiza las mejores prácticas internacionales y las toma como referencia para definir oportunidades de mejora.
c. Define la metodología que dé una mayor precisión al cálculo de los factores de recuperación finales.
Tabla 8. Factores de recuperación integral estimados a la fecha
Aceite*
Región Factor de Recuperación (%)
Marina Noreste 29.1
Marina Suroeste 30.8
Sur 23.8
Norte 19
Gas
Región Factor de Recuperación (%)
Sur 75.8
Norte 48.9
*No incluye al Activo ATG.
Fuente: CNH
Cabe mencionar que estos factores de recuperación se van incrementando conforme continúa la explotación de los campos.
Por otra parte, con el fin de determinar el potencial petrolero del país (descubierto y no descubierto) y los volúmenes de hidrocarburos que el país podría producir a partir de ese potencial y con el propósito de aportar a la sociedad y a las autoridades elementos de juicio que permitan el óptimo aprovechamiento de los recursos petroleros del país, se conformó el “Comité de Apoyo Técnico sobre el Potencial de Hidrocarburos de México”,
inicialmente presidido por el Comisionado Alfredo Guzmán Baldizán y actualmente presidido por el Comisionado Guillermo Domínguez Vargas.
En este mismo sentido, la CNH inició el estudio para la determinación del Potencial de Hidrocarburos de México con la finalidad de clasificar y ubicar los recursos petroleros del país. Los avances de este estudio se presentaron a la Secretaría de Energía, por lo que actualmente se encuentra en la etapa final de revisión.
2. (1971-1982)
Zona CampoProducción promedio
(bd)
Número de pozos
perforados
Sur Presidente Alemán 2,753 88
Norte Soledad 1,354 59
Norte Soledad Norte 785 223
Norte Coyotes 496 40
Centro Miquetla 492 2
Sur Tajín 438 90
5. (2002-2009)
Zona CampoProducción promedio
(bd)
Número de pozos
perforados
Sur Tajín 5,923 162
Sur Agua Fría 5,156 250
Sur Coapechaca 4,952 272
Norte Soledad Norte 1,132 1
Sur Corralillo 838 48
Centro Miquetla 619 0
32,00030,00028,00026,00024,00022,00020,00018,00016,00014,00012,00010,000
8,0006,0004,0002,000
0
350
300
250
200
150
100
50
0
Pozo
s ter
min
ados
Prom
edio
anua
l ace
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iari
os)
Número de PozosAceite (bpd)
1.
1952-1970
2.
1971-1982
3.
1983-1991
4.
1992-2001
5.
2002-2009
Reactivación de la perforacióny desarrollo del proyecto
P. Alemán SoledadMiquetla
Soledad NorteAragónCoyotesHorcones
Tajín Agua Fría
Escobal
17 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/_docs/ATG/ATG_primera_revision_8abril.pdf
Fuente: Pemex PEP
IV.2 Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos
El Órgano de Gobierno de la CNH solicitó a su personal técnico la realización de una “Primera Revisión sobre el Proyecto de Aceite Terciario del Golfo” (Chicontepec),17 a fin de normar sus referencias sobre este tema. Lo anterior debido a que en los próximos años Pemex Exploración y Producción estima que dicho proyecto será el que requerirá la mayor cantidad de recursos financieros de toda su cartera de proyectos.
Gráfica 16. Histórico de la producción de crudo en Chicontepec (barriles diarios)
42 43
A pesar de haber iniciado actividades en 1952, Chicontepec se encuentra en etapa de inicio de producción, ya que su producción acumulada hasta ahora representa el 0.14% del Volumen Original in situ (VO) y sus reservas probadas son inferiores al 0.5% del VO.
Tabla 9. Recursos y reservas del PATG reportados por Pemex al 1º de enero de 2009
Crudommb
Gasmmmpc
Sumammbpce %
Volumen Original 136,783 54,222 147,211 100%
Suma reservas=3P 11,554 28,822.7 17,096.6 11.61%
Reserva Posible (sin probable ni probada)
5,545.8 15,129 8,455 5.74%
Reserva Probable(sin probada) 5,507.2 12,861.9 7,982 5.42%
Reserva Probada 501.0 824.6 659.6 0.45%
ProducciónAcumulada 160.1 269.8 212 0.14%
Fuente: Pemex PEP
El desempeño operativo del proyecto se ha visto mermado por factores como la complejidad geológica, los fenómenos tectónicos, las bajas presiones, la permeabilidad de la roca y los fenómenos de erosión y relleno, lo cual ha implicado que el factor de recuperación estimado por Pemex Exploración y Producción sea de 2%, muy por debajo del obtenido en otros países en yacimientos con características petrofísicas similares. Para llegar a factores de recuperación con niveles cercanos al 10% del VO, se requeriría de varias decenas de miles de pozos.
La problemática que presenta el proyecto ATG es considerada como la causa principal de incertidumbre respecto a las metas y objetivos planteados, así como del rezago en sus resultados, destacando lo siguiente:
• El VO fue calculado mediante un análisis volumétrico determinista proveniente de algunos campos y fuentes no exhaustivas, por lo que puede estar sobreestimado debido a heterogeneidad geológica.
• Presenta un programa incipiente de recuperación secundaria, y sólo cuenta con una prueba piloto de inyección de agua.
• Debido al desconocimiento del subsuelo, presenta la repetición de un mismo diseño de perforación, operación y proceso de explotación que quizá no sea el más adecuado para estas necesidades.
• Insuficiente aplicación de las geociencias, por lo que las localizaciones de los pozos no son necesariamente óptimas.
*Supuestos: Precio de aceite 50 dólares por barril, precio del gas 4.5 dólares por millar de pie cúbico, tipo de cambio 13 pesos por dólar, tasa de descuento de 12% y régimen fiscal vigente. Para estimar la curva de producción con base en la información observada el proyecto se dividió en tres áreas: Sur, Centro y Norte. Fuente: CNH
Como producto de esta primera revisión, la CNH emitió las siguientes recomendaciones:
• A la fecha se han realizado 2 mil 220 reparaciones a pozos, sin que se haya logrado la producción esperada por reparación.
• La presión de saturación durante la explotación de los yacimientos se alcanza rápidamente, provocando baja en la productividad por altas relaciones gas-aceite.
Por otra parte, con base en las estimaciones de Pemex Exploración y Producción, Chicontepec generaría flujos positivos después de impuestos a partir de 2012, logrando recuperar la inversión en valor presente en 2016. Sin embargo, sus proyecciones asumen curvas de producción que no se han materializado, por lo que la CNH, con base en las productividades y curvas de producción observadas (escenario P50), y de mantenerse éstas sin cambio, estimó que se obtendría flujo de efectivo positivo en el 2015 y la recuperación de la inversión se alcanzaría hasta el 2030.
Gráfica 17. Flujo de efectivo neto y acumulado neto después de impuestos (% de los ingresos) (Proyecciones con datos observados, escenario P50)
-100%
-80%
-60%
-40%
-20%
0%
20%
40%
-250%
-200%
-150%
-100%
-50%
0%
50%
100%
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
Flujo de efectivo neto después de impuestos
Flujo de efectivo neto después de impuestos acumulado (descontado al 12%)
Observado Estimado de la CNHRecuperación de inversión
Fluj
o de
efec
tivo
neto
/ In
gres
os
Fluj
o de
efec
tivo
acum
ulad
o ne
to /
Ingr
esos
acum
ulad
os
Termina programade perforación
Como producto de esta primera revisión, la CNH emitió las siguientes recomendaciones:
• Es necesario que se concentren esfuerzos en cubrir la etapa de aprendizaje antes de implementar un programa de perforación a gran escala.
• Debe reconocerse que el proyecto en Chicontepec está en su fase de estudio y desarrollo tecnológico (fase de conceptualización). En este sentido, se recomienda no imponer metas de perforación o de producción y definir metas y métricas de desempeño propias de un proyecto de desarrollo e implementación tecnológica.
• Establecer un proceso de identificación de las tecnologías a probar o a desarrollar.
• Una vez identificadas las tecnologías, se deben definir los montos a invertir en desarrollo e implementación tecnológica, así como los tiempos de ejecución.
• Establecer resultados esperados en relación con la fase de desarrollo tecnológico y criterios que permitan tomar decisiones sobre la inversión a gran escala en Chicontepec.
• En esta fase de estudio y desarrollo tecnológico convendría enfocar los trabajos al conocimiento del subsuelo, específicamente en la caracterización
estática y dinámica, así como los aspectos críticos que controlan la productividad de los yacimientos.
• Los yacimientos del proyecto en Chicontepec cuentan con baja energía propia, por lo que, dentro de las estrategias de explotación a evaluar, es fundamental incluir métodos de mantenimiento de presión. En este sentido, debe definirse un plan de recuperación secundaria y mejorada para la producción de hidrocarburos.
• Se recomienda que la reingeniería de diseño y gestión se lleve a cabo a través de la metodología VCD (Visualización, Conceptualización y Definición), a fin de identificar y evaluar las distintas tecnologías que pudieran emplearse para la mejor explotación de los yacimientos.
• Una vez concluida la etapa de aprendizaje y de selección de tecnologías, se recomienda revisar la estimación de las reservas, los pronósticos de producción y las evaluaciones económicas.
• El proyecto en Chicontepec, ya sea en su fase de desarrollo tecnológico o en su fase de explotación, debe ser evaluado bajo una óptica de optimalidad del portafolio nacional de exploración y producción.
Como parte de la elaboración de los Dictámenes de Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y cumpliendo con la Resolución aprobada por el Órgano de Gobierno de la CNH, el 14 de junio de 2010 se realizó la verificación documental (primera fase del proceso de dictamen) de 13 proyectos de exploración y explotación en ejecución, con observaciones al respecto en:
• Julivá• Área Perdido• Cazones• ATG• San Manuel• Campeche Terciario• Jujo-Tecominoacán
• Lakach• Ku-Maloob-Zaap• Complejo A.J. Bermúdez• Chuc• Macuspana• Cantarell
44
46 47
IV.3 Actividades en materia de regulación, análisis y supervisión
Regulación en materia de quema y venteo de gas
El 4 de diciembre de 2009, la CNH publicó en el Diario Oficial de la Federación las “Disposiciones Técnicas para Evitar o Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos”,18 cuyo objeto es que Petróleos Mexicanos realice la planificación para la conservación del valor económico del gas presente en los yacimientos en explotación, buscando siempre la maximización integral del valor económico de los yacimientos.
De acuerdo a dichas disposiciones se establecerán límites máximos o techos al venteo y quema de gas asociado a nivel nacional, mismos que deberán ser respetados por Petróleos Mexicanos.
La Comisión estima que con estos límites se lograría generar un ahorro económico de hasta 3,300 millones de dólares en los próximos 15 años.
Gráfica 18. Venteo y quema de gas según escenario (millones de pies cúbicos diarios)
18 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/_docs/QuemaVto/DT_QyV.pdf
0
100
200
300
400
500
600
700
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
Mill
ones
de p
ies c
úbic
os d
iario
s Nacional con Cantarell
Sin Disposiciones
Con Disposiciones
Disminuciónestimada en laquema o venteo
Fuente: CNH
19 Disponible en: http://www.cnh.gob.mx/_docs/lineamientos_21dic2009.pdf
El espíritu de la regulación en materia de quema y venteo de gas es que, con base en el límite máximo nacional establecido, sea el propio Petróleos Mexicanos quien se imponga metas a alcanzar anualmente a nivel activo integral, mismas que son plasmadas en unos documentos denominados Manifiestos de quema y venteo de gas. Los manifiestos se presentan a la CNH a nivel activo integral, y su seguimiento se encuentra publicado en nuestra página web www.cnh.gob.mx.
Gráfica 19. Seguimiento a los manifiestos de quema y venteo de gas (total nacional sin Cantarell)
* El límite máximo de quema o venteo nacional (sin Cantarell) fue calculado de acuerdo a lo establecido en las Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema o venteo de gas y sus criterios de interpretación y aplicación. ** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas para 2010, establecido en los Manifiestos de los 10 Activos Integrales (se excluye a Cantarell).*** Corresponde al promedio de quema o venteo de gas real en el periodo de enero a julio de 2010. Fuente: Pemex PEP.
Regulación en materia proyectos de exploración y explotación
El 21 de diciembre de 2009 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los “Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos y su Dictamen”,19 a efecto de que Petróleos Mexicanos cuente con elementos técnicos específicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, mismos que serán considerados por la CNH para emitir el dictamen técnico correspondiente.
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Estos lineamientos establecerán la obligación de presentar los proyectos a dictamen en cada una de sus etapas con base en la metodología Front End Loading (FEL).
Diagrama 1. Desarrollo de la metodología FEL o VCD
Esta metodología se aplica en la fase de diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, y contempla la realización de 3 etapas:1. Etapa de Visualización (V)/Perfil. Se
determinan las diferentes alternativas de diseño con las que se cuenta.
2. Etapa de Conceptualización (C)/Prefacti-bilidad. Se analizan y evalúan las oportunidades de negocio y se selecciona una de ellas.
3. Etapa de Definición (D)/Factibilidad. Se garantiza el diseño final de los proyectos, incluyendo las especificaciones, estrategias y documentos necesarios para la ejecución de los mismos conforme a la etapa en que se encuentren.
Adicionalmente, estos lineamientos serán utilizados por la CNH para realizar la revisión de los proyectos de exploración y explotación con el objeto de garantizar lo siguiente:• El mayor índice de recuperación y la obtención del volumen
máximo de petróleo crudo y de gas natural a largo plazo en condiciones económicamente viables, de pozos, campos y yacimientos abandonados, en proceso de abandono y en explotación.
• La reposición de las reservas de hidrocarburos como garantes de la seguridad energética de la Nación, a partir de los recursos prospectivos, con base en la tecnología disponible y conforme a la viabilidad económica de los proyectos.
• La utilización de la tecnología más adecuada para la exploración y explotación de hidrocarburos, en función de los resultados productivos y económicos.
• La protección del medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales durante los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos.
• La realización de la exploración y explotación de hidrocarburos, cuidando las condiciones necesarias para la seguridad industrial.
• La reducción al mínimo de la quema y venteo de gas y de hidrocarburos durante su explotación.
Fuente: CNH
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Regulación en materia de reservas
En el ámbito de su competencia, referente a la regulación en materia de reservas, el 30 de junio de 2010, el Órgano de Gobierno de la CNH aprobó el “Dictamen Relativo a la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas Probadas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones de las mismas Realizadas por Terceros Independientes”.
Asimismo, el 19 de julio de 2010, el Órgano de Gobierno emitió la resolución mediante la cual la CNH da a conocer los “Lineamientos que Regulan el Procedimiento de Dictaminación para la Aprobación de los Reportes de Evaluación o Cuantificación de las Reservas de Hidrocarburos Elaborados por Petróleos Mexicanos y el Visto Bueno a los Reportes Finales de las Certificaciones Realizadas por Terceros Independientes”.
Regulación en materia de medición
La CNH está trabajando en el establecimiento de lineamientos para los sistemas de medición en la exploración y extracción de hidrocarburos, debido a que se busca que los proyectos de exploración y extracción de Petróleos Mexicanos se apeguen a las mejores prácticas internacionales.
Dichos lineamientos tienen por objeto establecer las bases para el diseño, construcción, instalación, operación, prueba y mantenimiento de las áreas de medición de transferencia de custodia de crudo.
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Regulación en materia de seguridad industrial
Con el fin de identificar y conocer los riesgos asociados a aquellos proyectos que se llevarán a cabo en aguas profundas, la CNH ha comenzado un estudio referente a la seguridad industrial en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos en aguas profundas.
A través de ello, se busca conocer la normatividad interna existente en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, así como la emitida por otras autoridades competentes, y con ello determinar si estas regulaciones son las adecuadas y suficientes.
Comités de apoyo técnico
Por otra parte, la CNH está creando Comités de Apoyo Técnico,20 de carácter temporal, los cuales estarán conformados por expertos en la materia que se trate de acuerdo con las atribuciones de la Comisión, y tendrán las funciones que para cada caso apruebe el Órgano de Gobierno. Entre los principios que rigen dichos comités están los siguientes: • Los miembros participarán a título personal en forma
honorífica.• Al aceptar su membresía, los integrantes del Comité
se comprometen a guardar la confidencialidad de todos los documentos, información y sentido de las discusiones que en el seno de sus sesiones se reciban u obtengan.
• Todas las sesiones deberán realizarse de acuerdo a un protocolo previamente propuesto por el presidente del Comité.
• El Comité podrá contar con mesas separadas de trabajo, dirigidas por alguno de los miembros del mismo, el cual, a su vez y para propósitos específicos, podrá invitar a participar a terceras personas que guarden el carácter de expertos. Tal invitación deberá ser firmada por el presidente del Comité.
20 Artículos 9° de la LCNH y, 11 y 21 del Reglamento Interno de la CNH.
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IV.4 Actividades de apoyo técnico a la Secretaría de Energía
En materia de Asignaciones Petroleras y Permisos de Exploración Superficial, la CNH participa en el grupo de trabajo para la definición de los índices de los permisos, proyectos y asignaciones petroleras de exploración y explotación, con el fin de definir la información que deberá presentar Petróleos Mexicanos en sus solicitudes de las áreas para exploración y explotación de hidrocarburos. Lo anterior, permitirá que la CNH cuente con información para emitir opinión sobre el otorgamiento de dichas áreas.
En el marco del Sistema Nacional de Información de Hidrocarburos, la CNH proporciona a la Secretaría de Energía la información que contendrá el Registro de Reservas, proveniente de reportes de estimación de reservas remanentes probadas, probables y posibles por
campo, tipo de fluido y volúmenes originales asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación, cuantificación y certificación.
Asimismo, la CNH apoyó a la Secretaría con el estudio del “Análisis del Potencial de Acumulación de Reservas y Producción 2010-2024”, con el cual se presentó la estimación de los perfiles de producción de aceite y gas para el periodo 2010-2024.
En representación de la Secretaría de Energía y a solicitud de ésta, la CNH participa en la evaluación de los proyectos de desarrollo e implementación de tecnología que se presentan a consideración del fondo sectorial SENER-CONACYT-Hidrocarburos.
IV.5 Actividades en materia de transparencia y acceso a la información
La CNH puso a disposición del público en general su portal de internet www.cnh.gob.mx, el cual tiene por objeto primordial el cumplimiento de sus obligaciones en materia de transparencia como institución del Gobierno Federal. Dicho portal permite dar un panorama sobre la misión, composición y alcance de la CNH, así como de las actividades y trabajos que realiza.
La CNH ha iniciado un proceso de apertura de la información técnica del sector mediante reportes estadísticos (Ver anexo), con los que las instituciones públicas, privadas, académicas y sociales, tanto nacionales como internacionales, tendrán acceso a información referente a:
• Producción semanal de crudo y aceite.• Perforación y operación de pozos de desarrollo
mensual.• Seguimiento a los programas operativos de
trabajo de Petróleos Mexicanos Exploración y Producción.
• Indicadores financieros y de inversión de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos.
• Seguimiento a la quema y venteo de gas natural.
www.cnh.gob.mx
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V. Siguientes pasosA lo largo del segundo año de labores, la CNH tiene
previsto continuar y emprender varias actividades y proyectos que le ayudarán a su consolidación institucional, entre las que destacan las siguientes:
a. Acciones en materia de política de hidrocarburos Actualmente, la CNH está elaborando un análisis
del portafolio de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos sobre la base de cuatro parámetros básicos:• Riesgo• Incertidumbre técnica• Incertidumbre económica • Valor comercial de los proyectos
Esta herramienta de trabajo arrojará luz sobre la eficiencia en la selección de los proyectos que integran la cartera de inversión del sector.
b. Actividades en materia de evaluación y dictamen de proyectos• La CNH estará elaborando el dictamen de
40 proyectos de exploración y extracción durante 2010, y el de 23 proyectos en 2011. Actualmente, la CNH se encuentra en la etapa de revisión documental de 13 proyectos.
c. Actividades en materia de regulación• Regulación en materia de sistemas de
medición en la exploración y extracción de hidrocarburos.
• Regulación en materia de normatividad para las actividades de perforación en aguas profundas.
d. Actividades en materia de análisis• Análisis de curvas históricas de declinación
de la producción de crudo y gas, basado en la información observada.
• Continuación de la construcción de la base de datos técnica de la CNH, que implica recabar toda la información y estadística relevante del sector.
e. Actividades en materia de supervisión• En breve, la CNH emitirá recomendaciones
para el mejor aprovechamiento de los activos Ku-Maloob-Zaap y Cantarell.
• Se continuará con el seguimiento del desempeño del resto de los activos, mediante el análisis de la producción, actividad física e inversión.
f. Actividades de Apoyo Técnico a la Secretaría de Energía• Como ya es tarea recurrente, se llevará a cabo
el análisis para determinar la plataforma anual de producción de petróleo y gas, así como la política de restitución de reservas 2011-2025 en apoyo a la Secretaría de Energía en el diseño de la Estrategia Nacional de Energía.
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