Análisis de Información de las Reservas de Hidrocarburos de México al 1 de enero del 2012

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1 Análisis de Información de las Reservas de Hidrocarburos de México al 1 de enero del 2012

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3 Comisionado Ponente Dr. Edgar R. Rangel Germán Comisionados Mtro. Juan Carlos Zepeda Molina Comisionado Presidente Dr. Guillermo Cruz Domínguez Vargas Comisionado Dra. Alma América Porres Luna Comisionada Dr. Néstor Martínez Romero Comisionado Grupo de Trabajo para el Proceso de Reservas Mtro. Gaspar Franco Hernández Director General de Explotación Mtro. Ulises Neri Flores Director General Adjunto de Reservas Ing. Leonardo Meneses Larios Director General Adjunto de Proyectos Ing. César Alejandro Mar Álvarez Director de Área Mtro. Rhamid Rodríguez de la Torre Directora de Área Lic. Fernando Ruiz Nasta Director de Área Mtro. Javier Rosado Vázquez Director de Área Lic. Gelacio Martín Sánchez Subdirector de Área Ing. Iván Bernal Santana Subdirector de Área Secretaría Ejecutiva Lic. Carla Gabriela González Rodríguez

4 Índice

5 Reporte Ejecutivo I. Introducción II. Marco legal de la aprobación de los Reportes de Reservas de Hidrocarburos III. Definición y clasificación de reservas Clasificación de reservas y recursos conforme al Petroleum Resources Management System (PRMS) Definiciones Clasificación de la Naciones Unidas para los recursos y reservas minerales Reservas y su relación con proyectos de exploración y explotación Interpretación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos sobre la clasificación de los recursos y reservas Clasificación de los recursos y reservas de hidrocarburos conforme a las guías del SPE- PRMS IV. Disposiciones de la SEC para reservas probadas Reservas probadas Disposiciones obligatorias Precios Reconocimiento de recursos No Convencionales Definición de certidumbre razonable Tecnología confiable Horizonte de tiempo para el desarrollo de las reservas Disposiciones opcionales de la SEC Opción de reportar las reservas no probadas Uso de métodos deterministas y probabilistas Análisis de sensibilidad V. Proceso general de certificación de reservas Proceso de estimación y clasificación de reservas Caracterización de yacimientos Ingeniería de Yacimientos Ingeniería de Producción Evaluación Económica VI. Proceso general de dictamen de las reservas por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos VII. Análisis de los reportes de reservas enviados por Pemex Integración de las reservas por región - Petróleo crudo equivalente Integración de las reservas por región Aceite Integración de las reserva por región Gas Integración de las reservas por activo - Petróleo crudo equivalente Integración de las reservas por activo - Aceite Integración de las reservas por activo- Gas VIII. Nuevos Descubrimientos IX. Indicadores de reservas Tasa de restitución Tasas de restitución por descubrimientos de México Tasa de Restitución Integrales de México Relación Reserva - Producción (R/P) X. Comparación de Valores entre Pemex y las Empresas Certificadoras Tablas de Diferencias Pemex y las Empresas Certificadoras XI. Conclusiones ANEXO I. Tasas de Restitución Nivel Región ANEXO II. Tasas de Restitución a Nivel Activo ANEXO III. Relación Reserva Producción por Región y Activo ANEXO IV. Cálculo Probabilista del Volumen Original ANEXO V. Metodología de Cálculo para la Obtención del Petroleo Crudo Equivalente ANEXO VI. Definiciones originales de Reservas del SPE-PRMS Glosario 5

6 Reporte Ejecutivo

7 Los valores de reservas de hidrocarburos son los indicadores más importantes de información que los gobiernos, el sector financiero y las empresas petroleras requieren para definir las acciones y asegurar la sustentabilidad de largo plazo. Las reservas de hidrocarburos son volúmenes de petróleo crudo, condensado, gas natural y líquidos del gas natural que pueden ser recuperados comercialmente de acumulaciones conocidas, y su estimación consiste en el análisis, revisión, actualización e interpretación de diversas fuentes de información técnica de los yacimientos en donde se encuentran almacenados, así como los aspectos económicos que influyen en su explotación. La estimación de las reservas por un lado permite entender como fue la explotación de los yacimientos en el pasado y, por otro lado pronosticar el comportamiento de estos mediante el análisis de las opciones técnicas y estrategias de ejecución propuestas para la explotación. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible, del proceso de análisis de la información utilizado, y de la experiencia y los criterios de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación y así garantizandoce certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados. Reconociendo la importancia de la estimación de las reservas de hidrocarburos en México, y acatando las atribuciones conferidas a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), este documento presenta el resumen del análisis de la información de reservas desde la óptica técnica, económica y metodológica. Partiendo de los conceptos, definiciones, metodologías, descripción de procesos y análisis de los valores de las reservas de México, este documento busca destacar la importancia que las reservas de hidrocarburos y, su constante cuantificación, tienen en la profundización y comprensión de este relevante tema del sector energético del país. Es importante mencionar, que por primera vez desde la creación de la Comisión y de la respectiva aplicación del proceso de dictamen de reservas, fueron aprobados los reportes de evaluación o cuantificación de las reservas de hidrocarburos elaborados por Petróleos Mexicanos y se dio el visto bueno a los reportes finales de las certificaciones realizadas por terceros independientes. Además, por primera vez se tiene un nivel de desagregación en el análisis de las cifras a un nivel en donde se cuenta con mayor solidez y consistencia de los valores de reservas de hidrocarburos del país. El proceso de dictamen de reservas que realiza Comisión Nacional de Hidrocarburos presentado en este documento, se desarrolló con base en los lineamientos 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, que a efecto de garantizar su validez y actualidad con base en las mejores prácticas internacionales, la Comisión consideró oportuno y necesario realizar modificaciones adicionales a los lineamientos con el objetivo de incorporar las experiencias adquiridas durante la aplicación en los periodos anteriores. 7

8 1 Introducción 8

9 La estimación de reservas consiste en un análisis e interpretación de diversas fuentes de información técnica y económica cuyos componentes derivan en la revisión y actualización de sus valores. La precisión de los valores de reservas depende de la cantidad y calidad de la información disponible y del proceso de análisis de la información utilizado, así como la experiencia de los profesionistas que realizan los análisis; por lo que el establecimiento de metodologías y lineamientos para normar la estimación y clasificación de las mismas es fundamental para su correcta cuantificación, garantizando así certidumbre y transparencia en los volúmenes reportados y en los procedimientos empleados para su estimación. Además los valores de reservas es uno de los indicadores más importantes de información que el sector financiero requiere para analizar y comparar el comportamiento previo de la empresa y las acciones futuras de la misma. En el caso de las reservas probadas, las definiciones utilizadas corresponden a las emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC), organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país y el Petroleum Resources Management System (PRMS); mientras que para las reservas probables y posibles, se emplean las definiciones emitidas por la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC), y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE) y la Society of Exploration Geophysicists (SEG). En el proceso para la estimación de las reservas se consideran entre otros datos: los pronósticos de producción, las inversiones, los costos de operación y los precios de hidrocarburos, con el objetivo de determinar el valor económico de las mismas. Si el valor económico es positivo, los volúmenes de hidrocarburos son comercialmente explotables y, por lo tanto, cumplen con un criterio más para poderse definir como reservas. En caso de ser negativo, estos volúmenes pueden clasificarse como posibles siempre y cuando se obtenga una evaluación económica positiva al asignar un ligero cambio en el precio de los hidrocarburos o una pequeña disminución en sus costos de desarrollo o de operación y mantenimiento. En caso de que la evaluación económica no se revierta con los cambios marginales mencionados anteriormente, los volúmenes se clasifican como recursos contingentes. A nivel mundial existen numerosas cuencas petroleras cuya producción petrolera de hidrocarburos ha disminuido mientras la demanda energética continúa creciendo. Estos factores, así como la evolución acelerada de tecnologías para la explotación de recursos de hidrocarburos no convencionales ha permitido que se desarrollen proyectos para la exploración y producción de recursos. 9

10 El recurso no convencional de hidrocarburos con mayor potencial en México son el Shale Gas y el Shale Oil. Un estudio reciente de la Energy Information Administration (EIA) del Department of Energy (DOE) de los Estados Unidos de América estima que México cuenta con recursos potenciales de Shale Gas (Gas de Lutita) del orden de 681 billones de pies cúbicos (Tcf). El estudio referido identifica cinco provincias potencialmente productoras de Shale Gas y condensados en México. El Shale Oil en México, presente en rocas sedimentarias de granos finos, arcillosas, con alto contenido orgánico, cuya edad geológica varía del periodo cámbrico al terciario, según la acumulación, todavía se encuentra en etapas muy tempranas de estudio. La Agencia Internacional de Energía estima que los volúmenes pueden ser cercanos a miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente de recursos no convencionales Shale Gas y Shale Oil. Es opinión de la CNH que cualquiera de las cifras hasta ahora presentadas tienen gran incertidumbre, por lo que se requieren más estudios para definir una cifra más adecuada; sin embargo, es muy probable que la cuenca de Tampico-Misantla presente los mejores prospectos tanto en volumen como en calidad de fluido. A nivel mundial se estiman recursos de Shale Oil del orden de 2.8 billones de barriles 2 ; sin embargo, la obtención de hidrocarburos a partir de estas rocas presenta grandes retos técnicos y económicos. El reto principal está relacionado con la insolubilidad de la materia orgánica ante solventes ordinarios, por lo que requiere el uso de métodos térmicos, así como de perforación y terminación no convencional. En el caso de México los estudios geológicos - geoquímicos realizados en la cuenca de Tampico-Misantla determinaron que el principal potencial está relacionado a Shale oil (aceite en lutitas), además las estimaciones de las Cuencas Sabinas-Burro-Picachos-Burgos observan una consistencia en el valor medio de los recursos técnicamente recuperables. 2 Lo anterior representa una oportunidad debido a que estas acumulaciones que pueden ser desarrolladas se encuentran cerca de la superficie. Sin embargo estos estudios y sus resultados son preliminares y conllevan un riesgo considerable debido a la incertidumbre en los parámetros que determinan el volumen de los mismos. El desarrollo de las actividades relacionadas con la toma de información y, su interpretación, base para la visualización y conceptualización de los proyectos para su explotación, permitirán en el futuro poder categorizar estos recursos como reservas en sus diferentes categorías. 1 IEA 2 IEA 10

11 11

12 2 Marco legal de la aprobación de los Reportes de Reservas de Hidrocarburos 12

13 Con la emisión de la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (LCNH), así como las reformas realizadas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, su reglamento, y la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF), se estableció un proceso de evaluación y certificación de reservas de hidrocarburos del país. El Artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo establece que: Petróleos Mexicanos o sus Organismos Subsidiarios certificarán, una vez al año, las Reservas de Hidrocarburos con terceros independientes, cuyos reportes finales deberán contar con el visto bueno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Los reportes de evaluación o cuantificación de reservas elaborados por Petróleos Mexicanos deberán ser aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Con base en la información de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las Reservas de Hidrocarburos del país. Asimismo, la Fracción III del Artículo 5 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, señala que: El registro de Reservas de Hidrocarburos estará a cargo de la Secretaría de Energía en el cual se integrará una base de datos que comprenda la información, documentación y estadística que se obtenga de reportes de estimación de reservas remanentes probadas, probables y posibles por campo, tipo de fluido y volúmenes originales asociados a las mismas, incluyendo sus estudios de evaluación o cuantificación y certificación, a partir de la información proporcionada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. El Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, establece que a la Secretaría de Energía le corresponde: Registrar y dar a conocer, con base en la información proporcionada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, las reservas de hidrocarburos, conforme a los estudios de evaluación y de cuantificación, así como a las certificaciones correspondientes. 13

14 Por su parte, la LCNH establece que la Comisión Nacional de Hidrocarburos debe: Participar, con la Secretaría de Energía, en la determinación de la política de restitución de reservas de hidrocarburos (Fracción II del Artículo 4 ). Recabar, analizar y mantener actualizada la información y la estadística relativa a: las reservas probadas, probables y posibles; y la relación entre producción y reservas. (Incisos b y c de la Fracción IX del Artículo 4 ). Realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de las reservas de petróleo (Fracción X del Artículo 4 ). Por lo anterior, en su papel de órgano regulador desconcentrado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos debe solicitar la información, documentación y estadística pertinente y necesaria a Pemex y sus organismos subsidiarios sobre las reservas, así como los resultados de las certificaciones y los reportes de evaluación o cuantificación elaborados por terceros independientes y por Pemex, respectivamente. Con el objetivo de que la Comisión Nacional de Hidrocarburos cuente con los elementos de juicio y técnicos necesarios para realizar la dictaminación sobre las reservas de hidrocarburos con los que cuenta el país se elabora un proceso técnico-administrativo que se muestra más adelante en el presente documento. Asimismo, mediante el acuerdo CNH.E /10 se estableció que para evaluar las cuantificaciones de reservas presentadas por Pemex y por los terceros contratados para las certificaciones la CNH adopte la metodología establecida en el Petroleum Resources Management System (PRMS). Lo anterior, en virtud de que ésta permitirá: 1. Establecer una igualdad metodológica para hacer comparables las estimaciones y evaluaciones realizadas por los Terceros Independientes y por Pemex. Lo anterior, a efecto de establecer una línea base para los futuros análisis y estudios de evaluación y verificación de las reservas de hidrocarburos. 2. Evaluar conforme a las prácticas de uso común en la industria petrolera internacional los trabajos realizados por Pemex. 3. Evaluar conforme a las prácticas de uso común en la industria petrolera internacional los reportes de certificación de reservas realizados por los Terceros Independientes. 14

15 15

16 3 Definición y clasificación de reservas 16

17 Históricamente, las compañías operadoras han utilizado la clasificación de recursos y reservas, en función de criterios técnicos y económicos que convengan. Sin embargo, estas clasificaciones no siempre resultan eficientes cuando se desea hacer una agrupación y/o evaluación externa, ya sea por un organismo certificador o regulador. Lo ideal es que los subconjuntos de un sólo sistema de clasificación puedan ser utilizados por las agencias reguladoras, los departamentos gubernamentales e, internamente, por las empresas operadoras y por los certificadores. En octubre del 2005, el Mapping Subcommittee de la Society of Petrolem Engineers (SPE) Oil and Gas Reserves Committee (OGRC) realizó un estudio de los sistemas de clasificación de recursos/ reservas publicados, analizando la información de las siguientes agencias internacionales: US Securities and Exchange Commission (SEC-1978) United States Geological Survey (USGS-1980) Norwegian Petroleum Directorate (NPD-2001) UK Statement of Recommended Practices (SORP-2001) Canadian Securities Administrators (CSA-2002) United Nations Framework Classification (UNFC-2004) Russian Ministry of Natural Resources (RF-2005) A continuación se presentan brevemente algunas de las clasificaciones de reservas utilizadas hoy en día que intentan homologar los criterios empleados por las diferentes compañías. En el año 2000, la Society of Petroleum Engineers (SPE), junto con el World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), publicaron una clasificación de reservas y recursos para crear una norma internacional. Adicionalmente, en 2001, la SPE, el WPC y la AAPG (en adelante, SPE/WPC/AAPG) publicaron conjuntamente las Directrices para la Evaluación de Reservas de Petróleo y Recursos, las cuales contienen un conjunto de aclaraciones a los documentos publicados anteriormente. 17

18 Clasificación de reservas y recursos conforme al Petroleum Resources Management System (PRMS) El Sistema de Gestión de Recursos Petroleros (Petroleum Resources Management System, PRMS) se creó con el objetivo de proporcionar un marco común para la estimación de las cantidades de petróleo y gas, descubiertas y/o por descubrir (no descubiertas), asociada con yacimientos, propiedades y proyectos. De acuerdo a esta clasificación se deben incluir los volúmenes de hidrocarburos originales (in-situ), los volúmenes recuperables técnica y comercialmente, y los volúmenes producidos. A continuación se presentan las principales definiciones establecidas en las guías de la PRMS (sus versiones originales en inglés se encuentran en el Anexo VII), las cuales fueron traducidas por este órgano desconcentrado. Definiciones PETRÓLEO TOTAL INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima exista originalmente en acumulaciones naturales. Esto incluye aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida en acumulaciones conocidas previo al inicio de su producción, más aquellas cantidades estimadas en acumulaciones aún por descubrir (equivalente a los recursos totales ). PETRÓLEO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida en acumulaciones conocidas previas al inicio de su producción. PRODUCCIÓN es aquella cantidad acumulada de petróleo que ha sido recuperada a una fecha dada. Mientras que todos los recursos recuperables estimados, y la producción medida en términos de las especificaciones del producto para ventas, la producción bruta (ventas más no-ventas), también medida, es necesaria para brindar apoyo a los análisis de ingeniería. RESERVAS son aquellas cantidades de petróleo que se anticipan a ser comercialmente recuperables a través de la aplicación de proyectos de desarrollo a las acumulaciones conocidas, a partir de una fecha dada, bajo condiciones definidas. Además, las reservas deben satisfacer cuatro criterios: deben estar descubiertas, ser recuperables, ser comerciales y ser remanentes (a la fecha de la evaluación), basadas en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Adicionalmente, las reservas pueden además ser categorizadas de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificadas, basadas en la madurez del proyecto y/o caracterizadas por el estado de desarrollo y producción. RECURSOS CONTINGENTES son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a partir de una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas, pero donde el o los proyecto(s) aplicado(s) aún no se consideran suficientemente maduros para el desarrollo comercial debido a una o más contingencias. Los recursos contingentes pueden incluir, por ejemplo, proyectos para los cuales actualmente no existen mercados viables, o donde una recuperación comercial es dependiente de tecnología aún bajo desarrollo, o donde la evaluación de la acumulación es insuficiente para claramente evaluar la comerciabilidad. Adicionalmente los recursos contingentes se categorizan de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones, y pueden ser sub-clasificados, basados en la madurez del proyecto y/o caracterizados 18

19 por su estado económico. PETRÓLEO NO DESCUBIERTO INICIALMENTE IN-SITU es aquella cantidad de petróleo que se estima, a una fecha dada, esté contenida dentro de acumulaciones aún por descubrir. RECURSOS PROSPECTIVOS son aquellas cantidades de petróleo que se estiman, a una fecha dada, sean potencialmente recuperables de acumulaciones no descubiertas a través de la aplicación de proyectos futuros de desarrollo. Los recursos prospectivos tienen una oportunidad asociada de descubrimiento y una oportunidad de desarrollo. Los recursos prospectivos son adicionalmente subdivididos de acuerdo al nivel de certeza asociado a estimaciones recuperables, suponiendo su descubrimiento y desarrollo, y pueden sub-clasificarse basándose en la madurez del proyecto. RECURSOS NO RECUPERABLES es aquella porción de petróleo descubierto o no descubierto inicialmente in-situ que se estima, a una fecha dada, no ser recuperable con proyectos futuros de desarrollo. Una porción de estas cantidades puede llegar a ser recuperable en el futuro a medida que cambien las circunstancias comerciales u ocurran desarrollos tecnológicos; la porción remanente nunca puede ser recuperada debido a restricciones físicas/químicas de la interacción en el subsuelo de fluidos y las rocas del yacimiento. RESERVAS PROBADAS son aquellas cantidades de petróleo que, a partir del análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman con certeza razonable a ser recuperables comercialmente a partir de una fecha dada en adelante, de yacimientos conocidos y bajo condiciones económicas, métodos de operación, y reglamentación gubernamental definidas. Si se utilizan métodos deterministas, la intención de certidumbre razonable expresa un alto grado de confianza a que las cantidades serán recuperadas. Si se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad de 90% que las cantidades realmente recuperadas igualarán o excederán la estimación. RESERVAS PROBABLES son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas, comparadas a reservas probadas, pero más ciertas a ser recuperadas comparadas a las reservas posibles. Es igualmente probable que las cantidades remanentes reales recuperadas sean mayores o menores a la suma de las reservas estimadas probadas más probables (2P). En este contexto, cuando se utilizan métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 50% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o excederán la estimación de 2P. RESERVAS POSIBLES son aquellas reservas adicionales que, a partir de un análisis de datos de geociencias y de ingeniería, se estiman son menos probables a ser recuperadas comparadas a las reservas probables. Las cantidades totales finalmente recuperadas del proyecto tienen una baja probabilidad de superar la suma de reservas probadas más probables más posibles (3P), lo que es equivalente al escenario de estimación alta. En este contexto, cuando se utilizan los métodos probabilistas, debería haber por lo menos una probabilidad del 10% a que las cantidades reales recuperadas igualarán o superarán la estimación 3P. 19

20 Las definiciones de reservas pueden ser confusas; sin embargo, si se considera que en términos probabilistas representan una función de distribución acumulada, como se ilustra en la Figura 1, se puede explicar fácilmente que las reservas son una distribución continua de volúmenes que, por convención, se reportan para los percentiles 10, 50 y 90. Por lo anterior, las categorías de reservas comúnmente utilizadas (1P, 2P y 3P) se conforman de la siguiente manera: La reserva 1P es igual a la reserva probada. La reserva 2P es igual a la agregación de reserva probada más la reserva probable. La reserva 3P es igual a la agregación de la reserva probada más la reserva probable más la reserva posible. Figura 1. Probabilidad en el volumen de reservas de hidrocarburos Fuente: CNH Probabilidad de al menos (%) 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Existe una probabilidad de al menos 90 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a este valor, (reservas 1P). 1P 2P 3P Existe una probabilidad de al menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a este valor (la suma de las reservas probadas más las reservas probables, reserva 2P). Existe una probabilidad de al menos 10 por ciento de que las cantidades recuperar sean iguales o mayores a este valor (la suma de las reservas probadas más reservas probables más reservas posibles, reserva 3P). Volumen de hidrocarburos Cabe señalar que la mayoría de las clasificaciones utilizadas solamente reconocen tres escenarios deterministas: baja estimación, mejor estimación y alta estimación; mientras que las evaluaciones probabilistas, no son comúnmente empleadas. Para el caso de México el sistema SPE-PRMS permite clasificar las reservas y los recursos de acuerdo a las categorías ahí establecidas, por lo que la Comisión Nacional de Hidrocarburos, como se detalla en el capítulo II, decidió adoptar estos lineamientos. Con base en lo anterior la Figura 2.1 y 2.2 muestra la clasificación de manera general de las reservas y recursos de México al 1 de enero del 2012 conforme a la SPE-PRMS. 20

21 Figura 2.1. Clasificación de Recursos y Reservas en México conforme a la PRMS al 1 de enero del 2012, Aceite Fuente: CNH con datos de SENER y Pemex Volumen ,367 mmb Volumen % 24,367 mmb 9% Producción acumulada, 39,695 mmb Producción acumulada, 14% 39,695 mmb 14% Figura 2.2. Clasificación de Recursos y Reservas en México al 1 de enero del 2012 conforme a la PRMS, Gas Fuente: CNH con datos de SENER y Pemex Crudo Crudo Volumen remanente, 216,219 mmb Volumen 77% remanente, 216,219 mmb 77% Gas Volumen remanente final, 185,607 mmb Volumen 85% remanente final, 185,607 mmb 85% Reserva Posible, 12,039 mmb 6% Reserva Probable, 8,548 mmb Reserva Posible, 12,039 mmb Reserva Probada 4% 6% 10,025 mmb Reserva Probable, 8,548 mmb Reserva 5% Probada 4% 10,025 mmb 5% Volumen 2012, Volumen 56,175 Prospectivo 2012, 18% 56,175 mmmpc 18% Producción Acumulada, 69,255 mmmpc Producción Acumulada, 22% 69,255 mmmpc 22% Gas Volumen remanente, 188,228 mmmpc Volumen 60% remanente, 188,228 mmmpc 60% Reserva Probada, 17,224 mmmpc Reserva 9% Probada, 17,224 mmmpc 9% Volumen remanente final 126,587 mmmpc Volumen remanente 68% final 126,587 mmmpc 68% Reserva Posible, 26,804 mmmpc Reserva 14% Posible, Reserva 26,804 mmmpc Probable, 17,613 mmmpc 14% Reserva 9% Probable, 17,613 mmmpc 9% Clasificación de la Naciones Unidas para los recursos y reservas minerales El objetivo de esta clasificación 3 es proporcionar una estructura única en la cual se puedan enmarcar los estudios internacionales sobre la energía y los minerales, analizar las políticas gubernamentales de ordenación de los recursos, planificar los procesos industriales y asignar el capital de manera eficiente. En la década de 1990, la Comisión Económica para Europa de la Organización para las Naciones Unidas (ONU) tomó la iniciativa de elaborar un sistema uniforme para la clasificación de recursos y reservas de productos minerales y combustibles sólidos, el cual se plasmó en el documento denominado UNFC En 2004, la clasificación se amplió para incluir hidrocarburos (petróleo/ gas natural) y uranio, conformando 3 Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales. Organización de las Naciones Unidas, Nueva York y Ginebra,

22 la UNFC Posteriormente, el Consejo Económico y Social de la ONU invitó a los estados miembros, organizaciones internacionales y comisiones regionales a adoptar las medidas necesarias para su aplicación en todo el mundo. En 2009, la metodología fue revisada y simplificada por expertos mundiales, en cooperación con países miembros y no miembros de la Comisión Económica de la ONU, organizaciones internacionales, organismos intergubernamentales, asociaciones profesionales y el sector privado, emitiendo la UNFC La Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales es un sistema para la clasificación y presentación de información sobre la energía fósil y los recursos y reservas minerales, que puede aceptarse de manera universal y aplicarse a nivel internacional. Es importante resaltar que esta metodología está en proceso de implementación en los países y/o empresas que quieren adoptarlo de manera paralela a sus sistemas de clasificación de reservas vigente; esta clasificación refleja las condiciones en incluyen aspectos imperantes en el ámbito económico y social, incluidas las condiciones marco impuestas por los gobiernos y los mercados, así como la madurez tecnológica e industrial y la incertidumbre que se presenta en las diferentes etapas de desarrollo de un proyecto. La Figura 3 ilustra la Integración de Sistema de Clasificación de las Naciones Unidas para reservas y recursos minerales conformadas por la SPE-PRMS, CRIRSCO 4 y otros sistemas. Figura 3. Integración de Sistema de Clasificación de las Naciones Unidas para reservas y recursos minerales Fuente: CNH con base en la información contendida en Clasificación Marco de las Naciones Unidas para la energía fósil y los recursos y reservas minerales, NACIONES UNIDAS Nueva York y Ginebra, 2010 UNFC-2009 Definiciones Especificaciones Genéricas Petróleo SPE-PRMS Minerales CRIRSCO Otros sistemas 4 Committee for Mineral Reserves International Reporting Standards (CRIRSCO) 22

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