Prospectiva del mercado de petróleo crudo

Transcripción

1

2 Prospectiva del mercado de petróleo crudo

3 Secretaría de Energía Prospectiva del mercado de petróleo crudo México,

4 Prospectiva del mercado de petróleo crudo S e c r e t a r í a d e E n e r g í a José Antonio Meade Kuribreña Secretario de Energía Carlos Petersen y vom Bauer Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico Mario Gabriel Budebo Subsecretario de Hidrocarburos Benjamín Contreras Astiazarán Subsecretario de Electricidad María de la Luz Ruiz Mariscal Oficial Mayor Alejandro Díaz Bautista Director General de Planeación Energética Héctor Escalante Lona Jefe de la Unidad de Comunicación Social 4

5 Secretaría de Energía Responsables: Alejandro Díaz Bautista Director General de Planeación Energética Virginia Doniz González Directora de Integración de Política Energética Nacional Juan Ignacio Navarrete Barbosa Subdirector de Políticas de Combustibles Guillermo Sánchez Liévano Jefe de Departamento de Política Energética 2010 Secretaría de Energía Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de la Secretaría de Energía. Portada: Actividad en la sonda Campeche. 5

6 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Agradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración de esta prospectiva: Pemex Exploración y Producción Pemex Corporativo Pemex Refinación Dirección General de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía Comisión Nacional de Hidrocarburos 6

7 Secretaría de Energía Índice Presentación 13 Introducción 15 Resumen ejecutivo 17 Capítulo uno Panorama internacional del mercado petrolero El petróleo en el consumo mundial de energía primaria Consumo mundial del petróleo crudo, Reservas mundiales, Reservas probadas Restitución de reservas Relación reserva-producción Producción mundial Comercio internacional Precios del petróleo Fuentes no convencionales del petróleo Prospectiva de la oferta y la demanda 46 Capítulo dos Marco regulatorio de la industria del petróleo Reforma Energética de la industria petrolera Marco regulatorio básico de la industria petrolera Marco constitucional del subsector petrolero Tratados Internacionales Marco legal del subsector de hidrocarburos Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos Régimen jurídico de Pemex Ley de Petróleos Mexicanos Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones Obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex Normas de Referencia Normas ecológicas 77 7

8 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Capítulo tres Mercado nacional de petróleo crudo, Evolución de las reservas de crudo al primero de enero, Reservas totales Reservas probadas Reservas probables Reservas posibles Evolución de las reservas de petróleo crudo por región Producción nacional Evolución de la producción por región Inversiones ejercidas en Pemex Exploración y Producción, Actividad exploratoria e infraestructura en PEP Consumo nacional, Comercio exterior, Destino de las exportaciones por región y país Balance nacional de petróleo crudo, Capítulo cuatro Evolución del mercado nacional de petróleo crudo, Escenario de planeación de la producción de petróleo Consumo nacional de petróleo, Comercio exterior de petróleo, Incorporación de reservas Programa de inversiones Balance nacional de petróleo crudo, Aprovechamiento del gas en el escenario de planeación Principales elementos de cambio en el escenario de planeación 155 Anexos 1) Glosario de términos 159 2) Mecanismos de precios 167 3) Normas aplicables al sector petrolero 171 Bibliografía 173 Referencias para la recepción de comentarios 175 8

9 Secretaría de Energía Índice de gráficas Gráfica 1 Consumo mundial de energía primaria, Gráfica 2 Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, Gráfica 3 Demanda de petróleo crudo por región, Gráfica 4 Participación por región de las reservas probadas mundiales, 1999 y Gráfica 5 Variación de las reservas probadas en países seleccionados, Gráfica 6 Relación reserva probada-producción por región Gráfica 7 Producción mundial de petróleo crudo acumulada por región, Gráfica 8 Comparación de la producción de petróleo crudo OPEP vs. resto del mundo Gráfica 9 Precio del crudo WTI, Gráfica 10 Distribución de la demanda de petróleo crudo por sector 48 Gráfica 11 Variación de las prospectivas de oferta mundial 53 Gráfica 12 Reservas remanentes totales en México al primero de enero de Gráfica 13 Participación porcentual por tipo de crudo de las reservas totales de aceite al primero de enero de Gráfica 14 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo Gráfica 15 Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P), Gráfica 16 Composición de las reservas probables de aceite crudo por tipo Gráfica 17 Composición de las reservas posibles de aceite crudo por tipo Gráfica 18 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Noreste al primero de enero de Gráfica 19 Reservas totales de aceite en la Región Marina Noreste al 1 de enero de Gráfica 20 Región Marina Noreste. Reservas de aceite al 1 de enero de Gráfica 21 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Marina Suroeste al 1 de enero de Gráfica 22 Reservas de aceite en la Región Marina Suroeste al 1 de enero de Gráfica 23 Región Marina Suroeste, Reservas de crudo al 1 de enero de Gráfica 24 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Norte al 1 de enero de Gráfica 25 Reservas de aceite en la Región Norte al 1 de enero de Gráfica 26 Región Norte. Reservas de crudo al 1 de enero de Gráfica 27 Composición de las reservas totales de aceite por activo de la Región Sur al 1 de enero de Gráfica 28 Reservas de aceite en la Región Sur al 1 de enero de Gráfica 29 Región Sur. Reservas de crudo al 1 de enero de Gráfica 30 Producción de petróleo crudo por región, Gráfica 31 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Noreste, Gráfica 32 Producción por tipo de crudo en la Región Marina Suroeste, Gráfica 33 Producción por tipo de crudo en la Región Norte, Gráfica 34 Producción por tipo de crudo de la Región Sur,

10 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Gráfica 35 Gastos de inversión, Gráfica 36 Pozos de desarrollo y exploratorios terminados por región, Gráfica 37 Demanda del SNR por tipo de crudo, Gráfica 38 Exportaciones nacionales por tipo de crudo, Gráfica 39 Distribución porcentual de las exportaciones de crudo en América, Gráfica 40 Producción de crudo por tipo de actividad, Gráfica 41 Producción de crudo por categoría de proyectos, Gráfica 42 Producción de crudo por proyecto de aguas profundas, Gráfica 43 Producción de crudo por regiones, Gráfica 44 Participación de la producción de crudo por región, 2010 y Gráfica 45 Producción por activo de la Región Marina Noreste, Gráfica 46 Producción por activo de la Región Marina Suroeste, Gráfica 47 Producción por activo de la Región Norte, Gráfica 48 Producción por activo de la Región Sur, Gráfica 49 Producción de crudo por tipo, Gráfica 50 Producción de crudo por desarrollo de capacidades de ejecución, Gráfica 51 Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, Gráfica 52 Crudo nominado al SNR para procesamiento y por tipo, Gráfica 53 Crudo pesado para procesamiento y producción de PEP, Gráfica 54 Rendimiento de gasolinas por barril de crudo procesado, Gráfica 55 Balanza comercial del petróleo crudo, Gráfica 56 Reservas 3P a incorporar en el escenario de planeación, Gráfica 57 Tasa de restitución 1P de reservas de hidrocarburos esperada por PEP, Gráfica 58 Inversión física total para la cartera de proyectos de PEP, Gráfica 59 Inversión física total de la cartera de proyectos de PEP por tipo, Gráfica 60 Perforación de pozos totales del escenario de planeación, Gráfica 61 Aprovechamiento de gas natural, escenario de planeación, Índice de cuadros Cuadro 1 Principales consumidores de crudo, Cuadro 2 Reservas probadas al cierre de Principales países 30 Cuadro 3 Gastos totales en exploración y producción de las principales empresas petroleras, Cuadro 4 Principales productores de petróleo, Cuadro 5 Principales países importadores y exportadores de petróleo, Cuadro 6 Prospectiva de oferta de petróleo de fuentes no convencionales, Cuadro 7 Capacidad de productores de bitúmenes a mayo de Cuadro 8 Demanda de petróleo por región, Cuadro 9 Participación mundial en la oferta de energía primaria 49 Cuadro 10 Evolución de la oferta de crudo por región, Cuadro 11 Obligaciones de PEP 74 10

11 Secretaría de Energía Cuadro 12 Destino de los excedentes petroleros 76 Cuadro 13 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos Cuadro 14 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos Cuadro 15 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos Cuadro 16 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos Cuadro 17 Producción de petróleo crudo Cuadro 18 Inversión en capital en Pemex 110 Cuadro 19 Perforación de pozos por región, Cuadro 20 Perforación de pozos y explotación de campos, Cuadro 21 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por región, Cuadro 22 Destino de las exportaciones de crudo mexicano por país, Cuadro 23 Volumen de las exportaciones de crudo por tipo en América, Cuadro 24 Balance nacional de petróleo crudo, Cuadro 25 Balance nacional de petróleo crudo por tipo, escenario de planeación, Índice de figuras Figura 1 Reservas probadas de petróleo por región, Figura 2 Localización de las reservas probadas al cierre de 2009, principales 20 países 32 Figura 3 Regiones administrativas para exploración y explotación y su participación de las reservas 1P y 3P de aceite crudo 90 Figura 4 Proceso de maduración para el desarrollo de infraestructura de PEP 111 Figura 5 Cuencas productoras 113 Figura 6 Composición del portafolio de negocios 2010 de PEP 125 Figura 7 Distribución de los recursos prospectivos de México

12 Prospectiva del mercado de petróleo crudo

13 Secretaría de Energía Presentación En México, la industria petrolera enfrenta, como principales retos, mantener y aumentar la producción de crudo, alcanzar la restitución total de reservas probadas a partir de 2012 e incrementar aún más la actividad exploratoria para dar sustento a la actividad productiva de Pemex en el largo plazo. Estos retos fueron plasmados como objetivos centrales en el Programa Sectorial de Energía y se han ratificado en la Estrategia Nacional de Energía aprobada por el H. Congreso de la Unión, en la que se presentan metas concretas para alcanzar la sustentabilidad de la producción de petróleo crudo en nuestro país. El objetivo de la presente Administración, en materia energética, es llevar a cabo acciones para consolidar un sector seguro, eficiente y sustentable, construyendo bases sólidas sobre las cuales cimentar el desarrollo económico de nuestro país, en beneficio de los mexicanos de hoy y de las generaciones futuras. Gracias a las inversiones realizadas durante estos últimos 4 años, se han obtenido importantes descubrimientos de recursos prospectivos. Sin embargo, para generar los avances requeridos, se requieren nuevas inversiones para la adopción y desarrollo de nuevas tecnologías de exploración y extracción, que serán primordiales para elevar la producción y, de esta forma asegurar, un abasto suficiente y oportuno de los insumos necesarios para la elaboración de combustibles. Las inversiones oportunas, planteadas en proyectos estratégicos, no sólo son fundamentales para el incremento de la producción de crudo, sino también para alcanzar una mayor eficiencia en los procesos sustantivos de producción, así como una operación ambientalmente sustentable. De esta forma, se busca garantizar la óptima extracción y utilización del petróleo crudo, una mayor obtención de ingresos, producto del comercio internacional, la ampliación de la industria nacional de petrolíferos y, en general, el progreso del sector energético a favor del crecimiento económico nacional. La Secretaría de Energía presenta la Prospectiva del mercado de petróleo crudo , como una herramienta que contiene, de manera confiable y condensada, la información más relevante sobre la industria petrolera, como el panorama internacional y la evolución histórica de la industria nacional, además de proporcionar por primera vez datos prospectivos para un período de 15 años. José Antonio Meade Kuribreña Secretario de Energía 13

14 Prospectiva del mercado de petróleo crudo

15 Secretaría de Energía Introducción La publicación de la Prospectiva del mercado de petróleo crudo se fundamenta en el Artículo 26, Fracción XIV del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, y representa el compromiso de esta institución para documentar el panorama del sector petrolero mexicano ocurrido en la última década, así como la evolución esperada en los próximos años, con base en la mejor información estimada por Petróleos Mexicanos. Sin duda, la Reforma Energética de finales de 2008 marcó un precedente en la historia reciente del país, y en particular en la industria petrolera, concibiendo un marco normativo moderno que ha venido fortaleciendo a las instituciones del sector. A dos años de esa Reforma, la Prospectiva se convierte en el primer ejercicio de planeación que integra una nueva visión hacia el desarrollo del potencial de la industria petrolera de México, que garantice el suministro de hidrocarburos en forma confiable y oportuna de corto plazo y de las próximas generaciones. La Prospectiva se integra de cuatro capítulos. El primero describe la situación de la geopolítica internacional del mercado petrolero explicando los niveles de reservas de distintos países y regiones a nivel mundial, así como la oferta y demanda de este recurso, principalmente con la información actual y las tendencias futuras que estiman diferentes instituciones relacionadas con la investigación del mercado petrolero internacional. Además, se incluye un apartado sobre recursos no convencionales. En el capítulo dos se presenta un breve resumen de la Reforma Energética y el detalle de la nueva estructura regulatoria que se ha ido instrumentando a lo largo del último año, por lo que se incluyen los avances derivados de dicha Reforma y el análisis de los ordenamientos e instrumentos jurídicos aplicables a las actividades de la industria petrolera, particularmente en la exploración y explotación del petróleo, entre los que destacan la conformación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la publicación de su Ley, las modificaciones a la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento, así como las reformas y adiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. El tercer capítulo contiene la evolución histórica de las reservas nacionales de hidrocarburos al 1º de enero de Es importante advertir que las cifras de reservas probadas son consistentes con las empresas de ingeniería independientes que auditan las reservas para Petróleos Mexicanos (Pemex), sin embargo, de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaría del artículo 27 constitucional en el Ramo del Petróleo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) se encuentra en proceso de revisión de los reportes de reservas, por lo que es posible que publicaciones posteriores a la prospectiva presenten diferencias respecto a las cifras de reservas probables y posibles, principalmente en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec. Además, presenta el comportamiento que ha tenido la producción de crudo durante el periodo , desglosando la información en distintos niveles como son el total nacional, regional y por tipo de crudo. Incluye también un apartado que muestra el destino de la producción, así como una sección donde se brindan detalles sobre la infraestructura de la que dispone Pemex Exploración y Producción (el número de pozos, los kilómetros de ductos, etc.). Al final del capítulo, se despliega un balance nacional de oferta y demanda de petróleo del periodo histórico analizado. 15

16 Prospectiva del mercado de petróleo crudo En el cuarto capítulo se analiza el escenario de planeación de producción de petróleo crudo, incorporación de reservas, perforación de pozos y los niveles de inversión requeridos. Dicho escenario fue presentado por Pemex a la Secretaría de Energía, y advierte que los resultados están sometidos a la incertidumbre inherente de la industria petrolera. La Prospectiva presenta un escenario de la producción de petróleo, en el que por primera vez se considera un alcance de 15 años y en el que se reconoce el aprovechamiento de las ventajas que otorga la Reforma, encaminadas a aumentar la capacidad de ejecución de Pemex. Además, el apartado describe la distribución de la producción estimada, de acuerdo con los requerimientos planeados por Pemex Refinación, y considerando la nueva estrategia de Pemex Petroquímica en el mismo periodo. Asimismo, explica la actividad esperada en el comercio exterior y el balance nacional de petróleo crudo Como complemento del documento se anexan: un glosario de términos, los mecanismos de precios y las normas aplicables al sector hidrocarburos, para que el lector cuente con la información más detallada disponible. 16

17 Secretaría de Energía Resumen ejecutivo El consumo mundial de energía primaria continúa en aumento, el petróleo crudo forma parte esencial de este portafolio energético global, ocupando el primer lugar de la demanda total. La Prospectiva del mercado de petróleo crudo presenta la visión de la industria petrolera nacional de frente a la reciente estabilización en la declinación de la producción y la mejora en la tasa de restitución de reservas en nuestro país durante los últimos años. Los avances en exploración y desarrollo de reservas mediante proyectos de inversión se vieron agravados por la contracción de la economía, que restringió el financiamiento a nivel mundial y mantiene en incertidumbre el desarrollo de infraestructura de exploración de yacimientos y producción de crudo en algunos países. Esta Prospectiva parte del panorama mundial para después mostrar la evolución histórica nacional y finalmente expone el escenario esperado de producción de petróleo crudo en México. Panorama mundial En 2009 el mercado de petróleo crudo se encontró de frente a una recesión económica mundial y a una alta volatilidad que, a lo largo del año, disminuyó gradualmente. El precio spot por barril de petróleo comenzó el año alrededor de los 40 dólares por barril (USD/b), y al cierre promedió 60 USD/b, indicando una recuperación gradual de la demanda que abrió la posibilidad de la reactivación de algunos proyectos de inversión de las compañías petroleras. La participación del petróleo crudo como energía primaria en 2009 se mantuvo como primer lugar con 34.8% del total mundial; esto significó un ligero incremento después de registrar 34.7% en La compensación de la demanda energética primaria mundial provino del incremento en otras fuentes de energía como el carbón y el gas natural, mientras que las fuentes renovables se veían limitadas por las restricciones de financiamiento. A lo largo de 2009, la demanda global de petróleo crudo alcanzó 84,077 miles de barriles diarios (mbd). Esto representa una disminución de 1.7% respecto 2008 que derivó de la recesión económica mundial. Esta reducción fue resultado del decremento en el consumo de los países miembros de la OCDE, equivalente a 2,026.2 mbd, lo que representa una reducción 32.6% mayor que la registrada el año anterior. A diferencia de 2008, se registró una contracción de la demanda en prácticamente todas las economías, ya que en 2009 sólo algunos países tales como China, India, Arabia Saudita, Corea del Sur y Brasil, incrementaron su demanda. El resto de las economías emergentes y países en desarrollo disminuyeron su consumo de petróleo crudo. El volumen mundial de reservas probadas de petróleo crudo al cierre de 2009, se ubicó en 1,333.1 miles de millones de barriles (mmmb), lo que representó un aumento marginal de 0.1% respecto del año anterior. Del total mundial de reservas de crudo, el 77.2% se encuentra ubicado en los países pertenecientes a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Los tres países con mayor cantidad de reservas son Arabia Saudita, Venezuela e Irán, que cuentan con una participación mundial de 19.8%, 12.9% y 10.3%, respectivamente. Tan sólo en la región Medio Oriente se localizan el 56.6% de las reservas probadas del mundo. 17

18 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Nueve países que incrementaron sus reservas probadas el último año, Brasil, Dinamarca, Arabia Saudita, República del Congo, Australia, China, India e Indonesia, en total adicionaron 1.7 mmmb. El país de mayor reducción de reservas probadas fue Noruega, que redujo 0.4 mmmb. A nivel global la relación reserva probada producción se ubicó en 45.7 años, nuevamente la reducción de la producción fue la causa del incremento de 3.7 años respecto de lo registrado en La oferta mundial de petróleo crudo en 2009 presentó un decremento de 2.6% respecto de 2008, que la ubicó en 79,949 mbd. Esta disminución tuvo su origen principalmente en los recortes de producción de los países de la OPEP, ya que no todos los países productores redujeron su oferta de crudo. Las regiones que lograron aumentar su producción fueron Norteamérica con el incremento de EUA (7.0%), Centro y Sudamérica con los aumentos de Perú, Colombia y Brasil (21.0%,12.2% y7.1% respectivamente), así como Europa-Eurasia que aumentó su producción regional gracias a los incrementos de Azerbaiyán, Kazajistán, la Federación Rusa y Turkmenistán (13.5%, 8.5%, 1.5% y 0.3% respectivamente). Norteamérica fue la región que reportó el mayor ascenso con 219 mbd resultado de sus actividades productivas en el Golfo de México. Por el contrario, las regiones que redujeron su producción fueron Medio Oriente, África y Asia Pacífico. El hecho de que la mayoría de los países miembros de la OPEP se encuentren en Medio Oriente incidió sobre la producción de la región como resultado de los acuerdos de recorte de producción de dicha organización. Por otra parte, la baja demanda de los países de la OCDE como Japón, Nueva Zelanda, Reino Unido, Ucrania, Turquía, Suecia, España, Eslovaquia, la Federación Rusa, Rumania, Portugal, Lituania, Irlanda, Italia, entre otros impactaron sobre los países productores fuera de la OPEP en África y Asia-Pacífico. La participación de la OPEP de la producción mundial fue de 41.2% que muestra la importancia de esta organización en el mercado petrolero. Por segundo año consecutivo el comercio internacional de crudo registró una baja, con una disminución de 3.1% se ubicó en 52,930 mbd, respondiendo a la reducción de demanda mundial, en especial de los grandes consumidores. El uso de aditivos y combustibles sustitutos para la producción del crudo, los cambios en los inventarios y las diferencias generadas por el uso de las medidas y factores de conversión, hacen que los datos de oferta y demanda muestren ligeras diferencias. Panorama nacional Entre los retos que enfrenta la industria petrolera nacional, se encuentra la administración adecuada de la declinación de sus yacimientos productores, que han presentado una tendencia pronunciada a la disminución de su producción. La intensificación de la actividad exploratoria a su vez tiene como finalidad incrementar el volumen de reservas en todas sus clasificaciones. Al momento de la publicación de este documento los valores de reservas mostrados son consistentes con los comentarios de las empresas auditoras de las mismas, sin embargo se encuentran en revisión por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de conformidad con el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Posteriormente con esta información la Secretaría de Energía dará a conocer las reservas de hidrocarburos del país con la posibilidad de presentar diferencias respecto a las cifras de reservas probables y posibles mostradas aquí, en particular en la región asociada al Paleocanal de Chicontepec. 18

19 Secretaría de Energía El volumen de reservas totales en México, al 1 de enero de 2010 se ubicó en 43,074.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuáles el aceite representa 70.8%, compuesto a su vez de 52.5% de aceite pesado, 35.3% ligero y 12.3% superligero. Las incorporaciones por descubrimientos de Pemex Exploración y Producción de 2009 alcanzaron 1,745.8 mmbpce, que representan el mayor volumen de reservas 3P adicionado por exploración desde la adopción de los lineamientos internacionales, logrando obtener una mejora de 17.7% respecto al año anterior. En cuanto a las reservas probadas se ubicaron en 13,992.1 mmbpce con una composición de 74.5% de aceite, 16.4% de gas seco equivalente, 7.3% de líquidos de planta y 1.8% de condensados. La reserva probada de aceite está integrada por 62.2% de aceite pesado, 29.0% de crudo ligero y 8.8% de petróleo superligero. La producción nacional promedio de petróleo crudo se ubicó en 2,602 mbd, que presentó una reducción de 6.8%, como consecuencia de la declinación de la producción en el complejo Cantarell. De la disponibilidad total de crudo del país en 2009, el 52.3% equivalente a 1,362 mbd representa la demanda interna. Este concepto registró un decremento de 1.1% respecto El Sistema Nacional de Refinación (SNR) procesó 92.8% de la demanda interna, que mostró un incremento de 48.2 mbd respecto de 2008, derivado de la disminución de disponibilidad de crudo, variaciones su la calidad y problemas de logística. El crudo destinado a la petroquímica declinó en 25.7%, y en los últimos 10 años la tendencia ha ido a la baja. La reforma aprobada en materia de hidrocarburos, busca incrementar aún más los montos de inversión que permitan aumentar la producción, así como asegurar que el país cuente con este recurso en futuras generaciones. Con esto Pemex tendrá un mejor control de sus recursos y una mayor libertad para actuar con oportunidad ante los retos energéticos futuros del país. Escenario prospectivo La Prospectiva del mercado de petróleo crudo presenta un escenario de la producción de petróleo, en el que por primera vez se considera un alcance de 15 años y en el que se aprovechan las ventajas que otorgó la Reforma de 2008, principalmente en el aumento de la capacidad de ejecución de Pemex. En este nuevo escenario de planeación se actualizaron, tanto las premisas para la evaluación de la cartera de proyectos de Pemex Exploración y producción (PEP), como la estructura de costos de la industria. Además, consideró el comportamiento más actual de la fase de declinación del yacimiento de Cantarell, mismo que influye directamente en la producción a corto plazo, y la nueva estrategia de desarrollo para el proyecto Aceite terciario del Golfo (ATG), en ambos casos la expectativa es menor, comparada con la última prospectiva publicada. El portafolio de proyectos de PEP 2010 da origen al escenario de planeación de la Prospectiva y se compone de un total de 80 proyectos, que en términos de la inversión promedio anual requiere un monto de mil millones de pesos en el periodo En este escenario se obtiene un nivel de producción de aceite de 3,010 miles de barriles diarios (mbd) en promedio para el periodo y de 3,315 mbd al final del periodo. Además, los proyectos de exploración permitirán incorporar reservas 3P de hidrocarburos por 1,877 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en promedio anual durante el periodo, reconociendo el riesgo geológico y la 19

20 Prospectiva del mercado de petróleo crudo incertidumbre asociada a cada localización, manteniendo la exploración en las cuencas terrestres, aguas someras y profundas. En cuanto a los pozos totales a perforar, la actividad estimada será intensa en todo el periodo, ya que para desarrollar los proyectos de exploración y explotación se requerirá de una perforación sin precedentes en la historia del país, tan sólo entre 2010 y 2025 se estima un acumulado de 24,190 pozos. Por el lado de la distribución del crudo, se estiman mayores cantidades de crudo a proceso en territorio nacional, dadas las expansiones por la reconfiguración de la refinería en Minatitlán, y el inicio de operación de nueva capacidad de refinación esperada para 2015 en Tula. Cabe señalar que en el escenario México se mantiene como exportador neto y no se contemplan importaciones de crudo pesado, dado que la calidad de las mezclas a proceso del SNR está garantizada todo el periodo de análisis, y los saldos remanentes para exportación se comercializarán en el mercado internacional. Es importante destacar que el escenario prospectivo presentado en el documento es congruente con la Estrategia Nacional de Energía entregada por el Presidente Lic. Felipe Calderón Hinojosa al Congreso de la Unión en febrero de 2010 y que fue ratificada el 14 de abril del mismo año. 20

21 Secretaría de Energía CAPÍTULO UNO Panorama Internacional del mercado petrolero En este capítulo se presenta un breve análisis del mercado mundial de petróleo crudo en la última década. Desde la aportación del petróleo al consumo de energía primaria, la evolución de las reservas, la producción, la demanda y el comercio internacional. Finalmente se presenta la prospectiva mundial de petróleo crudo y se describe la importancia y participación de las fuentes no convencionales de crudo. En 2009, el consumo mundial de energía primaria declinó por primera vez desde Gran parte de esta reducción provino de la disminución de la demanda de los países miembros de la OCDE, así como del territorio que anteriormente integraba la Unión Soviética 1. Al ser una de las energías primarias de mayor consumo, el consumo mundial de petróleo crudo declinó como consecuencia de la contracción económica reflejada directamente en la demanda energética mundial. En los países pertenecientes a la OCDE la contracción de la demanda energética fue proporcionalmente mayor que la reducción del producto interno bruto. El mercado internacional de crudo experimentó diferentes etapas después de iniciada la crisis. En primera instancia, la recesión económica global afectó el desarrollo de proyectos al reducir las inversiones en exploración. Posteriormente, a finales de 2009, se percibieron los primeros indicios de recuperación de la economía mundial 2. Desde el último trimestre de 2008 y a lo largo de 2009, la volatilidad fue un factor determinante en el comportamiento del mercado. Así, a principios de 2009 el precio del petróleo crudo se ubicó alrededor de los 40 dólares por barril (USD/b), finalizando en un rango entre los 70 y 80 USD/b. El precio promedio anual se ubicó alrededor de 60 USD/b. Este comportamiento creciente a lo largo de 2009, se debió a diversos factores, tales como los recortes sostenidos en la producción de los países pertenecientes a la OPEP, así como mejores expectativas de la economía internacional. 1 BP Statistical Review of World Energy, June Panorama 2010, The oil context and trends in Institut Francais du Pétrole, Francia. 21

22 Prospectiva del mercado de petróleo crudo La demanda mundial de petróleo crudo en 2009 tuvo una caída de 1.7% respecto de Fue en los países de la OCDE donde se concentró la reducción de consumo, con una disminución de 4.8%. En Estados Unidos de América (EUA) por ejemplo, después de presentar la más larga de sus 10 recesiones desde 1947, el recorte en la demanda fue de 4.9% resultado de la declinación de 2.4% del PIB 3 y en los países de Eurasia de 4.0%. Por el contrario, las economías en desarrollo, como es el caso de Centro y Sudamérica, registraron una disminución de 0.8%, y las regiones de Medio Oriente, África y Asia-Pacífico observaron aumentos de 3.8%, 1.1% y 1.0% en su demanda respectivamente. Esta situación favoreció en gran medida el comportamiento intermitente de los precios del crudo el primer semestre de 2009 y los incrementos graduales durante la segunda mitad del año. La tendencia global hacia la reducción de emisiones y la eficiencia energética, ha impulsado cambios en la operación y perspectiva de negocio de las principales compañías petroleras, también ha promovido nuevas políticas energéticas de los gobiernos, con especial énfasis en aquellos con altos regímenes de consumo de energía. Entre las acciones más importantes emprendidas por las empresas petroleras para alcanzar esta meta, se encuentran: la reducción en el consumo de energía en actividades de exploración, explotación y, de mayor importancia por su consumo energético, las operaciones de refinación y petroquímica; la aplicación de esquemas de cogeneración en refinerías maximizando las eficiencias térmicas y reduciendo la cantidad de emisión de gases a la atmósfera; la eliminación de fugas de metano y reducción gradual de la combustión en sitio del gas natural asociado a la producción de crudo; así como la captura del dióxido de carbono (CO 2 ) en yacimientos de gas y petróleo agotados y depósitos salinos. Todos estos esfuerzos tendrán incidencia en la caracterización de la demanda de petróleo por lo que las empresas organizaciones y gobiernos trabajan en la elaboración de planes y proyecciones que den sustentabilidad y un grado aceptable de estabilidad al mercado petrolero. 1.1 El petróleo en el consumo mundial de energía primaria La participación del petróleo en el consumo mundial de energía primaria se ha mantenido a la baja con una tasa de reducción promedio de 1.1% a lo largo del período Aunque el consumo mundial de crudo registró un incremento de 10.2% en la última década. Sin embargo, en 2009 se presentó una disminución histórica de la demanda, que acentúa la tendencia declinante surgida en 2008 a raíz de la recesión económica. El consumo de energía primaria mundial registró un crecimiento anual promedio de 2.1% para el período En el caso del petróleo, esta tasa alcanzó 1.0% que en contrasta con la registrada por el carbón de 4.4%, esta sustitución de energéticos se complementa con el uso de gas natural y la hidroelectricidad que registraron tasas de 2.4% y 2.2% respectivamente, mientras que la energía nuclear registró la tasa de crecimiento más baja con 0.7%. En cuanto a la participación de los diferentes tipos de energía primaria al consumo mundial en 2009, en primer lugar se ubica al petróleo con 34.8%, seguido del carbón con 29.4% que ha mostrado una tendencia creciente a lo largo del período, posteriormente el gas natural aportó 23.8% y por último la hidroelectricidad y la energía nuclear que participaron con 6.6% y 5.5%, respectivamente (véase gráfica 1). 3 Fuente: International Energy Outlook 2010, Energy Information Administration, Department of Energy, EUA. 22

23 Secretaría de Energía 12,000 Gráfica 1 Consumo mundial de energía primaria, (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente) 10,000 8,000 6,000 4,000 2, Petróleo Gas Natural Carbón Nuclear Hidroelectricidad Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio En 2009, el consumo mundial de energía primaria fue de 11,164.3 millones de toneladas de petróleo equivalente (Mtpce), esto representó una reducción de 1.3% respecto de En Norteamérica, la mayor contracción de la demanda se ubicó en EUA que dejó de consumir 5.2% mientras que Canadá y México disminuyeron su consumo 4.8% y 2.0% respectivamente. Centro y Sudamérica también registraron una reducción de 1.1%, el mayor decremento en la región lo registró Brasil con 0.6% equivalente a 2.1 Mtpce. Por su parte en Europa y Eurasia prácticamente todos los países registraron disminuciones con excepción de Islandia, Uzbequistán y Suiza que no mostraron cambio en su consumo y Turkmenistán que reportó un incremento marginal de 3.3%. Cabe destacar que las más grandes reducciones en esas regiones aparecen en tres países, encabezando los decrementos la Federación Rusa con 6.7%, seguido de Alemania y Ucrania con 6.6% y 15.1%, respectivamente. Así, Europa y Eurasia representan la mayor declinación del consumo a nivel mundial con 6.3% respecto de África presentó una reducción de 1.4% donde Sudáfrica registró una demanda 3.3% menor que el año pasado y sólo Argelia y Egipto incrementaron sus consumos 5.6% y 3.2%, respectivamente. La región de Medio Oriente registró un aumento de 3.7% en su consumo en el último año, destacando Irán con 4.9% y Arabia Saudita con 4.3%, por el contrario los Emiratos Árabes Unidos registraron una reducción de 2.0%. De todas las regiones del mundo, Asia Pacífico es la que registró el mayor incremento en el consumo de energía primaria, 23

24 Prospectiva del mercado de petróleo crudo donde gran parte se origina en China y la India con un aumentos de 8.4% y 6.3% respectivamente. Esto como resultado del dinamismo de sus economías. Japón en contraste, reportó una disminución importante de su demanda de energía primaria de 8.8% respecto de Las economías emergentes siguen creciendo, mostrando un menor impacto de la crisis económica mundial mientras que los países desarrollados se han visto afectados en mayor medida reflejándose en su consumo energético Consumo mundial de petróleo crudo, Históricamente el consumo mundial de petróleo crudo ha crecido de manera gradual, con variaciones importantes en la década de los 70 e inicios de los años 80, a partir de 1983 y hasta 2007 su comportamiento fue casi lineal. A partir de 2008, se presentó una reducción en el consumo, como resultado de una aguda crisis financiera. Para 2009 el consumo mundial siguió disminuyendo hasta alcanzar 84,077.0 miles de barriles diarios (mbd), lo que significa que se dejaron de consumir 1,162.3 mbd equivalente a 1.7% respecto del año anterior, ubicándose en un nivel menor al registrado en 2006 (véase gráfica 2). Gráfica 2 Demanda de petróleo en países y regiones seleccionadas, (miles de barriles diarios) 75,648 76,428 77,032 77,945 79,424 82,261 83,513 84,367 85,619 85,239 84,077 29,107 29,451 29,944 30,378 30,860 31,884 32,610 33,216 34,365 34,962 35,043 14,814 14,692 14,861 14,797 14,868 15,032 15,204 15,260 14,926 14,775 14,143 2,134 2,254 2,284 2,374 2,420 2,573 2,569 2,580 2,838 3,071 3,183 5,598 5,557 5,422 5,347 5,440 5,269 5,343 5,213 5,039 4,846 4,396 4,477 4,772 4,872 5,288 5,803 6,772 6,984 7,410 7,771 8,086 8,625 19,519 19,701 19,649 19,761 20,033 20,732 20,802 20,687 20,680 19,498 18, País / Región EUA China Fuente: BP Statistical review of world energy, junio Japón India Unión Europea Resto del mundo tmca tmca mundial =1.1 China registró una demanda de crudo de 8,625.2 mbd a lo largo de 2009, lo que representó un incremento de 6.7% con relación a En cuanto a la India, su consumo se incrementó 3.6% en el último año totalizando 3, Fuente: World Economic Outlook, abril Fondo Monetario Internacional. 5 Los porcentajes de variación mostrados en esta prospectiva se calcularon con los datos de consumo en miles de barriles diarios y pueden diferir de los publicados en BP Statistical Review of World Energy, Junio

25 Secretaría de Energía mbd. Por su parte los países integrantes de la OCDE continuaron disminuyendo su consumo de manera significativa (4.8%), alcanzando 45,327.2 mbd que equivalen a 53.4% del total mundial en La reducción de demanda en la OCDE fue de 2,026.2 mbd, equivalente a dos veces el incremento de los países con economías emergentes (PEE) (1,013.7 mbd). Así, los PEE alcanzaron 34,784.9 mbd, es decir, 41.9% de la demanda global. Al cierre de 2009, el país de mayor demanda de crudo fue EUA, que resintió la crisis financiera con una reducción de 4.2% en su consumo para totalizar 18,686.2 mbd (véase cuadro 1). Cuadro 1 Principales consumidores de crudo, (miles de barriles diarios) Posición al 2009 País Variación % EUA 19,498 18, China 8,086 8, Japón 4,846 4, India 3,071 3, Federación Rusa 2,817 2, Arabia Saudita 2,390 2, Alemania 2,517 2, Brasil 2,397 2, Corea del Sur 2,287 2, Canadá 2,287 2, México 2,010 1, Francia 1,902 1, Irán 1,761 1, Reino Unido 1,681 1, Italia 1,680 1, Nota: La diferencia entre el consumo y la producción mundial se debe a cambios en los inventarios, el consumo de aditivos no petroleros y combustibles sustitutos y a las disparidades inevitables en la definición, medidas y/o conversiones de los datos de oferta y demanda de crudo. Fuente: BP statistical review of world energy, Junio China, Japón, India y la Federación Rusa, mantuvieron sus posiciones respecto a 2008, sin embargo Alemania pasó del sexto al séptimo lugar debido a que el consumo en Arabia Saudita aumentó 9.4% alcanzando 2,614.2 mbd, siendo mayor en mbd que la demanda de Alemania. México registró una disminución de 3.2% en el último año situándolo en el onceavo lugar con una demanda de 1,944.5 mbd. Algunas regiones del mundo se han caracterizado por su intensivo consumo energético basado en el petróleo crudo. Norteamérica, Asia-Pacífico, Europa y Eurasia mantuvieron en promedio un nivel de demanda cercana a cinco veces la demanda integrada por las regiones de Medio Oriente, África, Centro y Sudamérica durante los últimos 10 años (véase gráfica 3). 25

26 Prospectiva del mercado de petróleo crudo ,000 Gráfica 3 Demanda de petróleo crudo por región, (miles de barriles diarios) 25,000 20,000 15,000 10,000 5, Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Norteamérica Centro y Sudamérica Europa y Eurasia Medio Oriente Africa Asia Pacífico La continua reducción de la demanda de crudo en EUA desde 2006 ha sido la principal causa de la tendencia de reducción de este rubro en Norteamérica, dejando de ser la región de mayor demanda de petróleo crudo en el mundo. A partir de 2007 la demanda de la región Asia-Pacífico ha encabezado dicho consumo derivado del constante crecimiento económico de países como China y la India en la última década. Por su parte, Europa y Eurasia registraron una reducción de 0.2% en promedio anual en su demanda de crudo para el período Esto refleja las políticas ambientales y de desarrollo sustentable, pero principalmente su bajo crecimiento económico, que en Europa fue de 1.0% en 2008 y -4.0% en En el caso de la región integrada por los países de la ex Unión Soviética 7 la reducción fue de -6.6% en En cuanto a las regiones de América del Sur y Centroamérica su demanda de petróleo presentó una tasa de crecimiento promedio anual de 1.4% en la última década, sin embargo en 2009 registró un retroceso de 0.8% ubicándose en 5,652.8 mbd. Esta región se ubica por encima de África que es la región de menor demanda con 3,082.4 mbd. 6 Los datos de PIB de las regiones mencionadas fueron tomadas del World Economic Outlook 2010, publicado por el Fondo Monetario Internacional. 7 En diversas publicaciones se identifica ese grupo de países como la Comunidad de Estados Independientes (Commonwealth of Independent States) sin embargo el número de miembros ha cambiado continuamente y en la actualidad sólo está conformada de 11 repúblicas. Cuando se reportan datos referenciados a los integrantes de la Ex Unión Soviética se integran los resultados de los 15 países ó repúblicas (Former Soviet Union ó FSU por sus siglas en inglés). Cuando se hace mención a la Federación Rusa, se habla exclusivamente de Rusia. 26

27 Secretaría de Energía En general las grandes economías presentaron disminuciones en la demanda de petróleo y las economías emergentes incrementaron el consumo en su mayoría, lo cual ayudó a mantener estable el mercado y sus precios a lo largo de Reservas mundiales, El nivel de reservas de petróleo crudo existentes en el mundo es de gran importancia para la planeación del desarrollo y las actividades económicas de los países. La distribución geográfica de éstas no es uniforme y sus volúmenes cambian constantemente por el descubrimiento y la producción del recurso. Su evolución trasciende a los ámbitos de seguridad energética y geopolítica, siendo para algunos países un tema que encabeza las agendas de las relaciones internacionales Reservas probadas A mayores precios del crudo, muchos proyectos costosos de recuperación de reservas se vuelven económicamente viables incrementando así las reservas probadas. Al final del 2008, la incertidumbre en los mercados, la presión geopolítica en el Medio Oriente y la volatilidad de los precios del petróleo, se reflejaron en una disminución de las reservas probadas por la desaceleración de las economías de los países industrializados y en la caída que experimentaron los precios del crudo, haciendo menos rentable las inversiones en el sector petrolero. Cuando los precios son bajos, las inversiones en exploración, descubrimientos, recuperación primaria y secundaria tienden a disminuir y por consecuencia las reservas se reducen. En cambio, cuando existe contracción de la demanda, las reservas tienden a mantenerse ó, en algunos casos, incrementarse por efectos de la reducción de producción, así esta combinación de factores en 2009 presentó cambios en las reservas probadas de las diversas regiones (véase figura 1 y gráfica 4). 27

28 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Figura 1 Reservas probadas de petróleo por región, 2009 (miles de millones de barriles) Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Gráfica 4 Participación por región de las reservas probadas mundiales, 1999 y Medio Oriente 63% Asia Pacífico 4% Total 1,085.6 mmmb Norteamérica 6% Centro y Sudamérica 9% África 8% Europa y Eurasia 10% Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio Medio Oriente 57% Asia Pacífico 3% Total 1,333.1 mmmb Norteamérica 5% Centro y Sudamérica 15% Europa y Eurasia 10% África 10% En 2009 las reservas probadas mundiales alcanzaron 1,333.1 miles de millones de barriles (mmmb) que representa un incremento marginal de 0.1% sobre las estimaciones de En los últimos diez años el mayor volumen de reservas probadas se ha localizado en la región de Medio Oriente que en 2009 reportó mmmb equivalente 56.6%. 8 Los datos del BP Statistical Review of World Energy de Junio 2009, registraron un volumen de 1,257.9 mmmb. En la publicación de junio de 2010 cambió a 1,332.4 mmmb para las reservas probadas de

29 Secretaría de Energía En términos de volumen la región de Medio Oriente logró un aumento de 0.1% respecto de 2008 y 10.0% en el período de estudio. El aumento registrado el último año en esta región deriva del incremento de 0.2% en las reservas de Arabia Saudita cuya aportación alcanzó 35.1% del total regional equivalente a 19.8% del total mundial. Por su parte Irán, Irak, Kuwait y los Emiratos Árabes tuvieron una participación en la región de 18.2%, 15.2%, 13.5% y 13.0% respectivamente y en suma estos cuatro países aportan 33.9% al total de reservas mundiales, de esta forma con la aportación de Arabia Saudita alcanzan 53.7% mostrando un gran potencial de producción. En el período Medio Oriente muestra un crecimiento en sus reservas de 1.0% en promedio anual, donde destacan Qatar, Irán y Yemen con tasas de crecimiento de 7.4%, 4.0% y 3.7% respectivamente. Arabia Saudita cuenta con el mayor volumen en la región, sin embargo presenta una tasa media de reducción anual de 0.1% en el mismo período. Todos los países mencionados, con excepción de Yemen, forman parte de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) 9 que como organización registraron una participación mundial de 77.2%. En su mayoría estos países registran altas relaciones reserva-producción (R/P) que en algunos casos son superiores a 100 años, de esta forma la OPEP alcanzó una R/P de 85.3 años. En contraste los países que integran la OCDE aportan 6.8% al total de reservas probadas del mundo con una relación R/P de 13.5 años (véase cuadro 2). Otras regiones que incrementaron sus reservas en el último año fueron Asia Pacífico (1.1%) y África (0.2%) alcanzando 42.2 y mmmb respectivamente. El incremento en Asia tuvo su origen principalmente en Indonesia con 17.5%. En Australia, India y China se registraron aumentos marginales y Vietnam registró una reducción de 4.9%. Asia Pacífico fue la región de menor participación mundial con 3.2%, donde China aportó 35.2% del total regional, seguido de India y Malasia con 13.8% y 13.1% respectivamente. África registró una participación mundial de 9.6%, donde Libia participa en esta región con 34.7%, seguida de Nigeria con 29.1% y Angola con 10.6%, estos tres países aportan 7.1% sobre el total mundial de reservas probadas. Libia y Nigeria cuentan con el mayor volumen de reservas probadas y muestran, para los últimos 10 años, crecimientos anuales promedio de 4.1% y 2.5% respectivamente. Sin embargo países como Sudán, Guinea Ecuatorial y Angola registraron incorporaciones de reservas a tasas de crecimiento anuales de 38.3%, 11.9% y 10.3% en el mismo período. De esta forma, África alcanzó una tasa de crecimiento de 4.2% anual en sus reservas de crudo. 9 A la fecha de publicación de esta prospectiva, la OPEC por sus siglas en Inglés, la integran los siguientes países: Angola, Argelia, Arabia Saudita, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos, Irak, Irán, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela. En enero de 2009 Indonesia suspendió su membrecía de manera definitiva. 29

30 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Lugar Cuadro 2 Reservas probadas al cierre de Principales países País Miles de millones de barriles -producción (R/P) para estos países es mayor a 100 años. * Incluye líquidos de planta y condensados. Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio % del Total Relación R/P (años) 1 Arabia Saudita Venezuela > Irán Irak > Kuwait > Emiratos Árabes Unidos > Federación Rusa Libia Kazajstán Nigeria Canadá EUA Qatar China Angola Brasil Argelia México * Noruega Azerbaiyán Total mundial 1, Países miembros de la OCDE Países miembros de la OPEP 1, Norteamérica como región participa con 5.5% del total mundial integrado por 45.3% de Canadá, 38.8% EUA y 16.0% de México. En la última década, Canadá registró incorporaciones en reservas probadas con una tasa de crecimiento anual de 6.1%, mientras que EUA presentó una ligera baja de 0.4% en el mismo período, cabe mencionar que éste país cuenta con la mayor reserva estratégica 10 en el mundo. En el caso de México, las reservas probadas muestran una disminución a una tasa promedio anual de 5.9% en el período , derivada de una alta producción y una baja tasa de restitución de reservas. 10 EUA así como los países importadores netos de crudo requieren de inventarios de crudo de al menos 90 días de las importaciones netas del año anterior, de modo que el gobierno tenga el control sobre estos inventarios en caso de emergencia. Al 27 de diciembre de 2009 ésta reserva alcanzó un volumen de millones de barriles (mmb). Los países exentos de esta medida son Canadá, Dinamarca, Noruega y el Reino Unido. Fuente: Strategic Petroleum Reserve Inventory, 30

31 Secretaría de Energía La participación al total de reservas mundiales de la región Centro y Sudamérica, alcanzó 14.9% integrada principalmente por Venezuela con 86.6% de participación regional equivalente a 12.9% sobre el total mundial. Por su parte Brasil, Ecuador y Argentina registraron una aportación de 6.5%, 3.3% y 1.3% a su región. La aportación equivalente de estos tres países sobre el global de reservas es de 1.6% y sumado a la participación de Venezuela, que también es miembro de la OPEP, alcanzan 14.6%. En esta región Brasil y Venezuela presentaron tasas de crecimiento notables en sus reservas probadas de 4.7% y 8.4%, respectivamente. Por su parte la región integrada por Europa y Eurasia registraron 10.3% de participación mundial, donde los países de la Federación Rusa aportan regionalmente 54.2% equivalente a 5.6% sobre el total de reservas probadas del mundo. Destaca también la participación de Kazajstán con 29.1%. Noruega y Azerbaiyán registraron en el mismo rubro 5.2% y 5.1%, respectivamente. Esta región registró una reducción de 0.4 mmmb en relación a 2008 situando sus reservas en mmmb, donde a pesar del incremento de reservas de Dinamarca (13.2%) las reducciones en volumen de Noruega y la Federación Rusa muestran un balance negativo en la región. El mayor crecimiento de reservas lo registró Azerbaiyán con una tasa media anual de 19.5% de 1999 a 2009, la Federación Rusa y Kazajstán registraron en el mismo período tasas de crecimiento anual promedio de 2.3% y 4.8%, respectivamente. Noruega e Italia registraron las disminuciones más importantes de ésta región siendo 5.5% y 3.5% menores respecto a lo registrado en De esta manera la región presenta una reducción marginal de 0.3% respecto del año anterior aunque en la última década muestra una tasa de crecimiento de 2.4% en promedio anual. En África sólo Egipto reportó un aumento en sus reservas probadas de 4.8%, el resto de los países no presentaron variaciones. En Europa y Eurasia los mayores volúmenes se registraron en la Federación Rusa y Kazajstán con 74.2 y 39.8 mmmb (véase figura 2). 31

32 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Figura 2 Localización de las reservas probadas al cierre de 2009, principales 20 países 19 - Noruega 11 - Canadá 7 - Federación Rusa 8 - Libia 9 - Kazajstán 12 E.U.A México 17 - Argelia Venezuela Nigeria 16 - Brasil 4 - Iraq Angola Irán 6 Emiratos Árabes Unidos 13 - Qatar 5 - Kuwait 14 - China 20 - Azerbaiyán 1 Arabia Saudita Países miembros de la OCDE Países miembros de la OPEP Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio En el análisis por país Arabia Saudita encabeza la lista de reservas probadas con mmmb alcanzado una relación reserva-producción (R/P) de 74.6 años, el incremento de ésta relación obedece directamente a los recortes de producción derivados de la contracción en la demanda mundial. Posteriormente Venezuela ocupa el segundo lugar en reservas con mmmb 11. En 2009 los cambios más significativos se presentaron en Venezuela y Canadá que pasaron del quinto al segundo lugar y del doceavo al onceavo respectivamente. Para Canadá el retomar los proyectos de producción de crudos no convencionales y la estabilización del precio internacional en un nivel adecuado para sus tecnologías de producción le permitió alcanzar ese nivel de reservas (véase cuadro 2 y figura 2). 11 El volumen de reservas de Venezuela al cierre de 2009 reportado por BP Statistical review of world energy de Junio de 2010, no registra variación respecto a 2008 con mmmb, sin embargo la OPEP reporta un volumen de 211,2 mmmb para 2009 en su publicación Annual Statistical Bulletin

33 Secretaría de Energía Restitución de reservas La restitución de las reservas de petróleo crudo está directamente relacionada con las inversiones en las actividades de exploración. En 2008 los precios del crudo incentivaron a las principales compañías a incrementar sus gastos en exploración y producción obteniendo una mayor producción de yacimientos donde la extracción fue más cara, pero viable para esa coyuntura. De esta manera el incremento promedio en inversión para exploración y producción de las principales compañías petroleras en 2008 respecto de 2007 alcanzó 35.2%. Sin embargo, después del colapso financiero mundial en la segunda mitad de ese año, la contracción económica global marcó una brusca caída del precio internacional del crudo de más de 110 USD/b 12, que para 2009 causó en estas compañías una reducción de sus inversiones de 14.9% en promedio sobre sus actividades de exploración y producción (véase cuadro 3). Cuadro 3 Gastos totales en exploración y producción de las principales empresas petroleras, (millones de dólares) tmca BP 7,345 11,171 13,200 13,321 13,986 16,651 14,149 17,231 20,641 30,700 20, Exploración y producción 4,194 6,383 8,627 9,266 9,658 11,412 10,398 13,252 14,207 22,227 14, Exxon Mobile 13,307 11,168 12,311 13,955 15,525 14,885 17,699 19,855 20,853 26,143 27, Exploración y producción 8,428 6,933 8,816 10,394 11,988 11,715 14,470 16,231 15,724 19,734 20, Total 9,049 7,677 9,506 9,191 8,740 10,812 13,928 14,882 16,064 20,062 18, Exploración y producción 5,467 5,191 6,746 6,500 5,996 7,696 10,091 11,302 12,172 14,733 13, Royal Dutch/Shell 7,409 6,209 9,598 22,362 12,252 13,566 15,916 23,096 24,105 35,112 27, Exploración y producción 4,137 3,801 6,847 13,064 8,129 8,699 10,858 16,638 18,605 28,958 21, Chevron 10,137 9,520 12,028 9,255 7,363 8,315 11,063 16,611 20,026 22,775 22, Exploración y producción 7,290 6,251 7,129 6,283 5,675 6,321 8,389 12,819 15,538 17,460 17, Total de capital 47,247 45,745 56,643 68,084 57,866 64,229 72,755 90, , , , Total Exploración y producción 29,516 28,559 38,165 45,507 41,446 45,843 54,206 70,242 76, ,112 87, Fuente: Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP. Siempre que los precios del petróleo y las expectativas de mediano y largo plazo de los mismos permanecen altos, los proyectos de inversión en exploración resultan atractivos para las compañías petroleras por su rentabilidad. En este sentido, las inversiones en 2008 se ven justificadas por los altos precios del crudo registrados en el primer semestre de ese año que incentivaron la producción y la alta inversión en incorporaciones (exploración) con el consecuente incremento de su tasa de restitución de reservas. Para 2009, las inversiones a nivel mundial en exploración y producción disminuyeron alrededor de 16% con lo que alcanzaron cerca de $406 mil millones de dólares, siendo aproximadamente $80 mil millones de dólares menos que lo registrado en Para 2010 se espera que dichas inversiones permanezcan estables o incrementen marginalmente y que se restablezcan las actividades productivas Diferencia de precios spot del WTI (FOB) entre el máximo alcanzado el 14 de julio de 2008 de USD/b al mínimo de USD/b en 23 de diciembre DOE EUA. 13 Fuente: Activities and markets in exploration-production. Panorama Institut Français du Petrole. 33

34 Prospectiva del mercado de petróleo crudo La estabilidad del precio del crudo será la clave para el desarrollo de proyectos de exploración y explotación, ya que éstos pueden quedar fuera si se llega a precios por debajo de los 30 dólares por barril 14, en especial aquellos de producción no convencional, como los bitúmenes. Algunos países lograron incrementar sus reservas en 2009, la mayoría de estos se encuentran en la región de Asia Pacífico donde Indonesia registró un incremento de millones de barriles (mmb). Los demás países son Arabia Saudita con mmb, Egipto con mmb, Dinamarca con mmb, Brasil con 55.5 mmb, Australia con 23.5 mmb, India con 22.6 mmb y China con 15.0 mmb entre otros (véase gráfica 5). Gráfica 5 Variación de las reservas probadas en países seleccionados, (miles de millones de barriles) * Incluye líquidos de planta y condensados Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Indonesia Arabia Saudita Egipto Dinamarca Brasil Australia India China Italia Federación Rusa México* Vietnam Noruega Cinco países reportaron una reducción de sus reservas probadas, Noruega presentó la reducción más importante del año al disminuir mmb, Vietnam que en 2008 logró incrementar 1.3 mmmb ubicándolo en el primer lugar de incorporaciones en el mundo, para este año registró una reducción de mmb. México registró una disminución de mmb. Por su parte la Federación Rusa e Italia cierran este grupo con reducciones de 73.5 mmb y 34.4 mmb respectivamente. El resto de países del mundo no registraron cambios en sus reservas que en muchos de los casos se debió a su baja demanda. 14 El costo mínimo de producción de crudo por recuperación mejorada es de 30 USD/b, sólo estando por debajo las tecnologías de extracción convencionales, para el caso de los bitúmenes el costo oscila entre 32 y 68 USD/b y los esquistos entre 52 y 113 USD/b. World Energy Outlook IEA 34

35 Secretaría de Energía Relación reserva-producción La relación reserva-producción (R/P) representa los años que tardarían en agotarse las reservas probadas si se mantiene un ritmo de producción determinado. Para su cálculo, ambos factores, producción y reservas, deben determinarse para un mismo punto en el tiempo. Según la distribución mundial de reservas, los países de la OPEP cuentan en su mayoría con relaciones R/P muy altas, y en algunos países incluso mayores a 100 años, como Irak y Venezuela, seguidos de Kuwait y los Emiratos Árabes Unidos que en 2008 registraron una R/P de 99.6 y 89.7 años respectivamente y que en 2009 alcanzaron más de 100 años debido a recortes de producción. Por su parte, Arabia Saudita alcanzó 74.6 años después de haber reportado 66.5 años en Otros países con altas relaciones R/P son: Irán (89.4 años), Kazajstán (64.9 años), Libia (73.4 años), Qatar (54.7 años) y Nigeria (49.5 años). A nivel mundial la relación R/P alcanzó 45.7 años (véase gráfica 6) que es 3.7 años mayor que la registrada en Gráfica 6 Relación reserva probada-producción por región 2009 (años) Promedio OPEP Promedio Mundial Promedio OCDE Asia Pacífico Norteamérica Europa y Eurasia África Centro y Sudamérica Medio Oriente Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Relación R/P resultante de utilizar las reservas de cada región entre la producción de Medio Oriente (la región de mayor producción a nivel mundial) La región que presenta una mayor relación R/P en 2009 es Medio Oriente con 84.8 años y posteriormente Centro y Sudamérica registraron 80.6 años. Sin embargo hay que señalar que la producción de Medio Oriente es 3.6 veces la producción de Centro y Sudamérica por lo que si tomamos la región de mayor producción, que en este caso coincide con la de mayores reservas, para el cálculo de la relación R/P en cada región se puede visualizar la proporción de las reservas en cada región (véase gráfica 6). Por su parte la OPEP y la OCDE reportaron relaciones R/P de 85.3 y 13.5 años respectivamente con lo que se muestra un incremento de 14.2 años para la OPEP resultado directo de sus recortes de producción en

36 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Producción mundial Después de los fuertes cambios registrados en los mercados energéticos en 2008 encabezados por el petróleo crudo, así como el valor máximo alcanzado del precio internacional de este energético en la tendencia alcista desde 2003, las empresas petroleras tuvieron oportunidad de expandir sus proyectos de exploración y producción con la posibilidad de incrementar sus reservas probadas, su producción y sus ingresos. Sin embargo, con el abrupto cambio de condiciones derivadas de la contracción económica mundial, la demanda se desvió de las expectativas de crecimiento, que agravadas por la fluctuación de los mercados financieros arrastraron al principal mercado de energía primaria del mundo, el petróleo. En este contexto, las compañías petroleras tomaron medidas para adecuarse a las nuevas condiciones del mercado, especialmente el precio, que en diciembre de 2008 alcanzó USD/b 15. En 2009 el mercado comenzó a recuperarse bajo condiciones de alta incertidumbre y baja demanda, en el que los proyectos de exploración fueron suspendidos y los de explotación de fuentes no convencionales fueron pospuestos hasta que los precios alcanzaran un nivel aceptable. Bajo esta perspectiva, la OPEP propuso un recorte en su producción de 4.2 millones de barriles diarios (mmbd) 16 sobre la cuota vigente al momento de emitir la propuesta 17 de 29,045 mbd 18 y que entraría en vigor el 1 de enero de 2009 con el objetivo de balancear el mercado de crudo y nivelar los precios. Aunque no se alcanzó esa meta, todos los países de dicha organización participaron con un recorte en sus cuotas de producción ocasionando 74.6% de la reducción de producción mundial. Cabe mencionar que aunque no todos los países productores del mundo disminuyeron su producción, el resultado anual global fue una contracción de 2.6% sobre la producción de crudo 19 respecto de 2008, ubicándose en 79,948.9 mbd. De esta manera, se dejaron de consumir 2,046.8 mbd representados en la suma de los recortes por 3,339.6 mbd y los aumentos integrados por 1,292.8 sobre la producción mundial. Los incrementos de producción provinieron de los países fuera de la OPEP, donde destacan EUA con 7.0%, Brasil con 7.1% y Colombia con 12.2%, siendo más importante por su magnitud la tasa de producción estadounidense. Países como la Federación Rusa, Kazajstán y Azerbaiyán reportaron importantes incrementos de su producción que compensaron las declinaciones en China y en campos maduros de Noruega, Reino Unido y México. La producción total de los países de la OCDE registró una caída por séptimo año consecutivo 20. Las expectativas de crecimiento de la producción para el mediano plazo en los países fuera de la OPEP son muy conservadoras. Existen ajustes importantes de las proyecciones en las cuales sólo América Latina y Asia prevén un incremento cercano a 0.3 mmbd en su producción convencional 21. Se considera que la implementación de políticas de eficiencia energética en países como Estados Unidos, Canadá y Brasil, en los cuales se han cimentado prácticas de mayor consumo de biocombustibles en el sector transporte, afectará la demanda en el largo plazo reduciendo aun más las expectativas de producción mundial. No obstante, los impactos esperados en el corto plazo están asociados al crecimiento económico mundial que se recupera lentamente y en un entorno de incertidumbre. 15 Precio spot registrado el día 23 de diciembre de Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 16 Fuente: Monthly Oil Market Report, Enero OPEP 17 Acuerdo firmado en la 151 st (extraordinary) Meeting of the OPEC Conference en Orán, Argelia el 17 de diciembre de Cuota de producción en septiembre de 2008 (OPEC-11) 19 Incluye petróleo crudo, condensados, líquidos de planta, petróleo de esquistos y de arenas bituminosas. BP Statistical review of world energy, Junio Fuente: Oil - BP Statistical review of world energy, Junio Fuente: Monthly Oil Market Reporte, Diciembre OPEP 36

37 Secretaría de Energía En la producción por región, Norteamérica reportó el mayor incremento con mbd equivalente a 1.7% respecto de 2008, como resultado del aumento de EUA de mbd ya que Canadá y México disminuyeron su producción 1.7% y 5.9%, respectivamente. Estos cambios situaron a la región en tercer lugar con total de 13,387.9 mbd. Por su parte, la región de Europa y Eurasia presentó un incremento de 0.7% (129.7 mbd) derivado de los aumentos en la producción de la Federación Rusa, Kazajstán, Azerbaiyán y Turkmenistán que contrarrestaron las reducciones equivalentes a mbd encabezadas por Noruega con mbd y Reino Unido con 78.5 mbd, entre otros. Así, la producción regional en Europa y Eurasia alcanzó 17,702.2 mbd, siendo la segunda en importancia después de Medio Oriente. La región Centro y Sudamérica también reporto un incremento de 1.2% (82.0 mbd), donde Venezuela y Ecuador adoptaron los acuerdos de recorte en sus cuotas de producción, reduciendo así mbd y 18.6 mbd cada uno, así como Argentina que reportó una disminución por 5.2 mbd. Aún así, el aumento de la producción de Brasil por mbd, Colombia por 69.0 mbd, Perú con 25.3 mbd y Trinidad y Tobago con 1.7 mbd inclinaron la balanza a favor del incremento de la producción regional alcanzando 6,759.6 mbd. Esta región presenta la menor tasa de producción del mundo (véase gráfica 7). Gráfica 7 Producción mundial de petróleo crudo acumulada por región, (miles de barriles diarios) 90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10, Medio Oriente Europa y Eurasia Norteamérica África Asia Pacífico Centro y Sudamérica Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Las regiones de Medio Oriente, África y Asia Pacífico mostraron declinaciones en su producción por ajustes a las nuevas condiciones del mercado o por la regulación del mismo, siendo el caso de los miembros de la OPEP, que disminuyeron 2,492.2 mbd de su producción y al estar ubicados en su mayoría en Medio Oriente, registraron una baja de 1,824.5 mbd en dicha región. 37

38 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Tan solo la producción de Arabia Saudita retrocedió 1,133.0 mbd, seguida de los Emiratos Árabes Unidos con mbd, posteriormente Kuwait e Irán reportaron mbd y mbd menos que lo registrado en 2008 respectivamente. Países como Siria, Qatar y Yemen también registraron en total 61.3 mbd por debajo de la producción anual de Los incrementos de la producción en la región fueron resultado principalmente de Irak con 59.0 mbd y Omán con 55.5 mbd. Al término de 2009 la producción en esta región registró 24,357.1 mbd siendo la más alta a nivel regional, aunque la más baja de los últimos seis años. En África, la producción de crudo registró una reducción de mbd respecto de 2008, alcanzando 9,705.0 mbd para 2009 y ocupando el cuarto lugar a nivel regional. Cabe mencionar que ésta región ya rebasaba ese nivel de producción a finales de Esto muestra el impacto de las reducciones de producción anual de diversos países como Argelia con mbd, Libia con mbd, Angola con 91.0 mbd, Nigeria con 55.2 mbd y Guinea Ecuatorial con 43.0 mbd entre otros. Los aumentos de la producción sumaron 54.4 mbd integrados por 25.0 mbd de República del Congo, 19.5 mbd de Egipto, 9.8 mbd de Sudán y 0.1 mbd del resto los de países africanos. En Asia Pacífico, Tailandia aumentó 2.8% su producción, así como Vietnam que la incrementó 9.0% siendo los únicos países que aumentaron su producción de crudo. En contraparte, las reducciones se localizaron en China, Malasia e India, con mbd, 28.2 mbd y 13.5 mbd respectivamente. Indonesia y Brunei mostraron disminuciones menores. El balance regional presentó una reducción de mbd equivalente al retroceso de la Unión Europea. A nivel país en 2009, por primera vez en la historia, la mayor producción no se registró en Arabia Saudita, sino en la Federación Rusa con 10,032.1 mbd equivalente a 12.9% de la oferta mundial, debido a un incremento de 1.5% en su tasa de producción y a los recortes de la OPEP, que representan la mayor reducción de su oferta desde Arabia Saudita pasó al segundo lugar por el recorte de producción que presentó el último año de 10.6%, para ubicarse en 9,713.1 mbd (véase cuadro 4) lo que representó 12.0% de la producción mundial. En EUA la producción de crudo alcanzó 7,196.0 mbd ubicándolo como el tercer país productor más importante contribuyendo con 8.5% de la oferta mundial de crudo. Posteriormente, en orden de importancia aparecen Irán, China y Canadá que presentaron niveles de producción de 4,216.0 mbd, 3,790.4 mbd y 3,212.5 mbd, respectivamente. Estos países conservan sus posiciones como productores aún cuando Irán presentó una variación de 0.2%, China incrementó su producción 1.4% y Canadá la disminuyó 2.0%. La producción integrada de estos países representa 14.3% del total mundial. México se ubicó en el séptimo sitio con una producción de 2,979.5 mbd y una participación de 3.7% en el total mundial, seguido de los Emiratos Árabes Unidos con 2,599.0 mbd, Iraq con 2,482.0 mbd y Kuwait con 2,481.1 mbd, éstos últimos con una participación de 3.1% cada uno sobre el total mundial. Irak logró superar a Kuwait y Venezuela subiendo dos posiciones respecto de 2008 (véase cuadro 4). 22 Statistical review of world energy, Junio

39 Secretaría de Energía Cuadro 4 Principales productores de petróleo, 2009 (miles de barriles diarios) Variación % Posición País Federación Rusa 9,888 10, % 2 Arabia Saudita 10,846 9, % 3 EUA 6,734 7, % 4 Irán 4,327 4, % 5 China 3,901 3, % 6 Canadá 3,268 3, % 7 México 3,167 2, % 8 Emiratos Árabes Unidos 2,936 2, % 9 Irak 2,423 2, % 10 Kuwait 2,782 2, % 11 Venezuela 2,558 2, % 12 Noruega 2,451 2, % 13 Nigeria 2,116 2, % 14 Brasil 1,899 2, % 15 Argelia 1,993 1, % Total primeros 15 países 61,288 59, % Total resto del mundo 20,707 20, % Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Brasil escaló una posición superando la producción de Argelia al registrar 2,029.0 mbd. Noruega alcanzó 2,342.1 mbd con lo que descendió una posición por efectos del cambio de Irak, así como por la disminución de su producción y Nigeria mantiene su posición con 2,060.8 mbd. La producción de éstos cuatro países en conjunto representa 10.1% de la producción mundial de crudo. La participación de la OPEP sobre la oferta mundial en 2009 fue de 41.2%, al igual que la aportación de los países de la ex Unión Soviética que alcanzó 16.9% en el mismo período. La tendencia de aportación de la OPEP respecto del resto de países del mundo es ligeramente creciente en los últimos 10 años, aunque algunas alianzas entre países y la integración de nuevos productores en los últimos años, han logrado mantener un equilibrio en la proporción de la mezcla de oferta mundial de crudo, balanceando de esta manera importaciones y exportaciones. En 2009 la débil situación de la demanda mundial y los bajos precios con los que inició el año inclinaron la proporción hacia los países fuera de la OPEP (véase gráfica 8). 39

40 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Gráfica 8 Comparación de la producción de petróleo crudo OPEP vs. resto del mundo (miles de barriles diarios) ,076 35,568 34,604 34,920 34,721 33,592 30,877 29,132 30,544 31,072 29,646 46,872 46,427 46,841 46,637 46,539 46,779 46,039 45,401 44,268 43,748 42, ,000 20,000 30,000 40,000 50,000 60,000 70,000 80,000 90,000 OPEP Resto del mundo Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio Comercio internacional El comercio internacional de crudo es reflejo de la situación económica mundial. Después de crecer por más de 10 años hasta 2007, en 2008 se contrajo pasando de 55,554.0 mbd a 54,626.3 mbd y al cierre de 2009 después de un año de reestructuración del mercado, continuó la tendencia a la baja alcanzando 52,929.6 mbd que representó una disminución de 3.1% mostrando el clima de incertidumbre en el que se desarrolló el mercado a lo largo del año. Aunque los precios se mantuvieron bajos el primer trimestre de 2009, como incentivo de la demanda, resultaron insuficientes reduciendo las operaciones de comercio entre los países de manera sensible. La OCDE disminuyó aún más que en 2008 su consumo de petróleo y como consecuencia sus importaciones, en cambio algunos países en desarrollo comenzaron a importar más debido a políticas regionales, como es el caso de Centroamérica que se benefició por tratados de cooperación económica con países productores como Brasil, Bolivia, Perú y Venezuela. Sin embargo, la disminución en los volúmenes de importación de petróleo de la Comunidad Europea, la OCDE, EUA y Japón fueron de mayor magnitud, resultando en un decremento del comercio internacional de petróleo en el mundo. Es importante mencionar que las menores importaciones no necesariamente obedecen a un menor consumo, ya que también pueden ser resultado de un incremento de la producción interna. A lo largo de 2009, las exportaciones de crudo de Medio Oriente cayeron 8.5% alcanzando 18,425.7 mbd, nivel similar al registrado en Esto implica una tasa de crecimiento nula en los últimos 10 años después de haber 40

41 Secretaría de Energía registrado en 2006 su máximo nivel de operaciones con 20,204.3 mbd y en ,127.8 mbd 23. Aún así las exportaciones del último año de esta región representaron 34.8% del total mundial. Los países de la ex Unión Soviética incrementaron sus exportaciones 10.8% registrando 9,064.7 mbd con una participación de 17.1% en el total mundial, en virtud de la reducción de 7.4% de las exportaciones de la OPEP 24. Las regiones que mostraron reducción en sus exportaciones además de Medio Oriente fueron Asia Pacífico (7.5%), Norteamérica (5.4%), Centro y Sudamérica (2.4%) y Europa occidental (0.4%) mientras que las que incrementaron sus operaciones comerciales fueron Europa Oriental y África con aumentos de 10.1% y 5.9% respectivamente25. Arabia Saudita reportó las mayores exportaciones en 2009 con 6,267.2 mbd, comparado con lo registrado en Este monto representa una reducción de 14.4% siendo el nivel más bajo en los últimos siete años, no obstante representó 16.3% de las exportaciones mundiales. Por su parte, la Federación Rusa presentó un incremento de 11.1% con lo cual alcanzó 5,607.8 mbd, que es el nivel más alto en la última década y su participación en el total mundial alcanzó 14.6% (véase cuadro 5). Cuadro 5 Principales países importadores y exportadores de petróleo, (miles de barriles diarios) Países exportadores Países importadores Variación % Variación % Lugar País Lugar País Arabia Saudita 7, , EUA 9, , Rusia 5, , Japón 3, , Irán 2, , India 2, , Nigeria 2, , Corea del Sur 2, , Emiratos Árabes Unidos 2, , Alemania 2, , Irak 1, , Francia 1, , Noruega 1, , Italia 1, , Angola 1, , España 1, , Venezuela 1, , Reino Unido 1, , Canadá 1, , Holanda Kuwait 1, , Taiwán México* 1, , Tailandia Libia 1, , Canadá Reino Unido Bélgica Argelia Singapur Total mundial 39, , Total Mundial 43, , Resto del mundo 6, , Resto del mundo 11, , * Los datos mostrados para México se obtuvieron con base en el Anuario Estadístico Pemex Fuente: Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP. Los países que registraron variaciones importantes exportaciones fueron en primer instancia Nigeria y Emiratos Árabes Unidos, donde éste último descendió una posición tras una disminución de 16.3% que la situó, con 1,953.4 mbd por debajo de Nigeria, que a su vez incrementó sus operaciones 3.0% hasta alcanzar 2,160.4 mbd. Venezuela 23 Datos del BP Statistical review of world energy, Junio Datos del Annual Statistical Bulletin 2009, OPEP. 25 Tabla 3.18 World crude oil exports by country Annual Statistical Bulletin 2009, version digital. OPEP. 41

42 Prospectiva del mercado de petróleo crudo bajó dos posiciones al reducir 9.1% sus exportaciones, mientras Noruega subió una posición al incrementar 4.2% en este rubro reportando 1,773.3 mbd. El cambio más significativo en términos porcentuales correspondió a Angola que incrementó 69.4% sus exportaciones, suficiente para escalar cinco posiciones. De esta manera, al cierre de 2009 reportó 1,769.6 mbd desplazando a Kuwait que registró una disminución de 22.4% de acuerdo con las obligaciones adquiridas con la OPEP, alcanzando 1,348.3 mbd y descendiendo tres posiciones hasta el onceavo lugar, desplazando a México que descendió una posición al reducir 12.7% sus exportaciones de crudo, para ubicarse en doceavo lugar con 1,225.4 mbd. Es significativo el efecto que tuvo sobre sus exportaciones la decisión de los países de la OPEP de recortar sus cuotas de producción, sin embargo el nivel de precios al cierre de 2009 respecto de 2008 muestra las razones de este tipo de decisiones. De igual forma, las importaciones se vieron disminuidas por efectos de la contracción económica mundial, especialmente en aquellos países que históricamente habían mostrado una alta demanda de crudo, como son EUA y Japón. En el caso de EUA, el incremento de la producción registrado el último año se ve también reflejado en las importaciones que cierran a la baja con 9,062.3 mbd, equivalentes a una reducción de 7.1%. Pero es Japón, quién registró un decremento de 13.1% pasando de 3,966.4 mbd a 3,445.1 mbd, reflejando así el impacto de la crisis mundial sobre su economía. 1.6 Precios del petróleo Después de 2008, cuando los precios del crudo pasaron de un máximo histórico de $ USD/b 26 hasta llegar a $30.28 USD/b 27 el desplome de las cotizaciones internacionales del petróleo propició que las compañías productoras disminuyeran sus inversiones en explotación y exploración. De esta forma, 2009 comenzó con precios promedio de USD/b y USD/b en enero y febrero respectivamente 28 enfrentando un mercado restringido y altamente competido. Debido a la escasa movilidad de los fundamentales, con una demanda en continuo deslizamiento cuesta abajo y relativamente altos inventarios, los precios del crudo fueron sensibles a diversos indicadores económicos, fluctuando al menor indicio o especulación de recuperación o de contracción económica. Factores como la depreciación del dólar, los conflictos geopolíticos, el clima adverso en el hemisferio norte, la toma de decisiones de las empresas petroleras, las estrategias de organizaciones como la OPEP sobre la producción de crudo, esfuerzos conjuntos de gobiernos y hasta factores de salud mundial 29, incidieron sobre los precios del crudo añadiendo incertidumbre al mercado. Sin embargo, la conjugación de estos factores dio el resultado esperado, manteniendo el precio del petróleo en un rango entre 60 y 80 USD/b durante el segundo semestre de Fue así como el precio promedio del crudo alcanzó 60 USD/b en 2009 (véase gráfica 9). Las estimaciones sobre el comportamiento del precio del crudo reflejan la incertidumbre y la volatilidad que se presentó al inicio de 2009 y 26 Precio spot del WTI (FOB) registrado el 11 de julio de Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 27 Precio spot del WTI (FOB) registrado el 23 de diciembre de Energy Information Administration, Department of Energy. EUA 28 Precios spot del WTI (FOB). EIA, DOE EUA. 29 La epidemia de gripe atípica incrementó el escepticismo sobre los viajes y el turismo, impactando la demanda de combustibles para el transporte. Monthly Oil Market Report, Mayo 2009, OPEP. 42

43 Secretaría de Energía abren un rango muy extenso que, en condiciones de bajos precios, se ubica alrededor de 50 USD/b y en condiciones de altos entre 100 y 150 USD/b en el mediano plazo y hasta 200 USD/b en el largo plazo 30. Gráfica 9 Precio del crudo WTI, Fuente: BP Statistical review of world energy, Junio USD corrientes USD de 2009 En general, la capacidad excedente de producción es un factor de alta correlación con los precios del crudo, donde a mayor capacidad existe menor presión sobre los precios y viceversa. La capacidad excedente de producción es el potencial de producción real adicional a la demanda existente que una compañía, país o región posee para suministrar al mercado en un momento determinado. La capacidad excedente tiene como limitante la infraestructura de explotación de pozos, por lo que las variaciones que presenta están en función de los beneficios que obtengan las compañías petroleras derivados de los precios del crudo. Cabe recordar que la máxima capacidad excedente de la OPEP se presentó a inicios de 2002 alcanzando el equivalente al 10.0% de la demanda mundial en ese año 31. En 2009, parte de la capacidad excedente mundial fue generada por la fuerte caída de la demanda, con esto se situó alrededor de 6.0 mmbd 32. Por esta razón la OPEP tuvo que ajustar su producción, derivada de los acuerdos tomados en su conferencia realizada a mediados de diciembre de 2008 en la ciudad de Orán en Argelia, siendo el recorte más importante en la historia de la organización. Este incremento de capacidad coadyuvó al estancamiento de los precios en el primer semestre del año. 30 Annual Energy Outlook EIA, DOE, EUA. Página Aproximadamente 7,795 mbd según datos de BP Statistical review of world energy, Junio Panorama 2010, The oil context and trends in Institut Français du Pétrole. 43

44 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Fuentes no convencionales de petróleo Las fuentes no convencionales 33 de petróleo no cuentan con una delimitación específica, sin embargo, se pueden considerar como aquellas que permiten generar crudo sintético por diferentes procesos y tecnologías. A continuación, se mencionan las principales fuentes no convencionales del petróleo: Los bitúmenes, que son aceites semi-sólidos degradados que se encuentran en depósitos de roca comúnmente llamados arenas bituminosas. La mayor cantidad de reservas de arenas bituminosas se encuentra en Alberta, Canadá. Crudo extra pesado, que aplica a todo crudo que presenta dificultades para fluir a temperatura ambiente, por lo cual hace necesaria la utilización de solventes para disminuir su viscosidad. Este es materia prima para generar crudo sintético de hasta 30 API. Las mayores reservas se encuentran en Venezuela. Kerógeno de esquistos, o aceite de lutita, es material orgánico de plantas y animales alterado por acción de bacterias encontradas en rocas metamórficas. Estas aun no reciben una presión y temperatura suficiente para convertirse en petróleo. Carbón a líquido, utiliza técnicas de gasificación para convertir carbón o coque en gas de síntesis o syngas que posteriormente es llevado a un proceso de Gtl. Gas a líquido, o Gtl. Existente en dos métodos, directo o indirecto, convierte gases de carbono como el metano o el monóxido de carbono en hidrocarburos líquidos por una reacción de catalización que utiliza catalizadores como el hierro, el cobalto o el níquel. Su uso es muy limitado por los costos que implica, lo cual lo hace inviable para generar crudo convencional cuando imperan los precios bajos de éste. Las tecnologías de extracción de crudo no convencional toman importancia conforme se mantienen altos los precios del petróleo convencional, por lo que, bajo las condiciones actuales del mercado presentan grandes retos para su desarrollo y explotación. En 2009, las reservas totales de crudo no convencional provenientes de las arenas bituminosas de Canadá alcanzaron mmmb 34, de las cuáles mmmb son disponibles en sitio y 34.2 mmmb en mina. 33 Para mayor información sobre las definiciones ver la Prospectiva de petróleo crudo , Sener. 34 Canadá Oil Sands Industry-Production & Supply Outlook, Julio Strategy West, Inc. 44

45 Secretaría de Energía Cuadro 6 Prospectiva de oferta de petróleo de fuentes no convencionales, (miles de barriles diarios) Región EUA y Canadá Europa del Este OCDE Pacífico OCDE Latinoamérica Medio Oriente y África Asia China Países en desarrollo* Federación Rusa No OPEP * Se excluyen los países de la OPEP. Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP Canadá realizó grandes inversiones en el desarrollo de sus reservas provenientes de arenas bituminosas y, a pesar de que la situación económica actual no es la más conveniente para la implementación de proyectos, se prevé que dentro de los próximos 5 a 7 años comiencen a producir todos aquellos que se iniciaron en La coyuntura económico-financiera tampoco es favorable para la producción de crudo sintético de fuentes no convencionales. En particular ante las restricciones ambientales que impactan directamente los montos de inversión en tecnologías, dados los requisitos para la implementación de procesos de limpieza y control de emisiones. Bajo esta premisa, las nuevas prospectivas presentan importantes ajustes a la baja, evitando hacer predicciones en el corto plazo. Cuadro 7 Capacidad de productores de bitúmenes a mayo de 2010 (barriles diarios) En sitio Fase Minería N Athabasca S Athabasca Cold Lake Peace River Total Operación 1,018, , , ,000 13,500 1,787,300 Construcción 210,000 68,000 86, ,200 Suspendido 0 12, ,000 Aprobado 940, , ,600 50,000 1,550 1,836,350 En aplicación 520, , ,155 79,200 80,015 1,625,370 Retirados 114,500 30, ,500 Descubiertos 210,000 80, , ,000 Anunciados 407, , , ,000 1,451,000 Total 3,419,500 1,508,200 2,279, , ,065 7,744,720 Fuente: Existing and Proposed Canadian Commercial oil Sands Projects, Mayo Strategy West, Inc. 45

46 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Por su parte, los países de la OPEP anunciaron que bajo las circunstancias actuales revisarán los planes de inversión, dado que no es rentable generar una capacidad excedente de oferta. En este contexto, se reconoce que sobre invertir en el aumento de la capacidad de producción contribuirá en la insostenible situación de precios bajos y en la futura volatilidad de éstos. Es por ello que más de 35 de los proyectos destinados al aumento de la producción de petróleo no convencional, por un monto total cercano a los 5 mbd de crudo y no convencionales de gas a líquido serán posiblemente pospuestos hasta después de Prospectiva de la oferta y la demanda Demanda En años recientes y a nivel global, se ha dado un cambio fundamental en las políticas públicas en materia ambiental. La promoción del desarrollo sustentable y el combate al cambio climático se han vuelto un aspecto integral de la planeación y del análisis energético en varios países. Dado que existe un vínculo entre las emisiones de gases de efecto invernadero y el cambio climático, la producción de energía y sus alternativas de uso tienen importantes implicaciones ambientales. En particular, la combustión de energéticos de origen fósil, consecuencia directa de la actividad humana, es responsable de la mayor proporción de las emisiones globales de gases de efecto invernadero. El sector energético representa 80% de las emisiones mundiales de gases de efecto invernadero 35. Las emisiones de este sector resultan de la producción, transformación, manejo y consumo de todo tipo de recurso energético. En este sentido, el crecimiento esperado de la demanda de petróleo, ligado al crecimiento económico mundial y las emisiones de CO 2 asociadas a dicho consumo, marca la necesidad de diseñar un futuro energético más sustentable con especial énfasis en las naciones más industrializadas, sin embargo, con el rápido crecimiento en la demanda por parte de los países en desarrollo es importante que también traten de adoptar medidas para el uso racional y eficiente de la energía. Las grandes compañías petroleras han aplicado desde 1997 algunas estrategias de mitigación de gases de efecto invernadero que se concentran en proyectos de eficiencia energética, cogeneración, reducción de la quema de gas, secuestro de carbono, etc. El resultado de estas acciones implicó importantes inversiones en proyectos de monitoreo de procesos en tiempo real, modernización de las flotillas de vehículos terrestres y marinos para un mejor aprovechamiento de combustibles como diesel y gasolinas o la sustitución de éstos por gas natural, además de establecer nuevos procedimientos de mantenimiento e inspección para la optimización de procesos, cambios y remodelaciones de plantas petroquímicas obsoletas y utilización de sistemas de cogeneración para el máximo aprovechamiento del recurso térmico. Por otra parte, los gobiernos en conjunto con organismos internacionales han establecido mecanismos de cooperación y apoyo a instituciones públicas y privadas para el desarrollo de tecnologías que permitan la captura de CO 2. La implementación de tecnologías de este tipo ayudará en gran medida a los países involucrados, a dar cumplimiento a los compromisos adquiridos con su adhesión al protocolo de Kioto. 35 CO 2 emissions from fuel combustion, , IEA Statistics, 2007 Edition, p. xviii. 46

47 Secretaría de Energía Actualmente resulta difícil e incierta la estimación de corto plazo de la demanda de crudo. Ello, debido a los cambios en las políticas energéticas, la adopción de medidas en contra del cambio climático, la situación de la economía mundial y la volatilidad reciente de precios del petróleo. Los modelos prospectivos de las principales compañías petroleras, institutos de investigación sobre el petróleo y agencias informativas gubernamentales, mostraron movimientos drásticos en sus tendencias a lo largo del segundo semestre del año. De acuerdo con proyecciones realizadas en diciembre de 2009, la demanda mundial de petróleo crudo para 2010 será de 86.3 mmbd 36. Esta cifra coincide con las proyecciones hechas en 2008, aunque la diferencia en ambas es que en las estimaciones de hace dos años se mostró una demanda de 86.3 mmbd para 2009, es decir, se esperaba que el consumo mundial de crudo presentara un estancamiento en el corto plazo, pero la caída registrada en el último año modificó las proyecciones presentando mínimas variaciones de consumo con una visión de recuperación gradual a una tasa de 0.9% en los próximos cinco años 37 y 1.0% para el período (véase cuadro 8). Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP Cuadro 8 Demanda de petróleo por región, (millones de barriles diarios) Región tmca Norteamérica Europa Occidental OCDE Pacífico OCDE América Latina Medio Oriente y África Sur de Asia Sureste Asiático China OPEP Países en desarrollo Ex URSS Otras Europa Economías en transición Total Mundial En la actualidad se anticipa que la demanda de petróleo se incrementará lentamente en los próximos 10 años gracias a las economías emergentes. En los países de la OCDE se espera una disminución de la demanda de 47.5 mmbd en 2008 a 45.5 mmbd en 2010 y no se prevén cambios para los siguientes tres años, por lo que se estiman mínimas variaciones en la demanda mundial de crudo en el corto plazo. 36 Oil Market Report, 11 de diciembre de Agencia Internacional de Energía. 37 Idem. 47

48 Prospectiva del mercado de petróleo crudo En el largo plazo, las expectativas de crecimiento de la demanda de petróleo han sufrido un ajuste a la baja por la drástica caída de la demanda en 2009 (84.0 mmbd). Con esta tendencia se estima que en 2010 se alcanzará un consumo de crudo de 84.6 mmbd, de tal manera que en las proyecciones prevén un incremento de 21 mmbd durante el periodo , para alcanzar mmbd (véase cuadro 8), que resulta menor respecto a los 113 mmbd reportados en De esta manera, la expectativa de demanda de crudo proveniente de los países en desarrollo, especialmente los asiáticos, es de aproximadamente 80% del total esperado para el período. Por su parte la OCDE pronostica una reducción gradual enfatizando que el consumo per cápita de los países en desarrollo seguirá muy por debajo del consumo del primer mundo. Así por ejemplo, una persona en Norteamérica consumirá 10 veces más energía que una persona del sur de Asia para En los países desarrollados, el sector transporte representa el factor más significativo sobre el incremento de la demanda de crudo, sin embargo se espera una reducción gradual del consumo en este sector asociado a las nuevas políticas de eficiencia energética. Aún con las expectativas de reducción en este sector, éste mantendrá la mayor participación de la demanda. Existen cambios significativos en el comportamiento de la demanda por sector, muestra de ello es la disminución de 2% en el sector eléctrico y 1% en el sector industrial resultado de la actual reducción de la demanda de los países OCDE. En las proyecciones, el sector transporte continúa con su tendencia de crecimiento incrementando su participación en la demanda total en 2% al 2030 (véase gráfica 10). Gráfica 10 Distribución de la demanda de petróleo crudo por sector (%) Generación eléctrica 7% Bunkers marinos 6% ,797 mbd Generación eléctrica 5% Bunkers marinos 7% ,600 mbd Residencial, comercial y agricultura 13% Transporte 48% Residencial, comercial y agricultura 13% Transporte 50% Industria 26% Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP Industria 25% En lo que a la industria se refiere, los efectos de la crisis se vieron reflejados en un decremento de la demanda de crudo, cuya estabilización se prevé en el mediano plazo. Las medidas de eficiencia tecnológica de procesos y el reciclaje de materiales hace que este sector no incremente su demanda de crudo como materia prima aun cuando reporte un crecimiento en la producción industrial. Sin embargo, como energético para los procesos de transformación, si está íntimamente ligado al consumo de electricidad derivado de la actividad industrial. 48

49 Secretaría de Energía En la generación eléctrica, la sustitución del petróleo por gas natural y el uso de carbón reducen las expectativas de consumo de crudo para 2030, además de la adición de energías renovables que también influyen aunque en una menor proporción. Los bunkers marinos incrementan su participación en la demanda de forma gradual conforme la producción de petrolíferos se incrementa, aun con las regulaciones ambientales a las que están sujetos. Por su parte, la demanda residencial, comercial y de agricultura mantendrá la misma participación en la demanda sectorial de crudo para 2030, ya que los crecimientos que pudieran surgir serán abastecidos, en el caso del sector comercial, por el gas natural y para el sector residencial por las energías renovables. La agricultura seguirá utilizando maquinaria diesel, aunque en éste rubro también actúan los biocombustibles en virtud de estar más cerca de la demanda, por lo cual estarán sujetos a los precios del petróleo. Cuadro 9 Participación mundial en la oferta de energía primaria Nivel de crecimiento Participación (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente) tmca (%) Petróleo 4,045 3,967 4,457 4, Carbón 3,129 3,225 3,871 4, Gas 2,479 2,551 3,124 3, Nuclear , Hidro Biomasa Otras renovables Total 11,109 11,310 13,460 15, Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP Dentro de la energía primaria, las expectativas de oferta de crudo muestran incrementos graduales en magnitud, sin embargo el aumento en la utilización de gas natural y energía nuclear, así como la importante participación que se espera de las energías renovables, biomasa y energía hidráulica causan un decremento en la participación del crudo sobre el total de energía primaria estimada al Oferta La oferta mundial de petróleo crudo para el período presenta un crecimiento lento, pero con signos de recuperación aceptables, los cuáles se observan en los descubrimientos de nuevos desarrollos. En la primera mitad de 2009 se reportó el descubrimiento de nuevos depósitos de crudo con un volumen estimado alrededor de 10 mmmb, éste representa la tasa anualizada más alta desde finales de los años El aumento en la tasa de descubrimientos obedece a los incrementos del valor neto de las reservas y los correspondientes incentivos para la exploración. Cabe mencionar que el potencial de incremento sobre la oferta de crudo de estos descubrimientos se enfrenta con las restricciones del tiempo de desarrollo de los nuevos yacimientos limitados por la frontera tecnológica a la que se encuentran sujetos y al mantenimiento de los campos existentes, en especial, los que cuentan con yacimientos maduros en etapas de recuperación secundaria o terciaria. 38 Oil Market Report, 11 de diciembre de Agencia Internacional de Energía. 49

50 Prospectiva del mercado de petróleo crudo De esta manera se espera que la producción de los países fuera de la OPEP siga aumentando para el período , principalmente por el consumo de derivados. Aunque esto significa que la demanda de crudo que cubrirá la OPEP al mediano plazo se ubicará por debajo de la registrada en 2008, no necesariamente es un impacto negativo, ya que significó la recuperación de la capacidad excedente de producción que ayudará a la estabilidad del mercado siempre y cuando las tasas de crecimiento económico avancen al ritmo que presentan actualmente. En el largo plazo, la oferta de estos países estará ligada a las reservas remanentes y la administración de las mismas. Es cierto que la participación de los productores fuera de la OPEP, en volúmenes tanto de producción como de reservas, se ha incrementado los últimos 10 años, sin embargo, estas reservas se están consumiendo rápidamente lo que terminará cediendo grandes volúmenes del mercado a la producción de la OPEP. Entre los factores que determinarán la oferta en el corto y mediano plazo están el entorno de precios del crudo, la evolución de la economía mundial, el endeudamiento financiero, los ingresos de las compañías petroleras, las evaluaciones de inventarios y la búsqueda de riesgos menores principalmente por las pequeñas compañías. Resulta evidente que las grandes compañías internacionales y las compañías petroleras nacionales con fuertes posiciones financieras resultarán menos afectadas que sus competidoras menores. La reducción de las inversiones por las pequeñas compañías petroleras tendrá un impacto inmediato en la producción de ciertos yacimientos maduros. Puede ser que en algunos casos, los bajos precios del crudo favorezcan la oferta en el corto plazo en aquellas que buscan mayores flujos de caja y liquidez, sobreexplotando pozos y/o posponiendo el mantenimiento, así como algunas inversiones en campos maduros. Con base en la disminución de los costos de producción las compañías suspendieron temporalmente sus proyectos, bajo la expectativa de obtención de un mayor beneficio mientras los costos mantengan esa tendencia. Los proyectos de mayor riesgo son aquellos en los que se tienen altos costos e incertidumbre, tales como las aguas profundas del Golfo de México y las de Brasil, la región Ártica, proyectos de recuperación mejorada y las arenas bituminosas de Canadá. Bajo esta consideración, en el mediano plazo, la oferta mundial de crudo más condensados de los países fuera de la OPEP se estima en 3.3 mmbd menos que lo proyectado en Los ajustes en las proyecciones de oferta, se deben principalmente a las revisiones a la baja de Noruega, México y China así como por las inesperadas interrupciones de la producción en la parte Estadounidense del Golfo de México, entre otras. Se estima que la producción de los países fuera de la OPEP se mantendrá durante el período entre 50.3 y 52.4 mmbd incluyendo el crudo no convencional, incrementando gradualmente hasta 55.5 mmbd en 2025 y finalmente la proyección a 2030 muestra una producción de 56.3 mmbd aproximadamente (véase cuadro 10). 50

51 Secretaría de Energía * No incluye a países de la OPEP. Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP. Cuadro 10 Evolución de la oferta de crudo por región, (millones de barriles diarios) tmca Región EUA y Canadá México Western Europe OCDE Pacífico OCDE América Latina Medio Oriente y África Asia China Países en desarrollo* Ex Unión Soviética Otros Europa Economías de transición Ganacias de proceso No-OPEP de las cuáles: no convencionales NGLs OPEP LNG OPEP GTL NA Crudo OPEP Oferta Mundial La oferta de crudo en EUA y Canadá se estima entre 10.8 y 10.9 mmbd en el mediano plazo y en 13.1 mmbd para Al inicio de 2009, se esperaba que la mayor parte de la producción de EUA tendría su origen en la parte correspondiente del Golfo de México, que se vio impulsada por la implementación de nuevas tecnologías de perforación en aguas profundas y las mejoras en las herramientas de exploración. Actualmente diversos factores de seguridad han evidenciado riesgos importantes que retardarán las incursiones en aguas profundas disminuyendo la producción de ese tipo de campos. Para Canadá se espera que la oferta de crudo fluctúe alrededor de 1.9 y 2.0 mmbd 39, el cambio en las previsiones de producción respecto del año pasado se basan en un entorno de bajos precios que estancan los proyectos de producción de petróleo no convencional. En Europa Occidental se tienen expectativas de reducción en producción de crudo del orden de 1.0 mmbd para el año 2015, en comparación con los 5.0 mmbd registrados en el año , debido a la declinación de los campos maduros del Mar del Norte, que requerirán mayores inversiones para mantener la producción, la cual resulta incierta bajo las condiciones actuales del mercado, ya que las inversiones deberán hacerse en el corto plazo. Existen proyectos nuevos para desarrollarse en el mediano plazo, pero resultan complicados por los altos riesgos que implica el desarrollo de campos en los mares del norte de Noruega. Dentro de los más destacados están para recuperación 39 World Oil Outlook 2009, OPEP. 40 Ídem 51

52 Prospectiva del mercado de petróleo crudo mejorada: Ekofish, Oseberg, Gullfaks, Statfjord, Skarv, Indun, los re-desarrollos Yme, Gjoa y Valhall, además de Goliat, Trestakk y Volund. Asimismo para la producción de condensados están los campos de gas Tyrihans N&S, Vega y Gundrum. Todos estos proyectos se encuentran en zonas con climas altamente hostiles. En Reino Unido se estima que, como resultado de los grandes esfuerzos gubernamentales para la inversión e incentivación fiscal de nuevos proyectos, la producción permanezca con mínimas variaciones alrededor de 1.2 mmbd para a partir de la producción de 1.6 mmbd en Esto sólo podrá alcanzarse con el desarrollo de proyectos como: Shelley, Ettrick, Don West & Southwest, Athena, Affleck, entre otros y el re-desarrollo de Lyell, todos ellos condicionados al precio internacional del crudo y el ambiente financiero mundial en los próximos cinco años. A pesar de esto se espera una declinación en su producción en el largo plazo. En Centro y Sudamérica las proyecciones indican un crecimiento en la producción derivado del desarrollo de los recursos prospectivos de Brasil, que sigue incrementando sus reservas de manera considerable. En este sentido, se prevé que la región alcance una producción de 4.7 mmbd al 2013 y de 4.9 mmbd al Esto se pretende lograr con la explotación de los campos de post-sal, además la puesta a punto para 2011 de los proyectos Marlim Leste, Marlim Sul Módulos 2-3, Frade, Golfinho Módulo 3, Urugua-Tambua, así como con la producción piloto de Tupi presal, entre otros. Los retos a vencer serán las inversiones y la salud financiera de Petrobras para perfilar adecuadamente la producción de Brasil. En Medio Oriente y África, excluyendo a los países de la OPEP, se espera una ligera declinación en la producción de crudo, de 4.4 mmbd en 2008 a 4.3 mmbd en Las aportaciones de Omán, Yemen y Siria se prevé disminuyan debido a que provienen de pozos maduros, la producción futura de Omán y Yemen está condicionada a la capacidad de inversión en recuperación mejorada, la cual se encuentra actualmente suspendida. Egipto ha incrementado su producción de condensados, sin embargo, se estima que el crecimiento en esa región provendrá de Sudán y el Congo. En Asia no se pronostican grandes cambios en la producción actual de 3.8 mmbd aunque presentará un ligero incremento en el mediano plazo logrando 4.2 mmbd al Los incrementos provendrán de la India, Indonesia y Malasia mientras el resto de los productores mantendrán estable su producción. En China las expectativas son que se mantenga la producción estable en el período en 3.8 mmbd. El incremento proyectado dependerá del ritmo de crecimiento de la economía mundial y de mantener su tasa de crecimiento estable. En Europa Oriental y Eurasia, la participación de Rusia, Kazajstán y Azerbaiyán presentarán un incremento conjunto de producción de 9.8 mmbd en 2008 a 10.2 mmbd en , esto se anticipó debido al grado de desarrollo de sus campos relativamente jóvenes. Sin embargo, la Federación Rusa enfrentará importantes retos financieros debido al retiro de los inversionistas por el manejo de políticas internacionales lo que implicará una disminución gradual del ritmo de crecimiento que presentó en los últimos años. 41 Fuente: World Oil Outlook 2009, OPEP. 42 Ídem 43 Ídem 44 Ídem 45 Ídem 52

53 Secretaría de Energía Entre los nuevos proyectos de la Federación Rusa destacan: Vankorskoye, Russkoye y Uvatskoye situados en zonas remotas del Oeste siberiano. En resumen, la oferta mundial resulta altamente incierta (véase gráfica 11). Las expectativas de crecimiento de los países productores están íntimamente ligadas a los precios del crudo y a los costos de producción. El futuro de la oferta presenta importantes retos a las compañías petroleras que deberán desarrollar procesos de adaptación más versátiles, ya que algunos de los factores causantes de esta espiral económica descendente fueron la lenta respuesta de los actores del mercado ante las variaciones de la demanda, la poca previsión de las consecuencias de los excesivos precios del crudo sobre la demanda mundial y el impacto del mayor consumo de las economías emergentes 46. Gráfica 11 Variación de las prospectivas de oferta mundial Fuente: Panorama 2009, Oil Supply and demand. Institut Français du Pétrole En la medida que se fortalezcan los mercados financieros y se acceda nuevamente al crédito, las compañías petroleras podrán continuar sus inversiones para el desarrollo de reservas e incremento de su producción, que a su vez restituirán la confianza en los mercados de energéticos alcanzando niveles de precios adecuados para el equilibrio de la demanda y estabilización de la oferta. 46 Fuente: Panorama 2009, Oil supply and demand. Institut Français du Pétrole. 53

54 Prospectiva del mercado de petróleo crudo

55 Secretaría de Energía CAPÍTULO DOS Marco regulatorio de la industria del petróleo Tras la aprobación de la Reforma Energética (Reforma), publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 28 de Noviembre de de 2008, la nueva estructura regulatoria aplicable en la materia se ha ido instrumentando, por lo que en este apartado se incluyen avances derivados de la Reforma, algunos como la conformación de la Comisión Nacional de Hidrocarburos y la publicación de su Ley, además de las modificaciones a la Ley de Petróleos Mexicanos y su Reglamento, así como las reformas y adiciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Igualmente, se analizan los ordenamientos e instrumentos jurídicos aplicables a las actividades de la industria petrolera, particularmente en la exploración y explotación del petróleo. 2.1 Reforma Energética de la industria petrolera El 28 de octubre de 2008, el Congreso de la Unión aprobó la Reforma Energética, resultado de la iniciativa del Ejecutivo Federal y de la participación activa de todos los grupos parlamentarios. El 28 de noviembre de 2008, se publicaron en el DOF los siete decretos que integran la Reforma, mediante los cuales se expiden, reforman, adicionan y derogan diversas leyes para fortalecer y modernizar, entre otras, a la industria petrolera mexicana. Se reformaron y adicionaron diversas disposiciones de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; el artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; y se reformaron, adicionaron y derogaron diversas disposiciones de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Se expidió una nueva Ley de Petróleos Mexicanos, así como la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética; la Ley para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía; y la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Se adicionaron los artículos 3o. de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales; 1o. de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y un párrafo tercero al artículo 1o. de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público. 55

56 Prospectiva del mercado de petróleo crudo El nuevo marco normativo fortalece a la Secretaría de Energía (Sener), instancia responsable de definir la política energética, y a la CRE. Se crea la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) para regular y supervisar la explotación y extracción de carburos de hidrógeno. Se ordena la integración del Consejo Nacional de Energía (CNE) y se otorga a Petróleos Mexicanos una mayor autonomía en sus formas de organización, procesos de toma de decisión y manejo presupuestal. A la Sener le corresponde establecer y conducir la política energética del país, así como supervisar su cumplimiento con prioridad en la seguridad y diversificación energéticas, el ahorro de energía y la protección del medio ambiente; proponer al Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de reservas petroleras, la plataforma anual de producción de petróleo y de gas en el marco de la Estrategia Nacional de Energía y definir la política de restitución de reservas de hidrocarburos; así como registrar y dar a conocer estas reservas de acuerdo con la información proporcionada por la CNH. Por su parte, la Estrategia Nacional de Energía atiende los siguientes objetivos: 1. Restituir reservas, revertir la declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural. 2. Diversificar las fuentes de energía, incrementando la participación de tecnologías limpias. 3. Incrementar los niveles de eficiencia en el consumo de energía. 4. Reducir el impacto ambiental del sector energético. 5. Operar de forma eficiente, confiable y segura la infraestructura energética. 6. Ejecutar oportunamente las inversiones necesarias en capacidad de procesamiento para reducir el costo de suministro de energéticos. 7. Fortalecer la red de transporte, almacenamiento y distribución de gas y petrolíferos. 8. Proveer de energéticos de calidad y a precios competitivos a los centros de población marginados del país. 9. Promover el desarrollo tecnológico y de capital humano para el sector de energía. La CNH, en apego a la Estrategia Nacional de Energía y a los programas que emita la Sener, realizará sus funciones a fin de que los proyectos de exploración y extracción a cargo de Pemex se realicen, entre otras, con arreglo a las siguientes bases: i) elevar el índice de recuperación y reponer las reservas de hidrocarburos conforme a la viabilidad económica de los proyectos; ii) proteger al medio ambiente y la sustentabilidad de los recursos naturales; y, iii) reducir al mínimo la quema y venteo de gas y de hidrocarburos. Asimismo, la CNH deberá proponer a la Sener criterios y elementos de política energética y apoyarla en la planeación energética a mediano y largo plazos. Con la nueva Ley de Petróleos Mexicanos culminó el proceso de revisión del marco jurídico que regía hasta esa fecha la gestión de la industria petrolera. Con este nuevo instrumento y los cambios a otras leyes que integraron la Reforma, Pemex, tiene mayor flexibilidad en aspectos fundamentales de su gestión. Este conjunto de reformas considera principalmente: Un régimen contractual específico que le permita a Petróleos Mexicanos optar por modalidades especiales de contratación, en las que se establezcan esquemas fijos con precio cierto; los contratos plurianuales podrán estipular revisiones necesarias por la incorporación de nuevas tecnologías o por la variación en los precios de insumos y equipos; incluirán penalizaciones a los contratistas que causen impactos ambientales negativos o incurran en incumplimientos en tiempo o calidad; o compensaciones a los contratantes que realicen en un menor tiempo en la ejecución de las obras u otros aspectos que redunden en mejores resultados en las 56

57 Secretaría de Energía mismas y en los servicios contratados por la empresa o sus organismos subsidiarios, así como por la apropiación de nuevas tecnologías que aporten mayor utilidad a Petróleos Mexicanos, y los beneficios derivados de su aplicación. Un gobierno corporativo fortalecido mediante la incorporación al Consejo de Administración de Pemex de cuatro consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal y ratificados por el Senado de la República, y la integración de siete comités de apoyo al consejo. Un nuevo régimen fiscal que le permita explotar los yacimientos más complejos y costosos en tierra y aguas profundas en forma rentable; mayor autonomía para integrar y ejecutar su presupuesto; y proponer anualmente a las autoridades hacendarias y al Poder Legislativo su balance financiero para un periodo de cinco años. Asimismo, el Consejo de Administración tendrá la facultad de aprobar adecuaciones al presupuesto anual, sujeto a la meta de balance financiero; y podrá utilizar gradualmente los excedentes que genere (sobre los ingresos propios estimados) en el corto plazo. Un régimen específico de deuda en el cual se elimina el esquema de financiamiento PIDIREGAS y el gasto de inversión dejará de contabilizarse como parte del balance financiero del sector público. Pemex podrá analizar y acudir a los mercados financieros, de acuerdo con los términos y condiciones que para tal efecto apruebe el Consejo de Administración y emitirá bonos ciudadanos, títulos de crédito que no otorgarán derechos corporativos, ni sobre la propiedad control o patrimonio de Pemex por lo que constituyen un instrumento de vinculación y transparencia social para el organismo. La obligación de elaborar el Plan Estratégico Integral de Negocios de Pemex con proyección a cinco años, además de un escenario indicativo anual de sus metas de balance para los siguientes cinco años. Establece nuevos esquemas para impulsar el desarrollo de proveedores y contratistas nacionales, con el propósito de aumentar el contenido doméstico en sus obras, adquisiciones y arrendamiento de bienes y servicios a un mínimo de 25%. Con el propósito de apoyar a los productores agropecuarios, Pemex y sus organismos subsidiarios instrumentarán un esquema para ofrecer a la industria nacional de fertilizantes y a los distribuidores de amoniaco de aplicación directa como insumo en la producción agropecuaria un suministro confiable y contratos de largo plazo que contemplen precios fijos para los insumos de esta industria; Pemex y sus organismos subsidiarios ofrecerán este esquema a los mejores plazos y condiciones disponibles en los mercados de coberturas; y darán prioridad a la demanda nacional por parte de los fabricantes de fertilizantes nitrogenados. 2.2 Marco regulatorio básico de la industria petrolera Los principios fundamentales que rigen a la industria petrolera en México se encuentran en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. De éstos se derivan las Leyes Secundarias, Reglamentos, Directivas y Normas Oficiales Mexicanas que establecen la regulación a que deben sujetarse las actividades de exploración y explotación del petróleo y demás hidrocarburos que se encuentran en yacimientos dentro del territorio nacional o en yacimientos transfronterizos. El marco regulatorio básico de la industria petrolera, se conforma de los siguientes ordenamientos: Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos 57

58 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Tratados internacionales Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo Ley Orgánica de la Administración Pública Federal Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Ley de Petróleos Mexicanos Ley Federal de las Entidades Paraestatales Ley Federal sobre Metrología y Normalización Ley de Planeación Ley de Ingresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente) Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria Presupuesto de Egresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente) Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria Reglamento Interior de la Secretaría de Energía Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos Normas Oficiales Mexicanas Acuerdo que da a conocer los criterios para determinar los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos Mexicanos Acuerdo por el que se establecen los lineamientos mediante los cuales la Secretaría de Energía supervisará el cumplimiento, implementación y ejecución de la normatividad de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en materia de Seguridad Industrial Lineamientos Técnicos para el Diseño de los Proyectos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Disposiciones Administrativas de Contratación Disposiciones Técnicas para Evitar y Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos Marco constitucional del subsector petrolero Las disposiciones constitucionales sobre la industria petrolera están orientadas a regular y garantizar un régimen jurídico que delimite el quehacer del Estado en relación con sus industrias dedicadas a la explotación de recursos naturales (artículos 25, 27 y 28 Constitucionales). 58

59 Secretaría de Energía rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable, que fortalezca la soberanía de la Nación y su régimen democrático y que, mediante el fomento del crecimiento económico y el empleo y una más justa distribución del ingreso y la riqueza, permita el pleno ejercicio de la libertad y la dignidad de los individuos, y fomen señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución,...manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad naturales de la plataforma continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de los terrenos, tales como... el petróleo y todos los carburos de hidrógen sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos, ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado y la Nación llevará a cabo la explotación de esos productos, en los términos que ue el Estado ejerza de manera precepto también establece que el Estado lleva a cabo estas actividades estratégicas, a través de los organismos y empresas que requiera para su eficaz manejo Tratados Internacionales A nivel internacional, México ha suscrito diversos tratados en materia de hidrocarburos, los cuales se citan a continuación: Tratado de Libre Comercio de América del Norte (aprobación del Senado, DOF 8 de diciembre de 1993, entró en vigor el 1 de enero de 1994) El Tratado de Libre Comercio de América del Norte dispone, en el Anexo Reservas y disposiciones especiales, que el Estado Mexicano se reserva para sí mismo, incluyendo la inversión y la prestación de servicios, las siguientes actividades estratégicas: a. exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural; refinación o procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y producción de gas artificial, petroquímicos básicos y sus insumos y ductos; b. comercio exterior; transporte, almacenamiento y distribución, hasta e incluyendo la venta de primera mano de los siguientes bienes: i) petróleo crudo; ii) gas natural y artificial; iii) bienes cubiertos por este capítulo, obtenidos de la refinación o del procesamiento de petróleo crudo y gas natural; y iv) petroquímicos básicos. 59

60 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Decreto promulgatorio del Protocolo de Kioto de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre Cambio Climático, firmado en Kioto, el 11 de diciembre de 1997 (DOF 24 de noviembre de 2000). Tratado entre el Gobierno de los Estados Unidos Mexicanos y el Gobierno de los Estados Unidos de América sobre la Delimitación de la Plataforma Continental en el Golfo de México, más allá de las 200 millas náuticas (Decreto promulgatorio, DOF 22 de marzo de 2001) 48. Como seguimiento al Comunicado Conjunto suscrito por los Presidentes de México y Estados Unidos, el 23 de junio de 2010, los Gobiernos de dichos países anunciaron conjuntamente su deseo de negociar un tratado que regule la utilización y reglamentación de los yacimientos de hidrocarburos que atraviesen la frontera marítima internacional. Aunque a la fecha ninguna entidad ha registrado la existencia de algún yacimiento transfronterizo, en el referido anuncio, se consideró tener al alcance un régimen normativo de carácter bilateral en caso de que ocurra algún descubrimiento en el futuro. Mientras tanto, ambos gobiernos han acordado renovar la moratoria de perforación y explotación en el Polígono Occidental, tal y como se contempla en el Tratado del año De esta forma, se estableció una prórroga para la moratoria hasta enero de 2014, sin perjuicio de otra renovación. Cualquier acuerdo bilateral que surja en torno a las negociaciones sobre nuestros yacimientos transfronterizos incluirá En la actualidad, se han iniciado contactos con Cuba para examinar la situación de la plataforma continental extendida más allá de las 200 millas para el Polígono Oriental y de los potenciales yacimientos transfronterizos a lo largo de la frontera marítima. México y Cuba forman parte de la Convención de las Naciones Unidas sobre el Derecho del Mar. Por ello, ambos países deben presentar sus posturas con relación al Polígono Oriental ante la Comisión de Límites de la Plataforma Continental. Lo anterior permitirá delimitar la plataforma continental de cada país y las aguas territoriales correspondientes. Cuba realizó su presentación en mayo de 2009 y México realizará la propia durante el primer semestre de Marco legal del subsector de hidrocarburos Con la Reforma Energética, la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (la Ley Reglamentaria) fue modificada con el propósito de dotar a la industria petrolera nacional de herramientas que le permitan garantizar el suministro de energéticos en los próximos años y se asegure la maximización de la riqueza petrolera en beneficio de la Nación, todo ello sin transgredir los principios establecidos en la Constitución en materia de hidrocarburos. 48 En el Artículo IV del Tratado se estipula que, en virtud de la posible existencia de yacimientos de petróleo o gas natural en la zona, las partes tendrán un periodo de 10 años, a partir de la entrada en vigor del Tratado, para llevar a cabo estudios geológicos y geofísicos que ayuden a determinar la posible presencia y distribución de los yacimientos transfronterizos, sin que se lleve a cabo la explotación de los recursos petrolíferos. 60

61 Secretaría de Energía De esta manera, la reforma a esta Ley Reglamentaria tiene entre sus objetivos principales los siguientes: a) Acelerar el descubrimiento de nuevos yacimientos e incorporación de reservas; b) revertir la declinación en la producción nacional de hidrocarburos; c) Incorporar tecnología de punta en la extracción de petróleo, particularmente en aguas profundas; e) multiplicar la actual capacidad de ejecución de Pemex, principalmente por medio de nuevos esquemas contractuales para impulsar sus actividades de exploración y explotación por parte de empresas especializadas; f) incrementar la capacidad de producción, refinación, transporte, almacenamiento y distribución de hidrocarburos; g) aumentar la producción de combustibles y mejorar su calidad, y h) fortalecer las actividades de regulación y supervisión del Ejecutivo Federal en relación a Pemex y los particulares que participen en la industria petrolera, en los términos establecidos por el marco jurídico correspondiente. La reforma a la Ley Reglamentaria, publicada el 28 de noviembre de 2008, considera los siguientes aspectos en materia de exploración y explotación de petróleo: Corresponde a la Nación el dominio directo, inalienable e imprescriptible de todos los carburos de hidrógeno que se encuentren en el territorio nacional y la zona económica exclusiva situada fuera del mar territorial y adyacente a éste, en mantos o yacimientos, cualquiera que sea su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que componen el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él. Para los efectos de esta Ley se consideran yacimientos transfronterizos aquellos que se encuentren dentro de la jurisdicción nacional y tengan continuidad física fuera de ella. También se considerarán como transfronterizos aquellos yacimientos o mantos que se encuentran fuera de la jurisdicción nacional, compartidos con otros países de acuerdo con los tratados en que México sea parte o bajo lo dispuesto en la Convención sobre Derecho del Mar de las Naciones Unidas. De conformidad con lo dispuesto en los párrafos cuarto del Artículo 25 y sexto del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, sólo la Nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los hidrocarburos, que constituyen la industria petrolera. Los yacimientos transfronterizos podrán ser explotados en los términos de los tratados en los que México sea parte, celebrados por el Presidente de la República y aprobados por la Cámara de Senadores. La industria petrolera abarca: I. La exploración, explotación, refinación, transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano del petróleo y los productos que se obtengan de su refinación; II. La exploración, explotación, elaboración y ventas de primera mano del gas, así como el transporte y el almacenamiento indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración. Se exceptúa del párrafo anterior, el gas asociado a los yacimientos de carbón mineral, ya que la Ley Minera regulará su recuperación y aprovechamiento 49. III. La elaboración, el transporte, el almacenamiento, la distribución y las ventas de primera mano de aquellos derivados del petróleo y del gas que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas y que constituyen petroquímicos básicos, que a continuación se enumeran: 1. Etano; 2. Propano; 49 Esta reforma tiene el propósito de hacer una distinción entre la actividad petrolera y la extracción y explotación del gas grisú obtenido de la actividad minera. Publicada en el DOF del 26 de junio de

62 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Butanos; 4. Pentanos; 5. Hexano; 6. Heptano; 7. Materia prima para negro de humo; 8. Naftas; y 9. Metano, cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de yacimientos ubicados en el territorio nacional y se utilice como materia prima en procesos industriales petroquímicos. La Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. El gas asociado a los yacimientos de carbón mineral se sujetará a las disposiciones aplicables de transporte, almacenamiento y distribución de gas. Las actividades de Petróleos Mexicanos y su participación en el mercado mundial se orientarán de acuerdo con los intereses nacionales. El Ejecutivo Federal, por conducto de la Secretaría de Energía, otorgará exclusivamente a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios las asignaciones de áreas para exploración y explotación petroleras. Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios podrán celebrar con personas físicas o morales los contratos de obras y de prestación de servicios que la mejor realización de sus actividades requiere. Las remuneraciones que en dichos contratos se establezcan serán siempre en efectivo y en ningún caso se concederán por los servicios que se presten y las obras que se ejecuten propiedad sobre los hidrocarburos, ni se podrán suscribir contratos de producción compartida o contrato alguno que comprometa porcentajes de la producción o del valor de las ventas de los hidrocarburos ni de sus derivados, ni de las utilidades de la entidad contratante. El reconocimiento y la exploración superficial de las áreas para investigar sus posibilidades petrolíferas, requerirán únicamente permiso de la Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos ejecutará las acciones de prevención y de reparación de daños al medio ambiente o al equilibrio ecológico a causa de las obras u operaciones de la industria petrolera y está obligado a sufragar sus costos, cuando sea declarado responsable por resolución de la autoridad competente, en términos de las disposiciones aplicables. El Ejecutivo Federal establecerá zonas de reservas petroleras en áreas que por sus posibilidades así lo ameriten. La industria petrolera es de utilidad pública, preferente sobre cualquier aprovechamiento de la superficie y del subsuelo de los terrenos, incluso sobre la tenencia de los ejidos o comunidades, y procederá la ocupación provisional, la definitiva o la expropiación de los mismos, mediante la indemnización legal, en todos los casos en que lo requieran la Nación o su industria petrolera. El Ejecutivo Federal, por conducto de la Secretaría de Energía, con la participación que corresponda a la Comisión Nacional de Hidrocarburos y a la Comisión Reguladora de Energía, establecerán, en el ámbito de sus respectivas atribuciones y conforme a la legislación aplicable, la regulación de la industria petrolera y de las actividades a que se refiere esta Ley. 62

63 Secretaría de Energía Se debe destacar que el 22 de septiembre de 2009 se publicó en el DOF, el Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Dicho Reglamento considera los siguientes aspectos en materia de exploración y explotación de petróleo, así como de transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano de hidrocarburos: Regula los procesos para solicitar y otorgar permisos de reconocimiento y exploración superficial, aclarando sus alcances. Determina los supuestos específicos para otorgar, modificar, rehusar, revocar y cancelar las asignaciones. Regula los procesos para solicitar y otorgar permisos de reconocimiento y exploración superficial, aclarando sus alcances. Establece los elementos que contendrá un título de asignación. Señala que la Secretaría de Energía determinará cuáles son los principales proyectos de exploración y explotación con base en su participación porcentual en el portafolio de inversión o en su importancia estratégica. Indica que la Secretaría de Energía y la Comisión Reguladora de Energía, en el ámbito de sus competencias, expedirán la regulación relativa a transporte, almacenamiento, distribución y ventas de primera mano de hidrocarburos, destinadas al mercado nacional, salvo que existan condiciones de competencia efectiva, a juicio de la Comisión Federal de Competencia. Establece que en las ventas de primera mano, destinadas al mercado nacional, así como en la prestación de servicios de transporte, almacenamiento y distribución, los Organismos Descentralizados se abstendrán de incurrir en prácticas indebidas que limiten, dañen, impidan o dificulten el proceso de enajenación y adquisición de los productos referidos en el artículo 12 de dicho Reglamento. Define por venta de primera mano la primera enajenación de hidrocarburos, distintos de los petroquímicos no básicos, que Pemex o sus Organismos Subsidiarios realicen a un tercero distinto de las personas morales controladas por éstos. Señala que Pemex 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. Dispone que la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprobará el reporte de reservas que emita Pemex e indica que con base en la referida información, la Secretaría de Energía registrará y dará a conocer las reservas de hidrocarburos. Establece que los Organismos Descentralizados y los permisionarios están obligados a implementar sistemas de seguridad industrial y protección ambiental que permitan, entre otras, la identificación de los principales escenarios de riesgo y las correspondientes medidas de mitigación. Señala que en el caso de las contrataciones de Pemex, constará la obligación para su contratante de apegarse al sistema de seguridad industrial del organismo. Se abroga el Reglamento de Trabajos Petroleros. 63

64 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de hidrocarburos Conforme a lo establecido en el marco jurídico aplicable, la Secretaría de Energía cuenta principalmente con las atribuciones siguientes en materia de hidrocarburos: Establece y conduce la política energética del país. Ejerce los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos. Conduce y supervisa la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la Secretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos. Lleva a cabo la planeación energética a mediano y largo plazos y fija las directrices económicas y sociales para el sector energético paraestatal. Integra el Consejo Nacional de Energía. Otorga, y en su caso, cancela permisos y autorizaciones en materia energética, conforme a las disposiciones aplicables. Otorga, rehúsa, modifica, revoca y, en su caso, cancela asignaciones para exploración y explotación de hidrocarburos, tomando en consideración los dictámenes técnicos que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Aprueba los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos Mexicanos con base en los lineamientos de la política energética y con apoyo en los dictámenes técnicos que emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Tiene a su cargo el catastro petrolero. Establece la regulación en materia de asignación de áreas para la exploración y explotación petrolera y de permisos de reconocimientos y exploración superficial y supervisa su debido cumplimiento. Propone al Titular del Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de reservas petroleras. Propone al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción de petróleo y de gas de Petróleos Mexicanos, con base en las reservas probadas y los recursos disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país en el marco de la Estrategia Nacional de Energía. Establece la política de restitución de reservas de hidrocarburos. Regula y, en su caso, expide Normas Oficiales Mexicanas en materia de seguridad industrial del sector de hidrocarburos y supervisa su debido cumplimiento. Registra y da 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. Requiere la información necesaria para el desarrollo de sus funciones a los órganos desconcentrados, organismos descentralizados y empresas del sector y, en general, a toda persona física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refiere la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Ordena que se realicen visitas de inspección a las instalaciones de los órganos, organismos y empresas del sector, y, en general, a toda persona física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refiere la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. 64

65 Secretaría de Energía Participa en foros internacionales respecto de las materias competencia de la Secretaría, con la intervención que corresponda a la Secretaría de Relaciones Exteriores y propone a ésta la celebración de convenios y tratados internacionales en tales materias; y, asimismo, participa en la concertación y el seguimiento de la ejecución de los acuerdos internacionales en materia de explotación de yacimientos transfronterizos de hidrocarburos de los que el Estado Mexicano sea parte. Inicia, tramita y resuelve procedimientos administrativos e impone las sanciones que correspondan, en términos de las disposiciones aplicables. Otorga a Pemex el permiso necesario para que este organismo lleve a cabo el reconocimiento y exploración superficial de áreas para investigar sus posibilidades petrolíferas y ejerce la vigilancia de los trabajos petroleros. Otorga a Pemex el permiso previo para la ejecución y funcionamiento de cualquier trabajo u obra relacionada con la industria petrolera, y vigila e inspecciona, rutinariamente, las obras e instalaciones autorizadas a este organismo, tanto en la ejecución de los trabajos, como durante el funcionamiento y operación de los mismos, distintos de los mencionados en el inciso anterior. En el ejercicio de sus atribuciones, la Secretaría de Energía publicó en el Diario Oficial de la Federación los siguientes instrumentos normativos: cuales la Secretaría de Energía supervisará el cumplimiento, implementación y ejecución de la normatividad de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en relación con las condiciones de seguridad lecer los términos mediante los cuales la Secretaría de Energía vigilará y verificará el cumplimiento, implementación y/o ejecución de la Normativa de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en materia de condiciones de seguridad industrial de las actividades de refinación del petróleo, elaboración y procesamiento del gas y de petroquímicos básicos, así como en las demás actividades. Asimismo, establece esquemas de supervisión que aseguran el cumplimiento de las condiciones de seguridad industrial, evitando criterios discrecionales y generando incentivos correctos en las actividades de verificación, de tal suerte que en materia de seguridad industrial, deban revisarse periódicamente los mecanismos instrumentados para identificar y controlar riesgos operativos de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. determinarán los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Petróleos Energía determinará los principales proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos que elabore Pemex, con base en su participación porcentual en el portafolio de inversión de estos proyectos o en su importancia estratégica para alcanzar las metas consignadas en la política energética. Por otra parte y en términos de lo dispuesto por la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, publicada en el Diario Oficial de la Federación de 28 de noviembre de 2008, se instituye la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) como órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía. La CNH tiene como objeto fundamental regular y supervisar la exploración y extracción de carburos de hidrógeno, que se encuentren en mantos o yacimientos cualquiera que fuere su estado físico, incluyendo los estados intermedios, y que compongan el aceite mineral crudo, lo acompañen o se deriven de él, así como las actividades de proceso, transporte y almacenamiento que se relacionen 65

66 Prospectiva del mercado de petróleo crudo directamente con los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos. En este contexto, es de resaltar que la CNH se instaló el 20 de mayo de Corresponde a la CNH, entre otras atribuciones, las siguientes: Aportar los elementos técnicos para el diseño y definición de la política de hidrocarburos del país, así como para la formulación de los programas sectoriales en materia de exploración y extracción de hidrocarburos, conforme a los mecanismos establecidos por la Secretaría de Energía; Establecer las disposiciones técnicas aplicables a la exploración y extracción de hidrocarburos, en el ámbito de su competencia y verificar su cumplimiento; Participar, con la Secretaría de Energía, en la política de restitución de reservas de hidrocarburos; Proporcionar a la Secretaría de Energía, el apoyo técnico que le solicite para el cumplimiento de sus funciones; Establecer los lineamientos técnicos que deberán observarse en el diseño de los proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos, escuchando la opinión de Petróleos Mexicanos; Dictaminar técnicamente los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, previo a las asignaciones que otorgue la Secretaría de Energía, así como sus modificaciones sustantivas; Formular propuestas técnicas para optimizar los factores de recuperación en los proyectos de extracción de hidrocarburos; Realizar estudios de evaluación, cuantificación y verificación de reservas del petróleo; Emitir opinión sobre la asignación o cancelación de asignaciones de áreas para fines de explotación y exploración petrolíferas, así como sobre los permisos para el reconocimiento y la explotación superficial a efectos de investigar sus posibilidades petrolíferas; Proponer a la Secretaría de Energía el establecimiento de zonas de reservas petroleras, y Establecer y llevar un Registro Petrolero. Las anteriores atribuciones se reflejan en el Reglamento Interno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, publicado el 28 de agosto de 2009, en el DOF, en el que se establece las bases para el funcionamiento de la CNH, así como su organización, las facultades de sus Comisionados y de sus funcionarios. En el ejercicio de sus atribuciones, la CNH publicó en el DOF los siguientes instrumentos normativos: El 21 de diciembre 2009 se publicaron los Lineamientos técnicos para el diseño de los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos y su dictaminación. Dichos Lineamientos tienen por objeto establecer los elementos específicos que deberán contener los proyectos de exploración y explotación que Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios presenten para su dictaminación a la Comisión, así como los procedimientos que ésta observará durante la revisión de los mismos. El 4 de diciembre 2009 se publicaron las Disposiciones Técnicas para Evitar y Reducir la Quema y el Venteo de Gas en los Trabajos de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. Dichas disposiciones tienen por objeto que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios realicen la planificación sobre la forma en la que deberán conservar el valor económico del gas presente en los yacimientos objeto de trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, en tanto que es patrimonio de la nación; buscando siempre la maximización de su valor económico una vez que sea producido. 66

67 Secretaría de Energía Las acciones que se han tomado hasta el momento para reducir la quema y venteo de gas son las siguientes: Se ha determinado como límite máximo permitido para la quema de gas asociado en Pemex Exploración y Producción para 2010, sin incluir al Activo Integral Cantarell, 141 millones de pies cúbicos diarios(mmpcd), que corresponde a 95.3% de aprovechamiento de gas asociado 50. Se han conformado, al interior de Pemex Exploración y Producción, los grupos de trabajo para atender los asuntos relacionados con las disposiciones. Actualmente, la Comisión Nacional de Hidrocarburos está revisando y validando los manifiestos en los que se plasman las actividades e inversiones requeridas para alcanzar las metas de aprovechamiento de gas por Activo para Régimen jurídico de Pemex Ley de Petróleos Mexicanos Como parte de la estructura organizacional del sector energético, el Congreso de la Unión aprobó la Ley de Petróleos Mexicanos, basada en los principios constitucionales que le otorgan facultades únicamente al Estado para desarrollar actividades en las áreas estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y petroquímica básica, precisando que dichas actividades se desarrollan a través de esa paraestatal y de sus organismos subsidiarios. La definición de los organismos subsidiarios deja de imponerse de manera rígida en la ley, por lo que corresponderá al Consejo de Administración la facultad de determinar su estructura organizacional y, de darse el caso, proponer al Ejecutivo Federal la creación de tales organismos, según las particularidades y necesidades de cada momento. Asimismo, se mantiene la estructura actual del Consejo de Administración. Sin embargo, en congruencia con el establecimiento de un régimen de gobierno corporativo, se establece la adición de cuatro consejeros profesionales. Respecto al régimen de deuda, se liberó a Pemex de las autorizaciones intermedias ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. En cambio, se limita a dicha Secretaría a que únicamente apruebe lineamientos específicos respecto a las características de su endeudamiento. Un cambio importante es que Pemex podrá realizar las negociaciones y gestiones necesarias para acudir al mercado externo de dinero y contratar los financiamientos que requiera, sin la autorización de dicha Secretaría, manteniendo solamente la obligación de registrar tales operaciones. Por otra parte, la creación de diversos comités refleja una real innovación en Pemex que tiene como consecuencia la adecuada instrumentación del gobierno corporativo. 50 El aprovechamiento de 95.3%, que corresponde al límite máximo permitido para la quema de gas, se refiere a un cálculo que considera el gas enviado a la atmósfera, excluyendo el de Cantarell, respecto a la producción nacional de gas asociado, sin incluir Cantarell. Por otra parte, la meta prevista para 2024 en la Estrategia Nacional de Energía, de 99.4% de aprovechamiento, se refiere al gas natural nacional enviado a la atmósfera respecto a la producción nacional del hidrocarburo. 67

68 Prospectiva del mercado de petróleo crudo La paraestatal podrá celebrar contratos con personas físicas o morales. En este sentido, la Nación mantendrá en todo momento el dominio directo de los hidrocarburos. La Ley de Petróleos Mexicanos señala, en términos generales, lo siguiente: La Ley tiene como objeto regular la organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de Petróleos Mexicanos, así como fijar las bases generales aplicables a sus organismos subsidiarios. Petróleos Mexicanos y los organismos subsidiarios que se constituyan se sujetarán, en primer término, a lo establecido en esta Ley, su Reglamento y, sólo en lo no previsto, a las disposiciones legales que por materia corresponda. Los organismos subsidiarios también se sujetarán a las disposiciones de los respectivos decretos del Ejecutivo Federal. El Estado realizará las actividades que le corresponden en exclusiva en el área estratégica del petróleo, demás hidrocarburos y la petroquímica básica, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios. Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios, que tiene por objeto llevar a cabo la exploración, la explotación y las demás actividades a que se refiere el párrafo anterior, así como ejercer la conducción central y dirección estratégica de la industria petrolera. Petróleos Mexicanos podrá contar con organismos descentralizados subsidiarios para llevar a cabo las actividades que abarca la industria petrolera. Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, de acuerdo con sus respectivos objetos, podrán celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos y suscribir títulos de crédito, manteniendo en exclusiva la propiedad y el control del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos, con sujeción a las disposiciones aplicables. Los organismos subsidiarios de Pemex serán creados por el Titular del Ejecutivo Federal, a propuesta del Consejo de Administración, con el objeto de llevar a cabo las actividades en las áreas estratégicas de la industria petrolera estatal. Las actividades de Petróleos Mexicanos de fabricación de productos petroquímicos distintos de la petroquímica básica también serán realizadas por organismos subsidiarios; estos organismos podrán realizar las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización de los productos señalados. Pemex será dirigido y administrado por un Consejo de Administración y un Director General, nombrado por el Ejecutivo Federal. El Consejo de Administración se compondrá 15 miembros propietarios, de los cuales 6 serán representantes del Estado, designados por el Ejecutivo Federal; 5 representantes del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) y 4 consejeros profesionales designados por el Ejecutivo Federal, ratificados por la Cámara de Senadores o, en sus recesos, por la Comisión Permanente. El Presidente del Consejo será el Titular de la Secretaría de Energía, quien tendrá voto de calidad en caso de empate. Los consejos de administración de los organismos subsidiarios se integrarán con: El Director General de Petróleos Mexicanos, quien los presidirá; representantes del Estado, designados por el Ejecutivo Federal y al menos dos consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal, que representarán al Estado. En todo caso, Petróleos Mexicanos contará con los comités de: I. Auditoría y Evaluación del Desempeño; II. Estrategia e Inversiones; 68

69 Secretaría de Energía III. Remuneraciones; IV. Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios; V. Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable; VI. Transparencia y Rendición de Cuentas, y VII. Desarrollo e Investigación Tecnológica. La vigilancia interna y externa de Petróleos Mexicanos se realizará por: El Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño; un Comisario; el Órgano Interno de Control; la Auditoría Superior de la Federación y el Auditor Externo. Los bonos ciudadanos previstos en la Ley tendrán como finalidad poner a disposición de los mexicanos, de manera directa, los beneficios de la riqueza petrolera nacional, permitiéndoles, a la vez, dar seguimiento al desempeño de Pemex, por lo que constituyen un instrumento de vinculación y transparencia social para el organismo; serán títulos de crédito que otorgarán a sus tenedores una contraprestación vinculada con el desempeño del organismo; las contraprestaciones que se consignen en los bonos por ningún motivo y en ningún caso otorgarán o concederán a sus tenedores derechos corporativos, ni sobre la propiedad, control o patrimonio de Pemex, o bien sobre el dominio y la explotación de la industria petrolera estatal. Conforme a los principios de eficiencia y eficacia en el ejercicio del gasto público, Petróleos Mexicanos tomará las medidas necesarias para incrementar la participación de proveedores y contratistas nacionales en las obras, bienes y servicios que requiere la industria petrolera, de una forma competitiva y sustentable, atendiendo para tal efecto las características, complejidad y magnitud de sus proyectos, con base en las políticas y los programas que en esta materia establezca el Gobierno Federal. Las adquisiciones, arrendamientos y prestación de servicios, así como las obras y servicios relacionados con las mismas que requiera contratar Pemex y sus organismos subsidiarios tratándose exclusivamente de las actividades sustantivas de carácter productivo, así como de la petroquímica distinta de la básica, se regirán conforme a lo dispuesto por este y, su reglamento y las disposiciones que emita el Consejo de Administración; la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas se aplicarán en sus términos, según corresponda, para las adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios que no formen parte de las actividades sustantivas de carácter productivo, así como de la petroquímica distinta de la básica. Pemex y sus organismos subsidiarios podrán celebrar con personas físicas o morales los contratos de obras y prestación de servicios que la mejor realización de sus actividades requiere, con las restricciones y en los términos del artículo 6 de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, sujetándose a lo siguiente: 1. Se mantendrá en todo momento, el dominio directo de la Nación sobre los hidrocarburos. 2. No se concederá derecho alguno sobre las reservas petroleras. 3. Se mantendrá, en todo momento, el control y la dirección de la industria petrolera. 4. Las remuneraciones que en los contratos se establezcan serán siempre en efectivo, por lo que en ningún caso podrá pactarse como pago por los servicios que se presten o las obras que se ejecuten, un porcentaje de la producción o del valor de las ventas de los hidrocarburos ni de sus derivados o de las utilidades de la entidad contratante. 5. No se otorgarán derechos de preferencia de ningún tipo para la adquisición del petróleo o sus derivados, o para influir en la venta a terceras personas. 69

70 Prospectiva del mercado de petróleo crudo No se suscribirán contratos que contemplen esquemas de producción compartida ni asociaciones en las áreas exclusivas y estratégicas a cargo de la Nación señaladas en el artículo 3 de la Ley Reglamentaria. Las remuneraciones de los contratos de obras y prestación de servicios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán sujetarse a las siguientes condiciones: 1. Deberán pactarse siempre en efectivo, ser razonables en términos de los estándares o usos de la industria y estar comprendidas en el Presupuesto autorizado de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios; 2. Serán establecidas a través de esquemas fijos o fórmulas predeterminadas con las que se obtenga un precio cierto, de conformidad con la legislación civil; 3. Los contratos de obra plurianuales podrán estipular revisiones necesarias por la incorporación de avances tecnológicos o la variación de precios de mercado de los insumos o equipos utilizados en los trabajos correspondientes u otros que contribuyan a mejorar la eficiencia del proyecto, con base en los mecanismos para el ajuste de costos y fijación de precios autorizados por el Consejo de Administración; 4. Deberán establecerse a la firma del contrato; 5. Se incluirán penalizaciones en función del impacto negativo de las actividades del contratista en la sustentabilidad ambiental y por incumplimiento de indicadores de oportunidad, tiempo y calidad, y 6. Sólo se podrán incluir compensaciones adicionales cuando: a) El contratante obtenga economías por el menor tiempo de ejecución de las obras; b) El contratante se apropie o se beneficie de nuevas tecnologías provistas por el contratista, o c) Concurran otras circunstancias atribuibles al contratista que redunden en una mayor utilidad de Pemex y en un mejor resultado de la obra o servicio, y siempre que no se comprometan porcentajes sobre el valor de las ventas o sobre la producción de hidrocarburos. Las posibles compensaciones deberán establecerse expresamente a la firma del contrato. Los contratos que no observen las disposiciones antes mencionadas serán nulos de pleno derecho. En resumen, la nueva Ley de Petróleos Mexicanos tiene entre sus objetivos principales los siguientes: a) instalar una nueva estructura administrativa con mayores facultades de decisión y administración, lo cual incluye un nuevo esquema de gobierno corporativo, una nueva conformación del Consejo de Administración, y la integración de siete comités de apoyo al Consejo, b) crear un régimen contractual específico para enfrentar con mayor flexibilidad la incertidumbre que caracteriza la industria petrolera, optar por modalidades especiales de contratación y tener esquemas de contratación más eficientes, c) dotar de mayor autonomía para integrar y ejecutar su presupuesto, d) permitirle una mayor capacidad de ejecución e) crear un régimen específico de deuda, f) establecer nuevos esquemas para impulsar proveedores y contratistas, y g) ofrecer a la industria de los fertilizantes un suministro confiable y contratos con el propósito de apoyar a los productores agropecuarios. Adicionalmente, en términos de las reformas a las Leyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, publicadas en el DOF el 28 de noviembre de 2008, las adquisiciones, arrendamientos y servicios y las obras públicas y servicios relacionados con las mismas, relativos a las actividades sustantivas de carácter productivo a que se refieren los artículos 3o. y 4o. de la Ley Reglamentaría del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo que realicen Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios quedan excluidos de la aplicación de esos ordenamientos, por lo que se regirán por lo dispuesto en su Ley, salvo en lo que expresamente ésta remita a dichos ordenamientos. 70

71 Secretaría de Energía El 4 de septiembre de 2009 se publicó en el DOF, el Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos. Este ordenamiento tiene por objeto reglamentar dicha Ley y será de observancia general y obligatoria para Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y para las personas que mantengan relaciones con dichos Organismos Descentralizados. Dicho Reglamento consta de nueve capítulos y once artículos transitorios: a) Capítulo I. Disposiciones Generales b) Capítulo II. Del Gobierno Corporativo de Petróleos Mexicanos c) Capítulo III. De la Planeación, Presupuestación y Financiamiento de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios d) Capítulo IV. De los Procedimientos para la Contratación de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo e) Capítulo V. De la Administración del Patrimonio de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios f) Capítulo VI. De la Constitución y Participación de Petróleos Mexicanos en sociedades mercantiles g) Capítulo VII. Del Desarrollo Sustentable, la Protección Ambiental, la Salud en el Trabajo y la Seguridad Industrial h) Capítulo VIII. De las Ventas de Azufre i) Capítulo IX. Del Control, Vigilancia y Evaluación del Desempeño Entre los nuevos contenidos del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos se destacan los siguientes: comprenden la Industria Petrolera Estatal, la petroquímica distinta de la básica y las demás que Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios deban realizar de conformidad con lo dispuesto en los artículos 3o. y 4o. de la Ley Reglamentaria, respecto a las cuales será aplicable el nuevo régimen de contratación. Se establece que las remuneraciones en los nuevos esquemas contractuales se podrán fijar en función de indicadores, los cuales podrán referirse a productividad, capacidad, reserva incorporada, recuperación de reservas, tiempos de ejecución, ahorro de costos y otros que redunden en una mayor utilidad para Pemex o contribuyan a mejorar los resultados de un proyecto. Se precisa que la Industria Petrolera Estatal es el conjunto de actividades que le corresponden a Petróleos Mexicanos y a sus Organismos Subsidiarios de manera exclusiva respecto de los hidrocarburos propiedad de la Nación, de conformidad con lo previsto en los artículos 2o. y 3o. de la Ley Reglamentaria. Se establece que la Secretaría de Agricultura, Ganadería, Pesca y Alimentación (SAGARPA) podrá establecer un registro público de productores nacionales de fertilizantes nitrogenados interesados en adquirir azufre de Petróleos Mexicanos Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos Derivado de las reformas y la creación del nuevo esquema corporativo de Pemex, su Estatuto Orgánico, publicado en el DOF el 24 de septiembre de 2009, establece la estructura, bases de organización y funciones de las unidades administrativas de Pemex, así como las atribuciones y reglas internas de su Consejo de Administración. 71

72 Prospectiva del mercado de petróleo crudo En tal virtud, dicho Estatuto determina: 1) Las atribuciones y funciones del Consejo de Administración; las Funciones del Presidente, del Secretario y Prosecretario del Consejo; el funcionamiento del Consejo, los Comités y Consejeros Profesionales del Consejo; 2) Las atribuciones y funciones del Director General de Pemex; 3) Las funciones de los Directivos y Personal de Pemex; 4) La Estructura Orgánica de Pemex; 5) Los sistemas institucionales; 6) Los servicios y normatividad interna; 7) La representación y suplencias; y 8) La vigilancia de Pemex. Este nuevo esquema de organización permite que Pemex se sujete a criterios de racionalidad, austeridad y disciplina presupuestaria; establece lineamientos y políticas a las cuales se sujetarán las atribuciones y funciones del Consejo, las cuales comprenden, entre otras, emitir la propuesta del comité correspondiente, las políticas y lineamientos en materia de programas y proyectos de inversión, contratación de tercero experto independiente, prelación entre los proyectos de gran magnitud y alta prioridad y otros proyectos relevantes, así como los criterios para definir los casos y la etapa de la fase de los proyectos y programas de inversión de los organismos subsidiarios que deberán ser aprobados por el Consejo de Administración, previo acuerdo del Consejo de Administración del organismo subsidiario correspondiente. De igual manera, la estructura orgánica básica de Pemex tendrá las unidades administrativas siguientes: 1) La Dirección General, 2) La Dirección Corporativa de Administración, 3) La Dirección Corporativa de Finanzas, 4) La Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, 5) La Dirección Corporativa de Operaciones, 6) La Oficina del Abogado General, 7) La Gerencia de Comunicación Social y 8) El Órgano Interno de Control Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones Petróleos Mexicanos, previa opinión del Comité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de dicho Organismo, publicó en el DOF el pasado 6 de enero de 2010 las Disposiciones administrativas de contratación en materia de adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios de las actividades sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Las Disposiciones Administrativas fueron reformadas y dadas a conocer nuevamente el 10 de marzo de El objetivo de las Disposiciones Administrativas de Contratación es regular las adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios que requieran contratar tratándose de las Actividades Sustantivas de Carácter Productivo, previstas en el artículo 51 de la Ley de Petróleos Mexicanos y serán la guía para los procedimientos de contratación y para la elaboración, asignación y ejecución de los contratos. 72

73 Secretaría de Energía Obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex Por lo que respecta a las obligaciones fiscales y presupuestarias de Pemex, se encuentran establecidas en los preceptos jurídicos siguientes: a) Ley de Ingresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente); b) Ley Federal de Derechos; c) Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria; d) Presupuesto de Egresos de la Federación (para el Ejercicio Fiscal correspondiente). a) Ley de Ingresos de la Federación La Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2010, en su artículo 7o, obliga a Pemex y sus organismos subsidiarios al pago de contribuciones y sus accesorios, de productos y de aprovechamientos, excepto el impuesto sobre la renta, de acuerdo con las disposiciones que los establecen y con las reglas que al efecto expida la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, además, estarán a lo siguiente: De acuerdo con lo establecido en el artículo 260 de la Ley Federal de Derechos, Pemex-Exploración y Producción deberá realizar los anticipos que se señalan en el siguiente párrafo. A cuenta del derecho ordinario sobre hidrocarburos a que se refiere el artículo 254 de la Ley Federal de Derechos, Pemex-Exploración y Producción deberá realizar pagos diarios, incluyendo los días inhábiles, por 498 millones 772 mil pesos durante el año. Además, el primer día hábil de cada semana del ejercicio fiscal deberá efectuar un pago de 3 mil 500 millones 993 mil pesos. A su vez, se prevé que cuando el Ejecutivo Federal, en ejercicio de las facultades a que se refiere el artículo 131 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, establezca impuestos a la exportación de petróleo crudo, gas natural y sus derivados, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios deberán determinarlos y pagarlos a más tardar el último día hábil del mes siguiente a aquél en que se efectúe la exportación. Para dar cumplimiento a lo establecido en el artículo 257, último párrafo, de la Ley Federal de Derechos se establece que la plataforma de extracción y de exportación de petróleo crudo durante 2010 será por una estimación máxima de 2.5 y 1.1 millones de barriles diarios en promedio, respectivamente. Finalmente, cabe destacar que se aplicará lo establecido en esta Ley a los ingresos que por cualquier concepto reciban las entidades de la Administración Pública Federal paraestatal que estén sujetas a control en los términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, de su Reglamento y del Decreto de Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010, entre las que se comprende a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios. b) Ley Federal de Derechos En la Ley Federal de Derechos, en lo referente a hidrocarburos, se establecen las obligaciones que le corresponden a Pemex Exploración y Producción (PEP), mismas que se especifican en el cuadro 11: 73

74 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Derechos a cargo de PEP Pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos Pago anual del derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía Pago anual del derecho para la fiscalización petrolera Pago anual del derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización Pago anual del derecho extraordinario sobre la exportación de petróleo crudo Pago anual del derecho sobre extracción de hidrocarburos 3 Pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos 3 Pago anual del derecho adicional sobre hidrocarburos 3 Cuadro 11 Obligaciones de PEP Concepto PEP estará obligado al pago anual del derecho ordinario sobre hidrocarburos, aplicando la tasa de 73% a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año y las deducciones permitidas 1. PEP estará obligado al pago anual del derecho para la investigación científica y tecnológica en materia de energía, aplicando la tasa del 0.40% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año 2. Aplicando la tasa de 0.003% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el año. Cuando en el año el precio promedio ponderado del barril de petróleo crudo exportado exceda de dólares de los Estados Unidos de América. Cuando en el mercado internacional el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano exceda del precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1 de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, el derecho se calculará aplicando la tasa de 13.1% sobre el valor que resulte de multiplicar la diferencia que exista entre el precio promedio ponderado anual del barril de petróleo crudo mexicano y el precio considerado en la estimación de los ingresos contenidos en el artículo 1o. de la Ley de Ingresos de la Federación del ejercicio fiscal de que se trate, por el volumen total de exportación acumulado de petróleo crudo mexicano en el mismo ejercicio. Se aplica la tasa del 15% al valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en cada campo, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe Pemex Exploración y Producción, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos. Se calculará aplicando la tasa del 30%, a la diferencia que resulte entre el valor anual del petróleo crudo y gas natural extraídos en el campo de que se trate, incluyendo el consumo que de estos productos efectúe Pemex Exploración y Producción, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos y las deducciones permitidas en el artículo 257 quáter de la Ley Federal de Derechos. Aplica cuando el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído en el campo de que se trate sea mayor a 60 dólares de los Estados Unidos de América. Este último monto se 74

75 Secretaría de Energía actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América. 4 1 Los conceptos que son deducibles para la determinación de la base de este derecho se enlistan en el artículo 254 de la Ley Federal de Derechos con disposiciones al texto vigente del artículo Cuarto Transitorio, publicado en el DOF del 27 de noviembre de A partir del 1 de enero de 2008 y hasta 2011, conforme al Artículo Sexto Transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el DOF del 1 de octubre de 2007, se aplicará una tasa diferenciada para cada año. En 2010 la tasa anual será de 0.40%, cuya recaudación se distribuirá en: 63% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía- Hidrocarburos, cuyo objeto será: a) La investigación científica y tecnológica aplicada, tanto a la exploración, explotación y refinación de hidrocarburos, como a la producción de petroquímicos básicos y b) La adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico en las materias señaladas en el inciso anterior; 2% al fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Hidrocarburos para la formación de recursos humanos especializados en la industria petrolera; 15% al fondo de investigación científica y desarrollo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo y 20% al Fondo Sectorial Conacyt-Secretaría de Energía-Sustentabilidad Energética, cuyo objeto será: a) La investigación científica y tecnológica aplicada, tanto a fuentes renovables de energía, eficiencia energética, uso de tecnologías limpias y diversificación de fuentes primarias de energía y b) La adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico de las materias señaladas en el inciso anterior. 3 Aplica en la extracción de petróleo crudo y gas natural de los siguientes campos: i) como una sola unidad, la totalidad de los campos en el Paleocanal de Chicontepec como se define en el artículo 258 Bis de la Ley Federal de Derechos, con excepción de aquéllos que hayan sido expresamente segregados como campos de extracción de petróleo crudo y gas natural de por lo menos 5 minutos de latitud por 5 minutos de longitud de superficie, mediante declaración de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, previa autorización de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público; ii) Los campos en el Paleocanal de Chicontepec que hayan sido segregados conforme a lo establecido en la fracción anterior. En el caso de estos campos, para efectos de lo que se determina en el párrafo segundo del artículo 257 Quáter, la producción acumulada de dicho campo se considerará como la producción acumulada a partir del inicio de operaciones, y en ningún caso a partir de que hayan sido segregados, y iii)los campos en aguas profundas, como se define en el artículo 258 Bis de la Ley Federal de Derechos. 4 Este derecho se calculará aplicando una tasa de 52% al resultado que se obtenga de realizar el siguiente procedimiento: i) Se calculará la diferencia entre el valor promedio acumulado anual del petróleo crudo equivalente por barril extraído en el campo de que se trate y 60 dólares de los Estados Unidos de América. Este último monto se actualizará cada ejercicio empleando para tal efecto el índice de precios al productor de los Estados Unidos de América, y ii) El resultado que se obtenga conforme a la fracción anterior se multiplicará por el volumen de petróleo crudo equivalente extraído en el campo de que se trate en el año, incluyendo el consumo que de este producto efectúe Pemex Exploración y Producción, así como las mermas por derramas o quema de dichos productos. Fuente: Ley Federal de Derechos, texto vigente publicado 27 de noviembre de 2009 en el DOF. Cabe mencionar que, para los efectos del pago anual del derecho especial sobre hidrocarburos, cuando la producción acumulada del campo de que se trate sea mayor a 240 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, se aplicará la tasa de 36% al valor de la producción que exceda de dicho monto. Asimismo es importante explicar que la aplicación de los pagos anuales de derechos sobre extracción de hidrocarburos, derecho especial sobre hidrocarburos y derecho adicional sobre hidrocarburos, para efectos de la Ley de Derechos considera: I) Campos en aguas profundas, aquellos campos de extracción de petróleo crudo y/o gas natural que, en promedio, sus pozos se encuentren ubicados en zonas con un tirante de agua superior a 500 metros, y ii) Campos en el Paleocanal de Chicontepec, aquellos campos de extracción de petróleo crudo y/o gas natural ubicados en los municipios de Castillo de Teayo, Coatzintla, Coyutla, Chicontepec, Espinal, Ixhuatlán de Madero, Temapache, Papantla, Poza Rica de Hidalgo, Tepetzintla o Tihuatlán, en el Estado de Veracruz de Ignacio de la Llave, o en los municipios de Francisco Z. Mena, Pantepec o Venustiano Carranza, en el Estado de Puebla. Para los efectos del artículo 2 de la Ley de Coordinación Fiscal, a la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos, por el derecho especial sobre hidrocarburos y por el derecho adicional sobre hidrocarburos a que se refieren los artículos 254, 257 Quáter y 257 Séptimus de la Ley de Derechos, respectivamente, se le aplicará la tasa de 83.28%; el monto que resulte de esta operación se considerará como recaudación federal participable. 75

76 Prospectiva del mercado de petróleo crudo El 3.17% de la recaudación obtenida por el derecho ordinario sobre hidrocarburos, por el derecho especial sobre hidrocarburos y por el derecho adicional sobre hidrocarburos a que se refieren los artículos anteriormente citados, se multiplicará por el factor de ; el monto que resulte de esta operación se destinará a los municipios colindantes con la frontera o litorales por los que se realice materialmente la salida del país de los hidrocarburos. Pemex Exploración y Producción debe informar mensualmente a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público los montos y los Municipios a que se refiere el párrafo anterior. El Ejecutivo Federal a través de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público publicará, en los Informes sobre la Situación Económica, las Finanzas Públicas y la Deuda Pública, la información que se derive de la presentación de las declaraciones a que se refiere la Ley Federal de Derechos. c) La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria La Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria prevé que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), podrá autorizar erogaciones adicionales a las aprobadas en el Presupuesto de Egresos con cargo a los excedentes que, en su caso, resulten de los ingresos autorizados en la Ley de Ingresos de la Federación o de excedentes propios de las entidades. Cuadro 12 Destino de los excedentes petroleros Destino de ingresos excedentes Monto de reserva en pesos Porcentaje Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros Programas y proyectos de inversión en infraestructura y equipamiento de las entidades federativas Fuente: Sener. Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 3.25 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio. Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 3.25 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio. Igual al producto de la plataforma de producción de hidrocarburos líquidos estimada para el año, expresada en barriles, por un factor de 6.50 por el tipo de cambio del dólar estadounidense respecto al peso esperado para el ejercicio. Conforme a la estructura porcentual que se derive de la distribución del Fondo General de Participaciones reportado en la Cuenta Pública más reciente. d) Presupuesto de Egresos de la Federación El Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal 2010 señala que Pemex y sus organismos subsidiarios se sujetarán a las erogaciones y a las metas de balance primario y financiero aprobadas en ese Presupuesto y, para su ejercicio, control y evaluación, así como para la elaboración del anteproyecto de presupuesto del próximo ejercicio fiscal, observarán lo dispuesto en la Ley de Petróleos Mexicanos y la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. 25% 25% 40% 10% 76

77 Secretaría de Energía A efecto de que Pemex mantenga sus metas y pueda tomar medidas en caso de que durante el ejercicio se presente una disminución de los ingresos netos previstos en su presupuesto por condiciones de mercado, deberá apegarse a lo dispuesto en el artículo 21 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Asimismo, para efectos de la evaluación de estas metas se tomarán en cuenta las siguientes consideraciones: I. La cantidad que exceda del monto correspondiente a la importación de mercancía para reventa por $182,290,842,161.00, no se considerará para evaluar el cumplimiento de las metas de balance primario y financiero; y, II. En caso de que durante el ejercicio fiscal se presenten retrasos en la cobranza por ventas de combustibles realizadas a organismos públicos del sector eléctrico, dicho retraso no se considerará para evaluar las metas de balance primario y financiero. En caso de que dichas condiciones sean ajenas a la operación de esta entidad, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público determinará el mecanismo para evaluar las metas de balance primario y financiero Normas de Referencia Con fundamento en la Ley Federal Sobre Metrología y Normalización, Pemex y sus organismos subsidiarios deben constituir comités de normalización para la elaboración de las normas de referencia, conforme a las cuales adquieran, arrienden o contraten bienes o servicios, cuando las normas mexicanas o internacionales no cubran los requerimientos de las mismas, o bien las especificaciones contenidas en dichas normas se consideren inaplicables u obsoletas, así como especificaciones técnicas, en caso de no estar elaboradas las respectivas normas de referencia. Estas normas tienen por objeto especificar los materiales de construcción de instalaciones asociadas a las actividades de exploración y producción, instrumentos, sistemas de protección, manejo de residuos, sistemas de tratamiento de aguas residuales, entre otras, de acuerdo al programa de trabajo correspondiente. De acuerdo a lo anterior, los responsables de elaborar las bases de licitaciones públicas deberán incluir en la parte correspondiente de las mismas, un párrafo estipulando las normas aplicables a la misma. En el Anexo 3.A se muestran aquellas Normas de Referencia importantes que están relacionadas con la actividad de Pemex Exploración y Producción Normas ecológicas A la actividad de exploración, explotación, proceso, transporte y distribución del petróleo, le son aplicables los ordenamientos jurídicos en materia ambiental, expedidos en los tres niveles de gobierno, toda vez que la ecología es una materia concurrente. Disposiciones en materia ecológica Normas Oficiales Mexicanas, en materia ambiental (véase Anexo 3.B) Acuerdos o Convenios de Coordinación o Concertación Norma Mexicana NMX- L-169-SCFI Establece los requisitos mínimos para aislar adecuadamente, definitiva o temporalmente, las formaciones atravesadas en la perforación, terminación y mantenimiento de pozos) 77

78 Prospectiva del mercado de petróleo crudo

79 Secretaría de Energía CAPÍTULO TRES Mercado nacional de petróleo crudo En el caso de México, Petróleos Mexicanos (Pemex) es la empresa paraestatal encargada de llevar a cabo todas las actividades relacionadas con la exploración y explotación de hidrocarburos en el territorio nacional. Esto genera una serie de retos, ya que a diferencia de las compañías petroleras internacionales, Pemex, para ser exitosa en la consecución de sus objetivos de negocio, debe lograr el equilibrio entre los diferentes roles que juega en la economía nacional, en donde participan múltiples actores y grupos de interés, con influencia en las decisiones estratégicas. Pemex busca mantener su sustentabilidad de largo plazo en un entorno en el que es el principal proveedor de energía del país, jugando un papel preponderante para el crecimiento de la economía y la seguridad energética, ya que es el principal contribuyente a las finanzas públicas y es el responsable del suministro de los principales petrolíferos. El presente capítulo presenta un análisis del comportamiento del mercado de petróleo crudo en la actualidad y la evolución de la producción y las reservas de hidrocarburos nacionales en los últimos 10 años, con el fin de presentar la situación que enfrentará tanto el país como Pemex. Además, se presentan además los resultados de las actividades de exploración y explotación que indican las tendencias de integración de reservas y producción de crudo en el mediano y largo plazo. Por otra parte se ilustra la evolución histórica de la demanda del mercado interno, se caracteriza la oferta de manera detallada por región y por tipo de crudo, además de mostrar el destino de las exportaciones. 3.1 Evolución de las reservas de crudo al primero de enero, Cada año Pemex Exploración y Producción (PEP) presenta su reporte de reservas 51 de hidrocarburos, con base en los lineamientos y definiciones de la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Council (WPC); organismos con los que México mantiene activas relaciones de trabajo y cooperación. 51 Todos los valores de reservas, a excepción de reservas probadas son preliminares, ya que las cifras de reservas probables y posibles están sujetas a revisión y aprobación por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) 79

80 Prospectiva del mercado de petróleo crudo En la determinación de las reservas probadas se hace uso de los nuevos lineamientos y definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) organismo estadounidense que regula los mercados de valores y financieros de ese país. Para las reservas probables y posibles se utilizan las definiciones de la American Association of Petroleum Geologist (AAPG), la Society of Petroleum Engineers (SPE) y el World Petroleum Council (WPC). Esta actividad se ha venido realizando desde 2002, además de que Pemex desde 2004, somete los reportes emitidos hacia la SEC a una certificación anual por compañías consultoras externas. En adición, con la reforma energética, aprobada durante 2008, se creó la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), quien, entre otras actividades, se encarga de revisar los datos de reservas presentados por Pemex, para que posteriormente la Secretaría de Energía presente un reporte definitivo sobre las reservas de la nación. definido las siguientes líneas de acción en materia de exploración: Acelerar el desarrollo de nuevas reservas a través de procesos encaminados a establecer las mejores estrategias de explotación de estos campos. Acelerar los trabajos exploratorios en la parte profunda del Golfo de México, a través de intensificar la adquisición sísmica y la perforación de pozos exploratorios. Mejorar el éxito exploratorio a través de una exploración dirigida hacia áreas específicas y la incorporación de tecnologías robustas. Acelerar la delimitación de los descubrimientos para reducir la incertidumbre en su desarrollo. Aumentar el nivel de incorporación de reservas de aceite en aguas someras y áreas terrestres Reservas Totales Las reservas totales son el resultado de la adición de las reservas probadas, probables y posibles, también llamadas 3P. Estas se reportan en millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) ya que incorporan volúmenes de aceite ó petróleo crudo, el gas seco en su equivalente líquida, los líquidos de planta y los condensados, donde predominan las reservas de aceite sobre el resto de los hidrocarburos. Al 1 de enero de 2010 las reservas totales, publicadas por Pemex, alcanzaron 43,074.7 mmbpce, registrando una disminución de 1.1% con respecto al año anterior. La aportación por tipo de fluido al cierre de 2009, presenta al aceite crudo como el volumen principal con 70.8% del total, seguido del gas seco equivalente con 20.0%, los líquidos de planta representan 8.3% y los condensados 0.9%. En el cuadro 13 se muestra la evolución de las reservas totales por tipo de fluido de los últimos 10 años. 80

81 Secretaría de Energía Cuadro 13 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas totales de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo equivalente) Concepto tmca Total 58, , , , , , , , , , , Aceite 41, , , , , , , , , , , Condensado 1, , , Liquidos de planta 4, , , , , , , , , , , Gas seco equivalente 10, , , , , , , , , , , cifras al 1 de enero de cada año. Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las Reservas de hidrocarburos de México, varios años. El volumen de reservas totales remanentes disminuyó 15,129.4 mmbpce en el período , equivalente a una reducción de 26.0%. De este volumen 10,998.0 millones de barriles (mmb) corresponden a la disminución de reservas de aceite (72.7%), la reducción de reservas de gas seco equivalente fue de 2,075.5 mmbpce (13.7%), las reservas correspondientes a los líquidos de planta registraron un decremento de 1,274.5 mmbpce (8.4%) y las de condensados una reducción de mmbpce (5.2%). La disminución en el volumen de reservas totales al 1 de enero de 2010 fueron resultado, en gran parte, de la producción de 1,378.4 mmbpce, del desarrollo y delimitación de reservas por mmbpce, de las revisiones por mmbpce. La incorporación de reservas por descubrimientos por 1,773.9 mmbpce, restituyeron 128.7% la producción de De esta forma, tomando en cuenta las adiciones, revisiones y desarrollos se registró una restitución de mmbpce en reservas 3P quedando una tasa de restitución integrada de 64.6% para esta clasificación. Esta tasa se incrementó 76.5% con respecto al año pasado debido a que la producción disminuyó, las incorporaciones aumentaron y las reducciones por desarrollo y revisiones fueron menores en La complejidad técnica y los costos de los nuevos proyectos de exploración y representan una limitante para el incremento de descubrimientos. La distribución regional de las reservas totales indica que las Regiones Marinas Noreste y Suroeste concentran el 42.1% del total con 18,108.0 mmbpce, de los cuales 12,097.2 mmbpce (28.1%), fueron aportación de la Región Marina Noreste y 6,010.8 mmbpce, (14.0%) de la Región Marina Suroeste. Las Regiones Norte y Sur complementan con 57.9%, con un volumen de 24,966.6 mmbpce, de los cuales la Región Sur aporta 5,824.3 mmbpce (13.5%). Cabe destacar que la Región Norte hasta el primero de enero de 2010, es la más importante en volumen de reserva con una aportación de 19,142.4 mmbpce, representando 44.4% del total. Del total de adiciones a las reservas totales por descubrimientos en 2009, las Regiones Marinas Noreste y Suroeste alcanzaron los 1,307.2 mmbpce, lo que representa el 73.7% del total nacional, la Región Norte incorporó 63.4 mmbpce que representa el 3.6% y la Región Sur aportó mmbpce equivalente a 22.7%. Esta última región aumentó más de tres veces las adiciones en comparación con lo registrado en En 2009, las reservas totales se integraron con 32.5% de reservas probadas, 33.0% de reservas probables y 34.5% de reservas posibles (véase gráfica 12). 81

82 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Gráfica 12 Reservas remanentes totales en México al primero de enero de 2010 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) 14, , , , ,992.1 Reservas 1P o probadas Reservas probables Reservas 2P Reservas Posibles Reservas 3P o Totales Fuente: Pemex Exploración y Producción. La aportación en volumen de aceite crudo a las reservas totales reportadas por Pemex fue de 30,497.3 mmb, de los cuales 15,997.9 mmb corresponden a crudo pesado, 10,763.2 mmb a crudo ligero y 3,736.2 mmb a crudo superligero (véase gráfica 13). Así, se reportó un incremento de crudo superligero de 18.8%, y disminuciones de crudo ligero de 1.7% y de crudo pesado de 5.0%, todas las variaciones son con respecto al año anterior. Gráfica 13 Participación porcentual por tipo de crudo de las reservas totales de aceite al primero de enero de 2010 Superligero 12.3% Total 30,497.3 mmb Pesado 52.4% Ligero 35.3% Fuente: Pemex Exploración y Producción. Los cambios en la producción y en las reservas probadas modificaron la relación reserva probada-producción (R/P), o vida media de las reservas probadas, al aumentar de 9.9 años en 2008 a 10.2 años en Cabe mencionar que la 82

83 Secretaría de Energía relación R/P no contempla la declinación de la producción, la incorporación de reservas en el futuro, ni variaciones en los precios de hidrocarburos y costos de operación y transporte 52. Además, es importante mencionar que estos valores se estiman bajo la suposición de una producción constante durante el mismo periodo Reservas probadas De acuerdo con las definiciones de reservas citadas en el anexo 1, las reservas probadas son hidrocarburos, provenientes de yacimientos conocidos, de cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima, con razonable certidumbre, que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada, y bajo las condiciones económicas actuales. Estas reservas son las que aportan la producción y sustentan los proyectos de inversión y se clasifican en desarrolladas y no desarrolladas. Al primero de enero de 2010, las reservas probadas alcanzaron un nivel de 13,992.1 mmbpce con una participación por tipo de fluido de 74.5% para el crudo, 1.8% para los condensados, 7.3% líquidos de planta y 16.4% para la equivalencia a gas seco (véase cuadro 14). Cuadro 14 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probadas de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) Concepto tmca Total 34, , , , , , , , , , , Aceite 24, , , , , , , , , , , Condensado Liquidos de planta 2, , , , , , , , , , , Gas seco equivalente 5, , , , , , , , , , , Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas a partir de la nueva metodología, se considera la tasa media de crecimiento anual desde Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años. Dentro de la clasificación de las reservas probadas están las reservas desarrolladas, que son aquellas que se espera sean recuperadas de los pozos existentes, además de las que puedan ser obtenidas con la infraestructura actual y montos de inversión moderados. Del total de las reservas probadas, 68.8% o 9,626 mmbpce son reservas desarrolladas. De este monto, el 74% se encuentra en los complejos de Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo- Tecominoacan, Ixtal, Bolontikú, Caan, May y Chuc. Por otra parte las reservas probadas no desarrolladas, que son aquellas que se espera producir por medio de pozos futuros sin instalaciones actuales para producción y transporte, representan el 31.2% de las reservas probadas de. De las reservas no desarrolladas, el 57% se encuentran en los complejos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell y Antonio J. Bermúdez y en los campos Jujo-Tecominoacán, Tsimin, Ayatsil, Kayab y Xux 52 Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex. 83

84 Prospectiva del mercado de petróleo crudo La reserva probada de aceite crudo alcanzó 10,419.6 mmb, compuesta principalmente de petróleo crudo pesado cuya participación en las reservas probadas fue de 62.2%, seguido del crudo ligero con 29.0% y por último el crudo superligero con 8.8%(véase gráfica 14). Durante los últimos 10 años, la participación promedio histórica registrada por las reservas probadas de aceite es de 72.9%, para las de gas 16.7%, líquidos de planta 7.8% y condensados 2.6%. La mayor parte de la reserva probada de crudo pesado la aporta la Región Marina Noreste con un 93.2%, en tanto que los crudos ligero y superligero los aporta principalmente la Región Sur con 62.3% y 66.6% respectivamente. Gráfica 14 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo (millones de barriles) 24, , , , , ,333.5 tmca , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Pesado Ligero Superligero 1 Cifras al primero de enero de cada año. Nota: La reducción en el volumen de las reservas probadas entre 2002 y 2003, es debido a que en ese año Pemex adoptó los criterios de la SEC para la definición de reservas probadas, reubicando parte de las reservas probadas en probables y posibles sin que se modificara el volumen total de reservas 3P. Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años. Al cierre de 2009 se presentó una disminución de 2.2% en las reservas probadas equivalente a mmbpce. Esta reducción fue menos significativa que la registrada el año anterior de 2.8% (409.5 mmbpce), fue resultado de incorporar mmbpce por adiciones y 1,007.5 mmbpce por desarrollos que registraron un incremento de 6.9% y una disminución de 5.7%, respectivamente. La reducción de la producción en el último año fue de 5.0% equivalente a 72.7 mmbpce. Para este año, sólo las revisiones presentaron una reducción de mmbpce. Cabe mencionar que las reservas de crudo superligero y pesado presentaron un incremento de 16.6% y 1.6% respetivamente, esto con relación a lo registrado en Por otra parte, en el mismo período, las reservas de crudo ligero presentaron una disminución de 6.7%. 84

85 Secretaría de Energía Tasa de restitución integrada de reservas Al 1 de enero de 2010, se logró una tasa de restitución de reservas 1P integrada de 77.1%, la mayor obtenida desde la adopción de los lineamientos de la SEC aunque también derivada de una reducción de la producción. La tasa de restitución ha venido en aumento desde 2005 (véase gráfica 15). Se espera poder alcanzar un 100% de restitución de reservas probadas en los próximos tres años por incorporaciones y descubrimientos. Gráfica 15 Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P), (por ciento) Datos al primero de enero de cada año Fuente: Memoria de labores 2009, Pemex Reservas probables Las reservas probables 53 registradas al 1 de enero de 2010 alcanzaron 14,236.6 mmbpce, éstas fueron 1.7% mayor que las reservas probadas y 4.1% menor que las reservas posibles. El 60% de las reservas probables se ubican en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec), asimismo, la porción marina concentra el 28% de estas reservas, donde destacan el complejo Ku-Maloob-Zaap, May, Pit, Ayatsil y Sinan. Respecto al volumen registrado el año pasado las reservas probables registraron una reducción de 1.9%, que resultó menor comparada con la disminución de 4.1% del año anterior. La disminución de mmbpce registrada en 2009, fue el resultado de una reducción de mmbpce en desarrollos por la reclasificación hacia categorías de probadas y posibles, así como de las incorporaciones de y mmbpce por concepto de adiciones y revisiones, respectivamente. Las aportaciones por tipo de hidrocarburo 53 Referirse al Anexo 1. Glosario de esta publicación para la definición oficial de reservas probables. 85

86 Prospectiva del mercado de petróleo crudo fueron de 70.4% de aceite, 20.6% por el equivalente a gas seco, 8.5% de líquidos de planta y 0.5% de condensados (véase cuadro 15). Cuadro 15 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas probables de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) Concepto tmca Total 12, , , , , , , , , , , Aceite 9, , , , , , , , , , , Condensado Liquidos de planta , , , , , , Gas seco equivalente 2, , , , , , , , , , , Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas con la nueva metodología, se toma la tmca desde Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años. En esta clasificación de reservas, la Región Norte aportó 64.3% del volumen total mientras que 17.4% y 10.7% correspondieron a las Regiones Marinas Noreste y Suroeste, respectivamente. La menor aportación fue de la Región Sur con 7.6% de reservas probables. La aportación de aceite crudo a las reservas probables fue de 10,020.5 mmb, de los cuales 47.0% corresponde al crudo pesado, 37.9% al crudo ligero y 15.1% al crudo superligero (véase gráfica 16). En crudo pesado, la Región Marina Noreste aportó 47.5%, mientras que la Región Norte aportó 44.9%. Por su parte las Regiones Marina Suroeste y Sur aportaron 4.7% y 2.9%, respectivamente. Cabe mencionar que la Región Norte aportó a las reservas probables 78.7% del crudo ligero y 64.4% del crudo superligero. El cambio en las reservas probables entre 2002 y 2003 es el resultado de la reclasificación de reservas que realizó Pemex al adoptar los lineamientos de la SEC, donde parte de las reservas probadas pasaron a las reservas probables y posibles sin que esto afectara el volumen total de reservas 3P. A lo largo de 2009 sólo las reservas probables de crudo pesado registraron una disminución de 12.8%, mientras que el crudo ligero y superligero registraron incrementos de 4.1% y 14.1% respectivamente. Cabe destacar, que las reservas de aceite superligero retoman importancia después del decremento en 2006 y alcanzaron en este último año el nivel más alto del período. 86

87 Secretaría de Energía Gráfica 16 Composición de las reservas probables de aceite crudo por tipo (millones de barriles) tmca , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Pesado Ligero Superligero 1 Cifras al primero de enero de cada año. Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años Reservas posibles Las reservas posibles 54 registradas al 1 de enero de 2010 se ubican en 14,846.0 mmbpce, de éstas el 67.7% corresponde al aceite crudo, 22.6% son de gas seco equivalente a líquido, 0.6% de condensados y 9.0% de líquidos de planta (véase cuadro 16). El incremento en 2009 fue de mmbpce con respecto al año anterior. Las adiciones registradas se ubicaron en mmbpce, en tanto que los desarrollos y revisiones restaron reservas en y mmbpce respectivamente. La distribución de las reservas posibles de aceite indica que el 52.1% se encuentra en los 29 campos del paleocanal de Chicontepec donde se desarrolla el proyecto más ambicioso del país con el objetivo de sustituir la declinación de la producción en Cantarell y que requerirá grandes inversiones y esfuerzos técnicos. En el reporte publicado en abril de 2010, la Comisión Nacional de Hidrocarburos señaló que el proyecto Chicontepec deberá ser administrado de acuerdo con las mejores prácticas para este tipo de proyectos, ya que a pesar de que es un tipo de campo muy complejo, a nivel internacional se han identificado varias experiencias exitosas. 54 Referirse al Glosario del Anexo 1 de esta publicación para la definición oficial de reservas posibles. 87

88 Prospectiva del mercado de petróleo crudo A su vez, es necesario que el proyecto Chicontepec intensifique el proceso para concluir su etapa de aprendizaje, emulando las mejores prácticas internacionales, a fin de establecer el plan de desarrollo y la estrategia de explotación óptimos. Con ello estará en posición de contar con los elementos para la implementación a gran escala de alguna de las alternativas tecnológicas. En este mismo análisis, se muestra que si se deseara extraer la reserva 2P, se requeriría un gran número de pozos llegando al extremo de lo que sería posible de manejar para Pemex. Sin embargo, el número de pozos disminuirá en función de que se obtengan mejores productividades y recuperaciones máximas estimadas a través del uso de tecnologías más adecuadas, resultado de la etapa de aprendizaje. Cuadro 16 Distribución histórica por tipo de fluido de las reservas posibles de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) Concepto tmca Total 11, , , , , , , , , , , Aceite 7, , , , , , , , , , , Condensado Liquidos de planta 1, , , , , , , , Gas seco equivalente 2, , , , , , , , , , , Cifras al primero de enero de cada año. 2 Para efectos de medir la evolución de las reservas probadas con la nueva metodología, se toma la tmca desde Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años. Las reservas posibles de aceite crudo reportaron para el 1 de enero de 2010, un volumen de 10,057.2 mmb, destacando el crudo pesado con una participación de 47.8%, seguido del crudo ligero con 39.2% y por último el superligero con 13.0%. En esta clasificación de reservas, la Región Norte aportó 53.6% del volumen total de aceite mientras que 27.0% y 14.4% correspondieron a las Regiones Marinas Noreste y Suroeste, respectivamente. La menor aportación fue de la Región Sur con 5.0% (véase gráfica 17). En cuanto a crudo pesado, la Región Marina Noreste aportó 56.5%, mientras que la Región Norte aportó 32.0%, las Regiones Marina Suroeste y Sur aportaron 8.5% y 3.0%, respectivamente. Para el crudo ligero la Región Norte aportó a las reservas posibles 81.0%, la Región Marina Suroeste 13.6%, la Región Sur 5.3% y la Región Marina Noreste aportó marginalmente 0.1%. Las reservas posibles de aceite crudo superligero se conformaron principalmente por las aportaciones de las Regiones Norte y Marina Suroeste con 50.4% y 38.4%, respectivamente. La Región Sur aportó 11.2% y la Región Marina Noreste no registró aportaciones de este tipo de crudo. 88

89 Secretaría de Energía Gráfica 17 Composición de las reservas posibles de aceite crudo por tipo (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) tmca , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , Pesado Ligero Superligero 1 Cifras al primero de enero de cada año. Fuente: Pemex Exploración y Producción, Las reservas de hidrocarburos de México, varios años Evolución de las reservas de petróleo crudo por región Las actividades realizadas por PEP destinadas a la exploración y producción, así como la infraestructura necesaria para transportar, almacenar y comercializar el petróleo crudo y el gas natural en el país, están divididas en cuatro regiones geográficas para una mejor administración y desarrollo; así las subdivisiones en el territorio mexicano son: Región Marina Noreste, Región Marina Suroeste, Región Norte y Región Sur (Véase figura 3). 89

90 Prospectiva del mercado de petróleo crudo Figura 3 Regiones administrativas para exploración y explotación y su participación de las reservas 1P y 3P de aceite crudo Región Norte 6% Región Sur 24% Región Marina Suroeste 11% Región Marina Suroeste 12% Fuente: Sener con base en Pemex. Reservas 1P de crudo 10,419.6 mmb Región Marina Noreste 59% Reservas 3P de crudo 30,497.3 mmb Región Norte 40% Región Sur 12% Región Marina Noreste 36% Región Norte Región Marina Suroeste Región Sur Región Marina Noreste Región Marina Noreste Se localiza en el sureste de la República Mexicana en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo, esta región forma parte de la plataforma continental y del talud del Golfo de México cubriendo una superficie de 166,000 kilómetros cuadrados, por lo que es la región de menor extensión territorial. Consta de dos activos que son: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Estos integran 27 campos, de los cuáles 14 se encuentran en explotación. Es importante mencionar que el activo con mayor número de campos en producción es Cantarell con 9 campos. La Región Marina Noreste ocupa el segundo lugar en volumen de reservas totales con una participación de 28.1% y un volumen registrado de 12,097.2 mmbpce, lo que representa una disminución de 5.4% en volumen con respecto al año pasado. Así su participación sobre el total de reservas 3P disminuyó 1.3%. El volumen de reservas totales de la región estuvo compuesto de 11,123.6 mmb de petróleo crudo (92.0%), mmbpce de gas seco equivalente (4.0%), mmb (2.1%) de condensados y mmb (2.0%) de líquidos de planta. Reservas de petróleo crudo En la Región Marina Noreste predomina la participación crudo pesado (véase gráfica 18). Cabe destacar el desarrollo de los campos del activo Ku-Maloob-Zaap que registró 54.2% de las reservas totales de aceite pesado que superó, a partir de 2008, al Activo Cantarell. Este último reportó una participación de 45.8% para la misma clasificación en