Las reservas probadas y probables de hidrocarburos en México bajaron un 7.4 por ciento el año pasado, especialmente las de gas, debido a menos hallazgos así como a ajustes en cálculos iniciales, informó el martes el regulador del sector petrolero.
Las reservas 2P -que tienen al menos un 50 por ciento de probabilidad- fueron de 22,983.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), dijo la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
De ese total, las reservas probadas y probables (2P) de crudo bajaron un 6.5 por ciento, a 16,475.5 mmbpce, mientras que las de gas disminuyeron un 8.0 por ciento, a 30,606.6 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc).
El regulador dijo también que las reservas totales, constituidas por las probadas, probables y posibles (3P) -que tienen al menos una probabilidad del 10 por ciento- tuvieron una mayor baja, del 11.3 por ciento, a 37,404.8 mmbpce.
La baja de estas reservas 3P se debió a una caída en las de crudo, que disminuyeron un 12 por ciento, a 25,825.1 mmbpce, mientras que las de gas lo hicieron en un 8.0 por ciento, a 54,889.6 mmmpc.
La CNH certificó en marzo reservas probadas (1P), con 90 por ciento de probabilidad, de 13,071.4 mmbpce, una baja del 3.1 por ciento en el 2014 frente al año previo.
"La reserva 1P se mantiene bastante estable, la reserva probable sufrió una baja y la reserva posible es donde vimos mayor impacto", dijo el comisionado Edgar Rangel, durante la sesión.
Hasta ahora, los datos de reservas han provenido de los proyectos de Pemex, pero eso cambiaría una vez que nuevas empresas entren en el sector mexicano tras la reforma energética puesta en marcha el año pasado y que terminó con el monopolio de la petrolera estatal.
México ha lanzado tres licitaciones de contratos de exploración y extracción de hidrocarburos en las que podrá participar Pemex y empresas privadas: dos en aguas someras del Golfo de México y una en campos en tierra.
Las primeras áreas se adjudicarán a mediados de julio. Con las licitaciones, el Gobierno apuesta a elevar la alicaída producción de crudo y gas.
En el marco de la sesión ordinaria, el comisionado Edgar Rangel Germán, detalló que esta caída obedece, principalmente, a un menor número de hallazgos y a ajustes en los cálculos iniciales destacó que las cifras dan cuenta que el 2014 no fue un buen año para Pemex.
“Es un año que no fue el mejor de los últimos 10, a diferencia de años previos no se tuvieron grandes descubrimientos en aguas profundas o en campos off shore, la región maya noreste no tuvo ningún descubrimiento”.
Rangel Germán detalló que entre la falta de descubrimientos estuvo el caso de Aceite Terciario del Golfo, también conocido como Chicontepec, donde no se registraron aportaciones sustanciales y solo se encontraron pozos invadidos de agua.
“En este caso fueron aspectos netamente técnicos, es decir, casos de delimitaciones, que encontraron un par de pozos delimitadores, que buscaban las extensiones de algunos yacimientos que ya se habían considerado como reservas posibles y encontraron como siempre sucede en la industria, en este caso se encontraron que estos pozos estaban invadidos por agua, la formación que se esperaba estuviera impregnada por aceite, realmente estaba impregnada por agua”.
En este sentido, Rangel Germán comentó que en el caso de las reservas 2P, la caída fue de 7.38 por ciento, al pasar de 24 mil 815 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en 2013 a 22 mil 983.5 millones el año pasado.
En las 3P, las de mayor incertidumbre, la caída fue de 11.3 por ciento al pasar de 42 mil 158.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a 37 mil 404.8 millones el año pasado.
Edgar Rangel destacó que con estas reservas, México cuenta con la capacidad de producción de 50 o 60 años.
“Estamos hablando de 18.6 años para aceite, 17.8 para petróleo crudo equivalente; el caso de la 3P es todavía más sana, estamos hablando de 29.1 años para el caso de aceite, 23 años para el caso de reserva 3P de gas y de 29 años para el caso de petróleo crudo equivalente; eso nos deja ver, al ritmo de producción que tenemos actualmente, cuántos años podríamos producir con las reservas que tenemos certificas en estos momentos, si hablamos de volúmenes originales y recursos prospectivos, estamos hablando de más de 50 o 60 años”.