El mercado petrolero en México: actualidad y futuros desafíos

El mercado petrolero en Mexico: actualidad yfuturos desafıos

Autor: Veronica Michel GutierrezArea: Energıa y Finanzas Publicas

JEL: Q41 Q48Palabras clave: petroleo, mercados, energıa

En el presente año, el tema de la Reforma Energéticanuevamente tomará gran participación en el debatepúblico. Una de las líneas de discusión se centra en laindustria petrolera, para la cual se buscan mejorías deproductividad a través de posibles modificaciones alordenamiento jurídico, gobierno corporativo, estándaresde operación y régimen fiscal de PEMEX.

Éste es el primero de una serie de cuatro boletinescuyo propósito es proveer información acerca del sectorpetrolero y su injerencia en las finanzas públicas, paracomprender los argumentos que giran en torno a lanecesidad de una pronta reforma energética. En estetexto se describe la evolución del mercado nacional delcrudo en el periodo 2000-2012, así como algunas cifrasprospectivas del mismo y condiciones relevantes de lacoyuntura internacional.

1. El mercado petrolero nacionalen Mexico 2000-2012

Uno de los indicadores más importantes del mercadodel crudo son las reservas petroleras. Éstas representanel respaldo de la seguridad energética de un país,además de que caracterizan al ciclo de vida de laindustria. Cabe señalar que su valor está estrechamenteasociado con el precio del crudo, pues éste determina laviabilidad económica de las mismas, según el esfuerzode inversión necesario para extraer y comercializar loshidrocarburos. Al 1 ◦ de enero de 2012, el agregadode reservas de hidrocarburos (aceite, condensado,líquidos de planta y gas seco equivalente) en Méxicoconjuntó 43,837 millones de barriles diarios de petróleocrudo equivalente (MMbdpce). Como se ilustra en

la Figura 1, la estructura según el tipo de reservas1

se ha modificado sustancialmente: la participaciónde las reservas probadas, respecto del total, cayóde 43.1% en el año 2000, a 31.5% en el 2012.Consecuentemente, sumaron 13,810.3 MMbdpce, conuna relación reservas-producción2, o vida promedio, de10.2 años; mientras que para las totales se estima de32.3 años. Por otro lado, es notable que las reservascrecieran respecto de su nivel en el periodo inmediatoanterior (1.8%), lo cual no había ocurrido desde hacemás de una década.

Otra figura de éxito, por primera vez alcanzada, fueuna tasa de restitución de reservas de petróleo crudosuperior al 100%. En el caso de las reservas probadasésta fue igual a 101.1% (en 2011 fue de 85.5%), elloimplica que cada barril producido en 2011 fue compen-sado por un barril de crudo adicional en las reservasprobadas, como resultado de la actividad exploratoria.Las mismas habían sumado 10,025.2 millones debarriles diarios (MMbd) en el 2011, mientras queel total de las reservas de crudo fue de 30,612.5 MMbd.

Con respecto de la producción de crudo, ésta

1Se clasifican en tres grupos que, al sumarse, conforman lasreservas totales: 1) Las reservas probadas se refieren al volu-men de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas ybajo condiciones económicas actuales, que se estima seráncomercialmente recuperables en una fecha específica. 2) Lasreservas probables consideran al volumen de hidrocarburoscuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugie-re que son más factibles de ser comercialmente recuperables,que de no serlo. 3) Por último, las reservas posibles se carac-terizan por tener una recuperación comercial, menor que enel caso de las reservas probables.

2La relación reserva-producción representa los años que tardaríanen agotarse las reservas probadas si se mantiene un ritmo deproducción determinado.

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Centro de Investigación Económica y Presupuestaria, A.C. Página 1 de 629 de enero de 2013

Figura 1: Reservas de hidrocarburos en México, 2000-2012

lFuente: SENER [4]

se ha caracterizado por presentar una caída queulteriormente se ha estabilizado. Del 2000 al 2004, segeneró una tasa media de crecimiento anual (TMCA)de 2.95%, con lo que se alcanzó la mayor produccióndel periodo (3.38 MMbd). A partir de ahí, se percibióuna disminución sostenida (TMCA = -4.7%) quelogró contenerse en el 2008, gracias a los nuevosesquemas de contratación, derivados de la reformaenergética de ese año3. Desde entonces, la producciónha sido ligeramente declinante, pero se ha mantenidopor encima de los 2.5 MMbd (Figura 2).

Un aspecto importante de observar es la participa-ción de regiones productoras de crudo. En particular,la región Marina Noreste aportó, en promedio, 62.8%del total de la producción entre 2000 y 2012. Noobstante, sus campos Cantarell y Ku-Maloob-Zaaphan invertido la ponderación con la que contribuyena la oferta de crudo. A inicios del periodo, Cantarellaportó el 48%, pero su producción ha caído tanto

3Estos permitieron la inclusión de compañías para la evaluación,desarrollo y producción de hidrocarburos a largo plazo, me-diante incentivos por producción y por ahorro; ello condujomotivando la producción, el desarrollo eficiente de campos, lareactivación de pozos y el aumento de probabilidad de éxitocomercial.

durante la década que en 2012 sólo aportó el 15%.En contraste, Ku-Maloob-Zaap pasó de contribuir conel 10% al 36%. Con referencia a las participacionespor tipo de crudo, hay que señalar que el 54.4% de laproducción corresponde al tipo pesado4, aun cuandosu elaboración ha disminuido en 2.0%, promedio anual.

En el ámbito internacional, el desempeño de laplataforma petrolera también ha sido menguante.El volumen de las exportaciones de crudo registróuna TMCA de -2.0%, entre 2000-2012 finalizando ellapso con 1.263 MMbd. No obstante, los altos preciosde la mezcla mexicana trajeron como resultado unvalor creciente de las exportaciones a lo largo delperiodo, (TMCA= 9.5%), como se observa en laFigura 3, excepto por una caída del 12% en 2012,respecto del año previo. Así, los ingresos de PEMEXpor concepto de exportación de crudo ascendieron a43,327 millones de dólares, de los cuáles 75.1% corres-pondió a la comercialización de crudo Maya, 16.6%a la de crudo Olmeca y 8.3% a la venta de crudo Istmo.

Por otro lado, en 2012, las exportaciones a Estados

4Las participaciones en 2012 son: tipo pesado (Maya) 54.4%,ligero (Istmo) 32.7%, y súper ligero (Olmeca) 12.9%



Figura 2: Producción nacional de crudo por regiones, 2000- 2012

l

Fuente: SENER [4]

Unidos representaron 76.6%, en contraste con un81.7% que sumaron en el 2011. Una proporcióndel comercio hacia este país fue sustituido porexportaciones hacia España que, en el último año,pasaron de conformar el 8.4% a 13.2% y hacia India,que pasaron de 2.8% a 5.4%.

En la esfera nacional, la demanda del crudo estáen función de su utilización como un insumo dedos actividades de transformación: la refinación y lapetroquímica. Sin embargo, desde el año 2008, elcomplejo petroquímico de La Cangrejera comenzóa utilizar naftas importadas, por lo que el consumode crudo ahora es exclusivo del Sistema Nacional deRefinación (SNR). En 2012, éste fue de 1.203 MMbd,resultado de un incremento del 2.6% respecto del añoanterior.

Como se refirió anteriormente, el precio del crudoes uno de los determinantes más importantes de laproducción, del valor de las exportaciones, así como delos ingresos de PEMEX por venta de este recurso. Los

precios de la mezcla mexicana se fijan según los costosde oportunidad y precios internacionales5, de modoque estos siguen muy de cerca el comportamientodel precio spot del crudo de los mercados másrepresentativos, como ha sido el Brent a lo largodel periodo. Así, el precio de la mezcla mexicana deexportación (PMME) ha mostrado un alza sostenida,interrumpida solamente en el 2009 y 2010, pero quese ha recuperado y alcanzó los 102.4 dólares por barrilen 2012 (Figura 4). La escalada de precios despuésde la crisis de 2008 se debió principalmente al recortede suministro causado por la primavera árabe y alcrecimiento de la demanda de crudo por parte deeconomías emergentes (China y Medio Oriente) [4].

5Esto tiene carácter mandatorio según el Artículo 26, Fracc. I delReglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.En el caso del precio del crudo de exportación, se considerauna canasta de cotizaciones por cada región a la que seexporta (Costa Estadounidense del Golfo de México, CostaOeste de los Estados Unidos, Europa y el Lejano Oriente),y esta cifra se ajusta mensualmente con una constante deacuerdo a cada tipo de calidad (Maya, Istmo y Olmeca).



Figura 3: Volumen y valor de las exportaciones de crudo, 2000-2012.

lFuente: SENER [4]

Figura 4: Precio promedio ponderado de las exportaciones de crudo por tipo de mezcla.

lFuente: SENER [4]

2. Prospectiva mercado nacional2012-2026

El futuro de la industria petrolera en Méxicoes complejo debido a los diversos objetivos quedebe perseguir simultáneamente. En esencia, se

requiere un balance entre la actividad de exploración,la extractiva y la de mantener la vida útil de loscampos maduros y avanzados. La Secretaría deEnergía elaboró dos escenarios de prospectiva parael periodo 2012-2026, en los que el portafolio deproyectos de PEMEX estaría orientado a mantener la



producción de crudo en el corto plazo, pero elevarlagradualmente; así como a aumentar la tasa derestitución de reservas. No obstante, los escenariosestán diferenciados en su monto de inversión y en elenfoque de actividades para cada segmento del periodo.

En el escenario inercial se plantea elevar la produc-ción de crudo a 2.81 MMbd promedio durante esos 14años y lograr 2.83MMbd en 2026. Además, se buscaque la tasa de restitución de reservas probadas semantengan encima de 100% y en 2024 llegue a 109%;para el caso del total de reservas se espera que seade 134% en 2026. La inversión necesaria se estimaen un promedio anual de 310.5 miles de millones depesos de 2012 (mmdp). Bajo el escenario ENE, sepersigue una meta de producción promedio de crudode 2.94 MMbd y llegar a 3.35MMbd en 2026. Elrequerimiento de inversión es de 339.9 mmdp anualesde 2012 durante el periodo prospectivo. Asimismo, seplantea alcanzar una tasa de restitución de reservasprobadas de hasta 107% en 2026 y la de las totalesalcanzará un máximo de 143% en 2015 para caerhasta 112% en el último año del periodo. Por último,ambos escenarios contemplan una reducción de laparticipación del crudo, frente a los recursos gasíferos,en la elaboración de hidrocarburos; cayendo de un69.8% en 2012 a un 61.2%, en el escenario inercial, oa 59.4%, en el escenarioENE, hacia el 2026 [3].

Ninguno de los dos escenarios prevé importacionesde crudo, por lo que México se mantendrá comoexportador neto. El volumen de dichas exportacionescorresponderá al diferencial entre una producción,que será estable en los primeros años del periodoprospectivo y después aumentará, y una demandanacional creciente por la expansión y aumento deoperaciones del SNR6, que se espera procese unvolumen alrededor de 1.65 MMbd promedio entre 2017y 2026. En consecuencia, bajo el escenario inercial seestima que las exportaciones disminuirán en 6.7%,al pasar de 1.26 MMbd en 2012 a 1.164 MMbd en2026; mientras que el escenarioENE, con una mayor

6En el 2016 comenzarán las operaciones de la Refinería Bi-centenario, la cual tendrá una capacidad de procesamientode 0.250 MMbd. Además, la reconfiguración de Salamancatambién incrementará el procesamiento de crudo dentro delSNR.

expectativa de producción, se estima un volumen deexportaciones incremental hacia 2026, alcanzando1.690 MMbd [3].

Por último, la prospectiva del mercado nacionalpetrolero debe incluir una revisión de la evolución desus contrapartes extranjeros, dado el estrecho vínculoexistente entre ellos. Aquí algunos elementos de estacoyuntura internacional:• El consumo mundial de energía se ha recuperadodesde el 2009: las economías emergentes nunca loredujeron y los países de la OECD ya han vuelto casi alos niveles pre-crisis. De 2010 a 2011 dicho consumocreció en 2.5%, pero el consumo de crudo aumentó en0.67% [1].• El petróleo continúa siendo la principal fuente deenergía primaria, pero su participación se ha reducidoen 5.1% en el periodo 2000-2011, frente al carbón queincrementó su participación de 25.4% a 30.3% y elgas natural de 23.2% a 23.7% (posible consecuenciade las políticas de reducción de impacto ambiental).Se espera que en 2035, la participación del crudo seade 28.4%, cayendo de 33.1% en 2011 [1].• Las reservas no convencionales de crudo estáncreciendo, en especial de las arenas bituminosas deCanadá y las lutitas aceitíferas de Estados Unidos,que compensarán las disminuciones esperadas en lasregiones maduras7. Se espera que la producción noconvencional de crudo se incremente más de seis vecespara el 2035, sumando el 23% de la producción decrudo sintético de Norteamérica [3].• La recuperación de los precios del crudo desde el2010 ha restaurado la confianza de los inversionistas.• Se pronostica una demanda en expansión debido alcrecimiento poblacional, a las políticas económicasde estímulo y al crecimiento del PIB mundial de3.4% entre 2011-2035. Se estima que el 51.9% de lademanda mundial de crudo en 2035 (109.7 MMbd)estará destinada al sector transporte [2].• De particular relevancia para la industria mexicana,

7Las arenas bituminosas, se encuentran impregnadas de bitu-men, con minerales asociados, que excluye cualquier tipo degas natural asociado. La mayoría de las reservas de arenasbituminosas se encuentra en Alberta, Canadá. El aceite delutitas, se encuentra en rocas arcillosas con alto contenido demateria orgánica, en las que con el uso de fracturamientosmasivos se pueden extraer cantidades comerciales de crudo.



es la previsión de una importante reducción de lasimportaciones totales de crudo por parte de EstadosUnidos y Canadá (se estima que pasarán de 7MMbden 2011 a 2 MMbd en 2035). En específico, Canadáampliará su producción de crudo y hará llegar granparte de estos barriles adicionales a Estados Unidosbajo la premisa de que existe un transporte adecuadodel mismo [2].• Al respecto, este año (2013) comenzará la operacióndel proyecto TransCanada Keyston XL, el cual es unducto que transportará crudo y arenas bituminosasdesde Hardisty, Alberta hasta el Golfo de México,pasando por el centro del sistema de oleoductosestadounidense Cushing. Al momento, sólo estáaprobada la operación de la sección sur del ducto (deCushing al Golfo), mientras que no se han tomadodecisiones sobre el segmento norte (conectar Hardistya Nebraska, la cual ya tiene conexión con Cushing). Deentrar en operación el proyecto completo, se agregaríauna capacidad de transporte de 1.65 MMbd desdeCushing hasta el Golfo en el 2014. Ello, aunado aotras mejoras planeadas para el sistema de ductosnorteamericano, logrará una capacidad superior a los 3MMbd para transportar el crudo US Lower 48 y el deloeste canadiense a los mercados costeros de ambospaíses [2]. Esta nueva opción, segura y económica,para transportar el crudo será muy atractiva paralas refinerías de Texas y Louisiana, unos de losprincipales destinos de la mezcla maya mexicana (el56.5% del total de exportaciones de México en 2012,correspondieron al crudo Maya destinado a EE.UU.).

3. Comentarios finales

En la actualidad, el sector petróleo continúa siendoun elemento de gran relevancia para el crecimientoeconómico en México, tanto por ser su principal fuentede energía, como el primer proveedor de recursosfinancieros para su Sector Público. Al mismo tiempo,los desafíos que afronta esta industria son cada vezmás notorios. Su evolución en los últimos doce añosse resume en lo siguiente: reservas de hidrocarburosmenguantes, una producción de crudo decadente, unaeconomía nacional en expansión que demanda más ymejor procesamiento de este recurso y un mercado

internacional que obliga a ser más competitivos. Anteeste escenario, las finanzas públicas corren el riesgode volverse más endebles, dado que, en promediodurante los últimos cinco años, el 33% de las mismasdependen de los ingresos de este sector. La reducciónde dicho riesgo requiere ampliar las metas de inversiónpara generar proyectos productivos que expandanla producción de una manera sostenida. Adicionarrecursos, tanto reales como financieros, para logrardicha meta, pudiera implicar modificaciones al régimencorporativo y fiscal de PEMEX.

Referencias

[1] BP. Bp statistical review of world energy, june 2012.Disponible en http://goo.gl/xA2or, 2012.

[2] Organization of the Petroleum Exporting Countries.World oil outlook 2012. Disponible en http://goo.gl/sY3l2, 2012.

[3] Secretaría de Energía. Prospectiva de petróleocrudo 2012-2026. Disponible en http://goo.gl/ztiFo, 2012.

[4] Secretaría de Energía. Sistema de informaciónenergética. Disponible en http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=temas,2012. Accesado el día 24 de enero de 2013.



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