Retos y Expectativas de la Oferta y Demanda de ... y Expectativas de la... · México es el sexto...

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE

HIDROCARBUROS EN MÉXICO

Trabajo de Ingreso a la Academia de Ingeniería

Abril 3, 2008

Contenido

Pág. I. México: ¿Gigante Petrolero?……………….………………………..……......01

II. El Petróleo en la Sociedad Mexicana.........................................................03

III. Panorama y Tendencias Internacionales del Mercado

del Petróleo y Gas Natural………………………………………………….....05

IV. Expectativas del Gobierno Federal en Seguridad Energética………......19

V. Propuestas para la Seguridad Energética en México...............................61

VI. Reflexiones de un Plan Nacional de Energía....…….………………….......94

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO

I. MÉXICO: ¿GIGANTE PETROLERO?

ste gigante petrolero ha pasado por diferentes acontecimientos desde principios del siglo XX a la fecha, la expropiación petrolera, la importación de petróleo crudo en los años setentas, los descubrimientos de Tabasco, Chiapas y Cantarell en el último cuarto del siglo XX, donde

México ha logrado mantener su posición a nivel internacional. En los último años se ha vivido una verdadera bonanza de exportaciones de petróleo y derivados, en el 2002, nuestro país vendió al exterior 14.6 miles de millones de dólares de petróleo crudo, petrolíferos, petroquímicos y gas natural. Para el 2007 la cifra había subido a 42.6 miles de millones de dólares, 292 por ciento de aumento.

E Las importaciones de petrolíferos, petroquímicos y gas natural, se han expandido todavía a un ritmo mas rápido, de 3.3 miles de millones de dólares, en el 2002 pasaron a 16.9 miles de millones de dólares en 2007. El incremento de las importaciones ha sido así de 512 por ciento. El aumento del precio del petróleo y de sus derivados ha sido la razón del alza tanto en las ventas como en las compras. A principios del 2002, el precio de la mezcla mexicana de exportación, se encontraba en 15 dólares por barril. Hoy ha superado los 85 dólares. Esto ha aumentado el valor de las exportaciones que son principalmente de crudo, pero ha elevado también nuestras importaciones, que son fundamentalmente de petrolíferos y gas. Nuestras importaciones de derivados del petróleo son de hecho superiores a todo el déficit comercial de nuestro país, que en el 2007 fue de 11 mil millones de dólares. Si no hubiéramos tenido que comprar estos productos del petróleo, habríamos registrado un superávit comercial de casi 7 mil millones de dólares. La producción de petróleo crudo e hidrocarburos en general ha venido cayendo en los últimos años, en 2002 PEP produjo 3.177 millones de barriles diarios de crudo y para 2004 se alcanzo el máximo histórico 3.383 millones de barriles diarios de crudo. Desde entonces se ha registrado una declinación lenta pero constante. La producción de petróleo crudo en el 2007 fue de 3.082 millones de barriles diarios. Esto representa una reducción de 8.9 por ciento sobre la cifra de 2004. La declinación en la producción en el 2007, una parte importante de la caída es resultado de la baja en la producción de Cantarell, el yacimiento petrolero que ha proporcionado la mayor parte del crudo a México desde la década de los setentas. En el 2004, la producción de Cantarell alcanzó un máximo de 2.441 millones de barriles diarios. En el período Julio – Septiembre del 2007, según el reporte de resultados financieros de PEMEX, la cifra fue de 1.435 millones de barriles diarios, se trata de una caída del 41 por ciento. Mientras la producción de petróleo crudo ha venido bajando, la de gas natural está aumentando. En el 2002 PEMEX producía 4.423 miles de millones de pies cúbicos diarios y en el 2007 se alcanzaron 6.058 miles de millones pies cúbicos, un aumento de 40 por ciento. En buena medida debido a los descubrimientos de Veracruz y producto del desarrollo de la cuenca de Burgos, en la que participa la inversión privada, cabe la pregunta: ¿de qué orden y qué tan significativa ha sido su participación?. Cabe señalar que el 22 de diciembre de 2007 se registró el máximo histórico de producción nacional de 6,558 mmpcd Después de Exxon-Mobil, PEMEX es la segunda empresa petrolera en el mundo con mayor generación de flujo de efectivo pero también como el mayor contribuyente fiscal de México.

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Las Reservas Probadas de Hidrocarburos de nuestro país fueron evaluadas a la baja, en los años 2002 y 2003, de acuerdo a las definiciones de la Securities and Exchange Commission, SEC, por sus siglas en inglés, según informe de PEMEX. Al 1 de enero de 2006 las reservas probadas desarrolladas ascendían a 10.648 miles de millones de barriles totales. Mientras que la producción en ese año fué de 1.618 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De mantenerse este ritmo de producción y no incorporarse nuevas reservas probadas desarrolladas las reservas durarían menos de 10 años. Como he mencionado desde el principio de esta reflexión, las cifras de PEMEX - México son por demás espectaculares, hemos vivido desde hace cien años del petróleo, sobre todo en los últimos setenta, actualmente nuestra economía esta petrolizada y aunque no lo acepten los petrofóbicos, los próximos treinta años seguiremos dependiendo del petróleo y no hay evidencia contundente, para sustentar la publicidad escrita y hablada de que el petróleo se esta agotando. Por lo que es urgente organizar foros de discusión y talleres técnicos para identificar los escenarios más viables. En el contexto mundial, la producción de petróleo crudo en México es muy alta, pero nuestro sistema de refinación es insuficiente, y tenemos que importar petrolíferos, gasolina y diesel, entre otros, en montos por demás inimaginables, por lo que es urgente construir una o dos refinerías, de preferencia cercanas a los campos productores de petróleo lo que permitiría ahorrar importantes sumas en el transporte del crudo. Siendo realistas y en el mejor de los casos, las estaríamos inaugurando el próximo sexenio ya que el tiempo de construcción y operación no es inmediato, en esta administración únicamente se lograría autorizar, financiar y arrancar el proceso licitatorio.

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II. EL PETRÓLEO EN LA SOCIEDAD MEXICANA

éxico como todo país en desarrollo ha dependido y continuará por muchos años dependiendo del motor energético derivado de los hidrocarburos fósiles. Sin embargo, el común de la sociedad mexicana tiene en mente diversos enfoques o percepciones sobre el

petróleo, que en lugar de reconocer los enormes beneficios que a ella le brinda, soslaya su existencia e ignora que el petróleo ha sido el elemento fundamental para el desarrollo económico, social, político y ambiental de nuestra nación.

M Día con día en los diferentes medios de comunicación: prensa, radio y televisión, se magnifican únicamente los acontecimientos negativos de la industria petrolera y/o los relacionados con la misma. En las conversaciones informales y en los discursos políticos, se escuchan expresiones peyorativas que deterioran en gran medida la imagen de la empresa más importante en México y una de las mas grandes del mundo, PEMEX. Los niños, jóvenes y toda la sociedad en su conjunto, no sólo crecen en un ambiente falto de información confiable y veraz, sino además desconocen que del producto de las ventas de PEMEX, el Gobierno Federal logra sufragar el 40% del gasto público lo que le permite cubrir la totalidad de presupuesto destinado a la educación, básica, media y superior, sin lo cual, el mayor porcentaje de la población mexicana no tendría acceso. Además, alrededor de los campos petroleros establecidos en la República Mexicana, se crea un efecto multiplicador en industrias colaterales que generan empleos, obras de infraestructura como escuelas, caminos, autopistas, puentes, etc.; es decir, se potencia la actividad económica. Únicamente, el no disponer de este recurso en un momento dado, con la continuidad y comodidad que vivimos día con día, podríamos conocer el impacto que el petróleo tiene en nuestra vida diaria; desde nuestras actividades básicas como calentar los alimentos o trasladarnos de un lugar a otro, hasta las grandes actividades industriales que nos generan valor como la generación de energía eléctrica –el 60% de la energía en nuestro país es a través del petróleo-. Prácticamente tendríamos paralizado el país sin el abasto o insumo insuficiente del motor generador de los diferentes procesos en las grandes o pequeñas ciudades, centros de consumo, corredores industriales, campos deportivos. México es el sexto productor de crudo a nivel mundial y la relevancia de este recurso en nuestro país es porque en él se basa la seguridad energética y su aportación a la economía nacional, es un importante motor del desarrollo económico. En menor o mayor medida desde inicios del siglo XX el petróleo ha jugado un papel preponderante. Sin embargo, pensando en el futuro, para que los hidrocarburos puedan satisfacer la demanda interna del país, se puedan mantener los niveles de reserva-producción y sigamos participando en el mercado mundial de la industria del petróleo es necesario una buena planeación, que sea la base para lograr una industria petrolera eficiente, competitiva, sustentable y de calidad mundial. Es por todo esto, que en el presente trabajo, se pretende concientizar a la sociedad mexicana de que el petróleo es una fuente no renovable por lo que debemos tomar conciencia y acciones reales sobre cómo preservarlo por más años. Se requiere un cambio de paradigmas desde la educación básica; no sólo con las nuevas generaciones, sino desde el núcleo familiar, con los profesores, trabajadores y con la población en general para que conozcan el rol primordial que el petróleo juega en nuestra sociedad. Es importante ir más allá de los libros de texto y dar a conocer a la población la realidad que vivimos actualmente e invitarlos a ser un factor de cambio y dotarlos de los medios y la información necesaria para identificar plenamente su trascendencia.

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Si bien, recientemente PEMEX publicó una convocatoria muy interesante, invitando a los estudiantes de educación superior de toda las Universidades de México para que participen escribiendo trabajos inéditos sobre la importancia del petróleo y en qué ha beneficiado al país, en estos setenta años. Iniciativas de este tipo deberían extenderse desde la primaria, secundaria y preparatoria y sin duda este tipo de acciones crearían consciencia e interés sobre los temas relacionados con el petróleo. Siendo México un país petrolero, es muy importante que el Gobierno Federal motive, promueva, difunda y lance convocatorias para que en las nuevas generaciones se despierte el interés por realizar estudios e investigación relacionada con el petróleo, por medio de los diferentes canales, como campañas informativas, lanzamiento de spots televisivos, otorgamiento de becas en México y/o en el extranjero, entre otros.

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III. PANORAMA Y TENDENCIAS INTERNACIONALES DEL MERCADO DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL

l papel del petróleo como principal fuente de energía primaria en el mundo, junto con los tres factores cruciales: disponibilidad de reservas, precio e impacto ambiental, marcan la importancia de analizar el entorno internacional de este recurso no renovable. En este

sentido, el objetivo es de entender la evolución del mercado petrolero internacional y sus tendencias para identificar las áreas de oportunidad y de riesgo para México.

E El consumo de petróleo se encuentra estrechamente ligado al desarrollo económico de un país, sin embargo, las mayores reservas de este recurso no se encuentran en los países con mayor índice de desarrollo sino que, en su mayoría, se encuentran en aquellos con una alta inestabilidad política y económica, lo que se traduce en riesgos que pueden interrumpir la producción, que a su vez presiona el precio al alza y aumenta su volatilidad en el corto y mediano plazo. Actualmente, la creciente demanda de petróleo por parte de las economías emergentes genera una mayor tensión en el mercado petrolero que posiblemente mantenga altos los niveles de precios. Esta situación, ha derivado en cambios estructurales en el mercado internacional de crudo que modificarán el entorno de negocios de la industria petrolera. La demanda de energía y los requerimientos energéticos de un país o región están determinados por el crecimiento económico, crecimiento poblacional, intensidad energética y precios de los combustibles. Para cada requerimiento energético existirán uno o varios tipos de energía primaria que puedan cumplir con la demanda, al menor costo y disponibilidad, ya sean energías renovables o no renovables, con diversas tecnologías asociadas para su aprovechamiento. Esto determinará la cantidad y forma de energía que será solicitada, así como el proceso de toma de decisiones sobre políticas públicas, tecnológicas y tipo de energía a utilizar. En este sentido, el petróleo compite con otros tipos de fuentes de energía en cada uno de los sectores, siendo el sector de generación eléctrica donde ha existido mayor diversificación, por ejemplo, la sustitución de combustóleo, diesel y carbón por gas natural, o todos estos combustibles por energía nuclear; mientras que en el sector transporte el crudo sigue siendo preponderante. Durante 2006 el petróleo aportó 35.7% de la energía primaria consumida en el mundo, ubicándolo como el mayor proveedor, por encima de otras fuentes como el gas natural, carbón, nuclear, etc. Su participación a lo largo del período 1996-2006 se ha mantenido siempre en niveles superiores a 35%, siendo 1999 cuando obtuvo su máxima aportación alcanzando 38.8%. Otra de las características de esta industria es su integración, tanto vertical como horizontal. Por un lado, se busca reducir los costos por medio de economías de escala, con la adquisición de actividades de un mismo tipo, como la compra de reservas, refinerías, redes de estaciones, etc.; pero lo más sobresaliente son los procesos de integración vertical, de tal modo que las grandes empresas privadas y estatales se encuentran presentes a lo largo de toda la cadena, desde la búsqueda de petróleo hasta la venta de petrolíferos en estaciones de servicio.

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En este sentido, muchas de las empresas buscan fortalecer su presencia mediante grandes fusiones por ejemplo Exxon con Mobil y posicionarse frente a las empresas estatales, ya que éstas últimas son las que poseen la mayor cantidad de reservas. De hecho, de las 15 empresas petroleras con mayor volumen de reservas, 11 tienen 100% de participación estatal.

Reservas probadas Las reservas probadas totales a nivel mundial se ubicaron en 1,208.2 miles de millones de barriles - mmmb - a finales de 2006, de las cuales 74.9% se encuentran en los países de la OPEP, 6.6% en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico - OECD -, incluyendo a México, 10.6% en los países de la ex Unión Soviética y 7.9% en el resto del mundo. De 1996 a 2006, la única región que disminuyó su volumen de reservas fue América del Norte en 32.9%. Por su volumen de reservas México se ubica en el lugar 17 a nivel mundial y en cuanto a producción, en el sexto lugar mundial.

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Tasa de restitución de reservas Uno de los objetivos de las empresas petroleras internacionales ha sido el mantener sus niveles de reservas petroleras a través de la exploración y desarrollo de nuevos campos y la aplicación de técnicas de recuperación mejorada aunque, desde hace tiempo, no han logrado reponer el 100% de sus reservas, alcanzando niveles de 90 a 95%. Analizando las compañías petroleras más importantes, se observa que, aunque ha habido una mejora en el promedio de la tasa de reposición de reservas, el promedio sigue por debajo de 100%, por cuarto año consecutivo. Por un lado, es porque las empresas no han aumentado sus presupuestos de exploración en años recientes. Y por otro, aunque el costo sea bajo el acceso a las reservas ,no ha sido fácil, por cuestiones geopolíticas o por políticas domésticas de los países que tienen el recurso. Además que deben competir con las empresas nacionales y con empresas petroleras pequeñas.

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Relación reserva/producción Los países con mayor relación reserva probada/producción son: Irán, 86.7 años, Kazajstán 76.5 años, Venezuela 77.6 años y Arabia Saudita 66.7 años. La relación a nivel mundial es de 40.5 años. Desde 1996 dicha relación se ha mantenido entre los 39 y 43 años, como consecuencia de que los aumentos en las reservas se han dado por revisiones de campos en producción o evaluación, situación que se encuentra asociada a las mejoras tecnológicas y re-evaluaciones en nuevos descubrimientos por cambios en los precios del crudo. Producción mundial de petróleo, 1996-2006 De 1996 a 2006 la producción mundial se ha incrementado de 69,931 miles de barriles diarios – mbd - a 81,663 mbd, con un crecimiento de 16.7% . Los principales países productores de petróleo a nivel mundial durante 2006 fueron Arabia Saudita y Rusia quienes también son los principales exportadores con 13.1% y 12.1% respectivamente. La distinta ubicación con respecto a la oferta y demanda del crudo tiene como consecuencia un intenso comercio internacional de este energético. La demanda mundial de petróleo crudo se ubicó en 83,719 mbd durante 2006. EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo seguido por China. México ocupa la décima primera posición por consumo de crudo a nivel mundial. Durante 2006, EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo, seguido por China. Aún cuando todavía existe una amplia diferencia entre la demanda del país asiático y la de EUA, lo notable es que la demanda en China ha ido aumentado de manera importante y sostenida. En 1996 este país consumía 3,702 mbd y para 2006 su demanda se ubicó en 7,445, la cual se duplicó a lo largo del período. En este mismo caso se encuentran otras economías, como la de la India, que tienen aun consumos menores, pero prometen despuntar en los próximos años. México ocupó el lugar 11 con un consumo de 1,972 mbd. El incremento en los precios de los hidrocarburos, ha incentivado la búsqueda de alternativas energéticas, como la energía eólica, el bioetanol o los esfuerzos de eficiencia energética. Mercado Prospectivo de la Oferta y la Demanda de Petróleo 2005-2030 Oferta Se espera que los productores de la OPEP sean la principal fuente de los incrementos que se requieren en la oferta mundial de petróleo elevando su producción en 23.9 mmbd. Lo que implica, que para el 2030, la OPEP contribuirá con 50.3% de la oferta total de crudo.

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Los países no OPEP, aún cuando se incrementará su oferta en 9.8 mmbd, por el uso nuevas tecnologías de exploración y producción, agresivos programas de reducción de costos por parte de la industria y posiblemente atractivos regímenes fiscales para generar la inversión necesaria en la industria, su participación en la oferta total disminuirá. La producción adicional provendrá de campos en aguas profundas; se espera que los Estados Unidos alcance un nivel de 1.7 mmbd en este tipo de yacimientos. Brasil, país que actualmente obtiene el 74% de su producción de crudo de aguas profundas, también contribuirá al aumento en la producción en los próximos años. En el Medio Oriente y África se espera en la próxima década una producción de petróleo ligero en desarrollos costa fuera de 5 mmbd. Este pronóstico de producción considera que expandir la capacidad de producción en los países no OPEP es de dos a tres veces más costoso de lo que es para los países pertenecientes a la OPEP. De hecho, los países de la OCDE tienen los costos más altos para el incremento de su producción y son también los que presentan las tasas de declinación más altas. En la región de Norteamérica los costos por el aumento de capacidad adicional de producción son actualmente de los más elevados, ubicándose en 20,000 dólares por barril. Estos altos costos permitirán que otro tipo de tecnologías como los esquistos bituminosos en Canadá y los biocombustibles en Estados Unidos puedan introducirse en el mercado. Europa se mantendrá como la región con los costos más elevados como consecuencia de la madurez de sus cuencas. Por esta misma razón se prevé que esta región posea las más altas tasas de declinación.

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Demanda Se prevé que la demanda mundial de energía siga creciendo hacia 2030 y que el petróleo continuará teniendo un papel preponderante, cubriendo más de 93% de las necesidades energéticas. En ese año, se contempla que el petróleo permanezca como el principal aporte de energía primaria, aunque su participación disminuirá como consecuencia de un incremento mayor en la demanda de gas natural y de carbón. Se estima que, para 2010, su participación sea de 38.4% del total de energía primaria en el mundo, 37.5% en 2020 y 36.5% en 2030. En cuanto al incremento en el volumen de consumo a nivel mundial, se espera que entre 2005 y 2030, sea superior a 34 millones de barriles diarios – mmbd - respecto a 2005. Los países en vías de desarrollo serán los que presenten los mayores incrementos en su demanda, duplicando su consumo de 29 mmbd en 2005 a 58 mmbd en 2030. De este incremento, los países asiáticos absorberán 20 mmbd, es decir, más de un tercio del pronóstico en estos países. El sector transporte se mantendrá como el principal consumidor de petróleo crudo hacia el futuro, pasando de 38.6 mmbd demandados en 2005 a 56.4 mmbd en 2030, es decir casi la mitad del aumento esperado en la demanda de crudo proviene de este sector. Otro segmento que incrementará su demanda será el industrial, que se espera aumente su demanda en 6.7 mmbd respecto a los 21.7 mmbd que este sector consumió en 2005. El sector residencial, comercial y de agricultura pasará de 10.2 mmbd consumidos en 2005 a 14.6 mmbd hacia 2030, mientras que el sector eléctrico presentará el menor incremento como consecuencia de la sustitución de combustibles derivados del petróleo por otros menos contaminantes como el gas natural.

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Demanda de gas natural en los mercados internacionales La economía mundial experimentó un crecimiento vigoroso de 5.4% durante 2006, mientras que el consumo de energía primaria mundial aumentó 2.4% respecto a 2005, crecimiento menor al año anterior de 2.9% cuando la economía mundial creció 4.9%, y ligeramente superior al promedio de los últimos 10 años, cuya tasa media de crecimiento anual (tmca) fue de 2.1%. Durante 2006 la canasta de energéticos primarios continuó dominada por el petróleo, que abasteció 35.7% del consumo mundial de energía y se consolidó como la fuente de energía primaria más importante. Sin embargo, el incremento generalizado de su precio influyó en los mercados del resto de las energías primarias, ocasionando que combustibles como el carbón y el gas natural aumentaran su participación en la demanda energética mundial a 28.4% y 23.7%, respectivamente.

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En 2006, el carbón se convirtió por cuarto año consecutivo en el energético de mayor crecimiento en el consumo anual, esta vez a una tasa de crecimiento de 4.5%. Este combustible fósil presentó un alza en el precio entre 2005 y 2006, ya que pasó de 47.62 a 49.09 dólares por tonelada métrica. Este aumento no fue generalizado en todas las regiones de consumo, ya que en Estados Unidos disminuyó el precio de 70.14 a 62.98 dólares por tonelada. Pese a ello, el consumo en Estados Unidos disminuyó 1.2%.

El crecimiento económico de China se ha convertido en un factor determinante en el mercado de energéticos, ya que es el principal consumidor de carbón. En 2006, el Producto Interno Bruto, PIB de China creció 10.7%, mientras que el promedio de las economías desarrolladas lo hizo a 2.0%. Por segundo año consecutivo, únicamente China incremento más de la mitad del consumo global de energía 51.5%, al crecer 131.1 millones de toneladas de petróleo crudo equivalente (mmtpce) en el total de energía requerida. Este país generó casi el 90% de dicho crecimiento a partir de intensificar el uso del carbón y el petróleo. Las economías que más usaron energía primaria presentaron comportamientos muy variados durante 2006. Estados Unidos que consume 2,326.4 mmtpce, disminuyó el uso de todos sus combustibles fósiles pese a que los precios del carbón y el gas natural en su mercado de referencia cayeron, aprovechando otras energías como la hidráulica y la nuclear. Rusia retomó un crecimiento generalizado en el consumo de energía, y consumió 704.9 mmtpce en 2006, incrementando sus insumos de energía en 32.5 mmtpce respecto a 2005; de este crecimiento 75% se justificó por una mayor demanda de gas natural Reservas mundiales de gas seco Hasta finales de 2006, las reservas probadas de gas seco, reportaron un ligero ascenso de 0.7% respecto al año anterior para totalizar 6,405 billones de pies cúbicos (bpc).

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Entre 1996 y 2006, las reservas de gas natural se han incrementado a una tasa promedio anual de 2.1%, mientras que las reservas de petróleo lo han hecho a 1.4% anual. La relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 63.3 años, en tanto que la de petróleo es de 40.5 años. Los campos gasíferos que contienen dos terceras partes (66.7%) de las reservas de gas natural en todo el mundo se encuentran en los países de Medio Oriente y Rusia. En Medio Oriente se concentra un volumen de 2,593.5 bpc en reservas de gas seco, es decir 40.5% de los recursos gasíferos del planeta, y la relación promedio de reservas / producción actual es mayor a 100 años, lo cual habla de la riqueza y el potencial de esta región. Qatar e Irán tienen cerca de tres cuartas partes (72.8%) de las reservas en la región. Las relación R/P, en Norteamérica es de 10.6 años, Centro y Sudamérica 47.6 años, en África 78.6 años, en Asia-Pacífico 39.3 años, en Europa-Euroasia de 59.8 años, esto se debe a que Rusia tiene más del 26.3% de las reservas de gas natural en el mundo. Producción mundial de gas seco La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 277,225 mmpcd en 2006, dicha producción creció 29.0% entre 1996 y 2006. La distribución de la producción de gas natural por región durante 2006 fue: Europa-Euroasia 37.3%; Norteamérica 26.5%; Asia-Pacifico 13.1%; Oriente Medio 11.7%; África 6.3%; Centro y Sudamérica 5.0%. Los principales países productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos. Otros países como Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Reino Unido, Indonesia y Arabia Saudita presentaron importantes niveles de producción durante 2006. Estos nueve países representaron 63.8% de la producción global del gas seco en 2006, y se encuentran extrayendo de sus yacimientos arriba de los 7,000 mmpcd. México se ubica en el lugar 19 como productor de gas seco. PEMEX se colocó en 2005 como la décima tercera empresa productora de gas seco en el mundo.

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Precio internacional del gas natural, 2006 Durante 2006, los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de manera generalizada, salvo en la región de Norteamérica. El precio del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 7.14 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 1.09 dólares encima del año anterior. Cabe señalar que, Japón, el mayor importador de GNL en el mundo, mantiene el precio del gas indexado al valor del JCC, el cual corresponde al precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón, además de incluir una variable que contrarresta los efectos de la volatilidad, reflejándolos de tres a seis meses después en el precio del gas. El mayor incremento entre 2005 y 2006, se presentó en el promedio de los países de la Comunidad Europea, alcanzando un precio de 8.77 US$/MMBTU, es decir 2.49 dólares más que en 2005. En Estados Unidos, los precios spot del energético se caracterizaron por un comportamiento a la baja después de los niveles registrados en el invierno de 2005. En gran medida, el hecho de que se mantuvieran relativamente bajos los precios del gas natural en 2006, obedece a que durante gran parte del año los inventarios estuvieron por encima del promedio mensual de los últimos seis años.

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Mercado Prospectivo de la Oferta y la Demanda de Gas Natural, 2004-2020 Considerando el escenario base del International Energy Outlook 2007 del DOE, el consumo mundial de energía crecerá a una tasa de 1.9% cada año entre 2004 y 2020. Se prevé que el crecimiento más dinámico en la demanda de energía ocurra en países que no pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), estos países crecerán a una tasa de 3.0% anual en su consumo de energía durante este período, impulsado por el crecimiento de economías como China e India; mientras que el promedio de los países de la OCDE crecerá a un ritmo de 0.9% por año, debido a que la mayoría de esos países poseen mercados energéticos maduros. El consumo mundial de energía en 2004 fue de 446.7 PetaBTU, y se estima llegue a 607.0 PetaBTU en 2020. Hacia el final del período se espera que el petróleo y sus derivados sigan abasteciendo 34.7% de la demanda de usos finales, mientras que el carbón y el gas natural cubrirán 27.5% y 24.2%, respectivamente. El precio del carbón y el impulso que este reciba del crecimiento de China e India lo convertirá en el combustible fósil con crecimientos más elevados hacia el 2020 (2.4%), pese a que se prevé que el gas natural sustituirá al petróleo y sus derivados en usos finales para el sector industrial. Oferta Se pronostica que la producción mundial de gas natural se incrementará en 115.9 mmmpcd entre 2004 y 2020, de los cuales 91.0% se espera provenga de regiones de países no pertenecientes a la OCDE, cuya oferta pasará de 161.4 mmmpcd en 2004 a 266.8 mmmpcd hacia 2020. Los países de Medio Oriente y Rusia participarán en un 42.1% durante el período. Los países que no pertenecen a la OCDE de Asia y África, incrementarán la oferta de gas natural. En Asia, sin considerar a China e India, la oferta crecerá a una tasa de 3.2% hacia 2020.

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Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2004-2020 En la próxima década, cualquier acción para disminuir las emisiones de los gases de efecto invernadero podría afectar el uso de energía primaria alrededor del mundo y alterar el nivel y la composición de emisiones de bióxido de carbono (CO2) según la fuente de energía. Sin duda, el CO2 es uno de los gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera que causan mayor preocupación en el mundo. Las emisiones de CO2 principalmente son resultado de la combustión de un combustible fósil para obtener energía, y esto ha generado un gran debate respecto al cambio climático. De acuerdo con el DOE, las emisiones del bióxido de carbono del mundo en 2006, provenientes de combustibles

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fósiles, fueron de 28.3 miles de millones de toneladas (mmmta) y aumentarán a 36.8 mmmta en 2020. El efecto ecológico que el gas natural tiene al participar en el uso de energía como combustible, se espera, en el 2020 participe con 24.2% del consumo de energía primaria, y su contribución a las emisiones sea de 21.0%, mientras que el carbón cubrirá 27.5% con emisiones del gas de efecto invernadero del 42.1%.

Demanda Entre 2004 y 2020 se estima que el consumo mundial de gas natural pasará de 317.5 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) a 386.6 mmmpcd. Si bien la tasa de crecimiento anual del gas natural es ligeramente menor a la del carbón, se espera que sea una fuente importante en la generación de electricidad y el sector industrial, debido a que es una opción ambientalmente más atractiva, y su combustión es más eficiente respecto al carbón y los petrolíferos. Estas condiciones lo privilegiarán ya que algunos gobiernos están implementando políticas de desarrollo sustentable, tanto regionales como nacionales, para reducir emisiones de bióxido de carbono (CO2). Los procesos del sector industrial son los principales consumidores de gas natural; durante 2004 este sector demandó 44.0% del consumo mundial de gas natural. Se espera que, en el mundo los precios de crudo permanezcan elevados para el futuro, lo cual generará que el gas natural desplace a los petrolíferos; por lo que se estima que la demanda de gas del sector industrial crecerá a un ritmo de 2.1% entre 2004 y 2020, en el último año el sector consumirá 47.7% de la demanda total mundial. Del 2004 al 2020 en el sector eléctrico, se estima una tasa de crecimiento anual del 30% en el consumo de gas, como resultado de las nuevas plantas de ciclo combinado que poseen eficiencias mayores, para la generación de electricidad. El uso del gas natural pasará del 31.0% en 2004, al 39.1% en 2020.

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IV. EXPECTATIVAS DEL GOBIERNO FEDERAL EN SEGURIDAD ENERGÉTICA

l Gobierno Federal elabora sus programas y prospectivas en apego a los lineamientos establecidos por la Ley de Planeación, y forman parte de una estrategia para impulsar el desarrollo del país, para poner en marcha un sistema integral que vincula el Plan Nacional

de Desarrollo, los programas que emanan de él, y el proceso presupuestal que se elabora año con año en cada dependencia.

E Las metas que aquí se plantean han sido elaboradas por la Secretaría de Energía, como veremos a través de este capítulo, en donde se señalan los principales resultados que se esperan obtener en el sector energético, para contribuir a la construcción de un México fuerte y competitivo en las décadas por venir, y además permiten establecer un proceso claro de seguimiento y de rendición de cuentas hacia los ciudadanos. Programa Sectorial de Energía 2007 – 2012 Este programa ha sido elaborado tomando como punto de partida la Visión México 2030 y el Plan Nacional de Desarrollo, así como los resultados de una amplia consulta con actores relevantes del sector que han aportado elementos de diagnóstico y de acción. En él se expresan los objetivos, las estrategias y las líneas de acción que definirán la actuación de las dependencias y de los organismos federales que pertenecen a este sector. La visión para el año 2030, es tener un sector energético que opere con políticas públicas y un marco fiscal, laboral y regulatorio, que permita contar con una oferta diversificada, suficiente, continua, de alta calidad y a precios competitivos; maximiza la renta energética; asegura, al mismo tiempo, un desarrollo sostenible en términos económicos, sociales y ambientales; y lograr que el sector aproveche las tecnologías disponibles y desarrolle sus propios recursos tecnológicos y humanos. Asimismo, promueve el desarrollo eficiente de mercados nacionales y la participación en mercados internacionales, donde las empresas del Estado son competitivas, eficientes financiera y operativamente, con capacidad de autogestión y sujetas a rendición de cuentas. La seguridad energética es para México un objetivo central, debido a que nuestro consumo de energéticos depende, principalmente, del petróleo y del gas natural. Por ello, y con el objetivo de reducir los riesgos inherentes al alto consumo de combustibles fósiles, es conveniente que la matriz energética incluya una mayor participación de fuentes renovables. La estimación de los recursos para la ejecución del presente Programa Sectorial, estará determinada en los Proyectos de Presupuesto que anualmente son presentados por la dependencia y quedarán sujetos a la disponibilidad de recursos. Objetivos Sectoriales • Objetivo I.1. Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos. • Objetivo I.2. Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales

de eficiencia, transparencia y rendición de cuentas. • Objetivo I.3. Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera

sustentable. • Objetivo II.1. Fomentar niveles tarifarios que permitan cubrir costos relacionados con una

operación eficiente de los organismos públicos del sector eléctrico. • Objetivo II.2. Equilibrar el portafolio de fuentes primarias de energía.

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• Objetivo II.3. Fortalecer a los organismos públicos del sector eléctrico en lo referente a prácticas operativas y estándares tanto de calidad como de confiabilidad en los servicios que ofrecen.

• Objetivo III.1. Promover el uso y producción eficientes de la energía. • Objetivo III.2. Fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y

biocombustibles técnica, económica, ambiental y socialmente viables. • Objetivo IV.1. Mitigar el incremento en las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEI). Objetivo I.1. Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos.

Objetivo I.2. Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales de eficiencia, transparencia y rendición de cuentas. Al tratarse de una industria en la cual los márgenes determinan en gran medida la viabilidad de los proyectos, la innovación y el desarrollo tecnológico juegan un papel fundamental para reducir costos e introducir nuevas técnicas, a fin de mejorar el aprovechamiento de nuestros recursos petroleros. Por ello, debe fomentarse la creación de conocimiento científico, apoyándose en instancias como el Instituto Mexicano del Petróleo y las instituciones de educación superior del país.

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Objetivo I.3. Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera sustentable.

Balance Nacional de Energía, 2006 El Balance Nacional de Energía muestra la evolución del Sector Energético mediante el análisis de sus principales variables, de esta manera los principales resultados observados durante 2006 fueron: Producción de energía primaria En el año 2006 la producción nacional de energía primaria totalizó 10,619 petajoules (PJ), cifra 0.7% menor respecto al 2005. El decremento se debió, en términos generales, a la menor producción de condensados y crudo; los cuales disminuyeron de 2005 a 2006 en 23.2% y 3.6%, respectivamente. En el gas natural, se observó un incremento de 11.2% en el mismo período. Por su parte, la electricidad primaria aumentó 4.3% en 2006 respecto de 2005, explicado principalmente por el incremento en la producción de energía eólica, hidroenergía, y nucleoenergía. La biomasa decreció 2.1% como resultado de la menor producción de bagazo de caña y leña, los cuales disminuyeron de 2005 a 2006 en 6.6% y 0.2%, respectivamente.

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Comercio exterior de energía primaria Los intercambios de energía primaria (petróleo crudo y carbón) con el exterior, incluyendo maquila, registraron un saldo neto a favor de 4,013.4 PJ en 2006, cifra inferior en 3.2% a la obtenida en 2005 que fue de 4,147.6 PJ. En términos de energía, la exportación de petróleo crudo en 2006 disminuyó 2.8% respecto a 2005, al totalizar 4,211.7 PJ. La mezcla de exportación, en volumen, se formó para 2006 por 82.5% de crudo Maya, 12.9% de crudo Olmeca, 3.8% de crudo Istmo y 0.8% de crudo pesado Altamira. Al igual que en años anteriores, la mezcla de crudo de exportación observó, en 2006, una mayor participación de los crudos pesados y menor de los ligeros y superligeros; sin embargo, cabe destacar el incremento en la participación del volumen exportado de crudo Olmeca, el cual pasó de 11.9% en 2005 a 12.9% en 2006. En 2005 el crudo Maya, Olmeca, Istmo y pesado Altamira

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tuvieron participaciones de 82.9%, 11.9%, 4.5% y 0.8%, respectivamente. En términos de barriles por día, las exportaciones de crudo decrecieron en 1.3% de 2005 a 2006.

Las exportaciones de carbón mineral disminuyeron 26.1% entre 2005 y 2006, mientras que las importaciones aumentaron 5%. Por esta razón, el déficit de la balanza comercial de carbón mineral alcanzó los 199.7 PJ, es decir, 5% mayor al observado en 2005, el cual fue de 190.3 PJ. Oferta interna bruta de energía primaria La oferta interna bruta es la disponibilidad de energía para consumo interno. Agrega los conceptos de producción, importaciones y variación de inventarios; y descuenta la exportación, la energía no aprovechada y la maquila-intercambio neto. En 2006, la oferta interna bruta de energía primaria registró un aumento de 0.7% respecto al 2005, como resultado del crecimiento en las importaciones de carbón mineral, de la entrega de gas residual de plantas y gas de formación a PEMEX Exploración y Producción; así como de la reducción de los envíos al exterior de petróleo crudo, incluyendo maquila. Lo anterior, no obstante el decremento observado en la producción de energía primaria, así como del incremento en los niveles observados de energía no aprovechada.

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En 2005, la oferta interna bruta de energía primaria creció 6.3% respecto a 2004, como resultado de los mayores niveles de producción y de entrega de gas residual de plantas y de formación a PEMEX Exploración y Producción, las cuales incrementaron la disponibilidad de energía primaria. Asimismo, la reducción en las exportaciones de petróleo crudo por maquila y la menor energía no aprovechada, contribuyeron al crecimiento observado en 2005 de la oferta interna bruta. Los hidrocarburos representaron el 82.8% de la oferta interna bruta en 2006, respecto al 82.9% de 2005. Por otro lado, el carbón mineral, la electricidad primaria y la biomasa, participaron con el 5.4%, 6.9% y 4.9%, respectivamente. Por otro lado, los hidrocarburos crecieron 0.6% en el período de referencia. Al interior de los hidrocarburos, el gas natural creció en 8.4%, mientras que el petróleo crudo y los condensados presentaron un decremento de 3.9% y 22.7%. Por su parte, la electricidad primaria incrementó su participación en 0.2 puntos porcentuales y se ubicó en 6.9% de la oferta interna bruta de energía primaria. Destaca el crecimiento de la energía eólica en un 794%, debido a la puesta en servicio de la central La Venta II en Oaxaca, la hidroenergía con 9.0% y la nucleoenergía con 1.3%, mientras que la geoenergía decreció 9.0%. La biomasa disminuyó ligeramente su participación en la oferta interna bruta de energía primaria de 5.0% en 2005 a 4.9% en 2006. Lo anterior se explica por el decremento de 6.6% en el bagazo de caña y 0.2% en la leña. Por otro lado, la participación del carbón mineral se mantuvo constante en 5.4%. Ello, como resultado del crecimiento de 0.2% en su oferta interna bruta (véanse cuadro 4 y figura 1). Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo, 2007-2016 México es el sexto productor de crudo a nivel mundial y la relevancia de este recurso en nuestro país, es porque en él se basa la seguridad energética y, con su aportación a la economía nacional, es un importante motor del desarrollo económico. Es difícil pensar en el México moderno sin relacionar su historia con aquella del petróleo. Sin embargo, es también necesario pensar en el futuro para poder vislumbrar los requerimientos de esta industria para que México satisfaga las necesidades internas del país, se mantengan niveles adecuados en la relación reserva-producción, mitigue los impactos ambientales y sigamos siendo uno de los principales actores en el entorno mundial de la industria del petróleo. Al primero de enero de 2007, las reservas totales de hidrocarburos en el país ascendieron a 45,376.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuales 70.3%

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correspondió a reservas de aceite; 18.9% a las reservas de gas seco, 7.5% correspondió a líquidos de planta y 2.1% a condensados.

Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos registrado en el país al primero de enero de 2007, 11,047.6 mmb correspondieron a reservas de aceite; de éstas, la mayor parte corresponde a crudo pesado, cuyo volumen representa 63.4%; seguido del crudo ligero con 30.8%; y el superligero con 5.8%. La Región Marina Noreste contiene 59.1% del volumen total de reservas probadas de aceite; la Región Marina Suroeste 9.4%; la Región Norte 8.0% y aquéllas contenidas en la Región Sur corresponden al 23.4%.

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La plataforma de producción en nuestro país ascendió a 3,256 mbd en 2006, siendo el crudo pesado el de mayor aportación a la producción nacional. La participación de este crudo representó 68.9% del total a nivel nacional en dicho año. La Región Marina Noreste es la que posee la mayor producción de petróleo crudo, seguida por la Región Sur cuya producción de crudos ligeros es la más alta del país con 45.6% del total de la producción. En tercer sitio se encuentra la Región Marina Suroeste cuya producción se compone principalmente de crudos ligeros. La Región Norte ocupa el cuarto sitio y su producción se compone de crudo ligero y crudo pesado

El crudo destinado a consumo nacional se emplea para la producción de petrolíferos o elaboración de materia prima de las industrias química y petroquímica. El porcentaje de crudo destinado a

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consumo nacional se ha mantenido en niveles entre 42 y 46% del crudo producido en el país a lo largo del período 1996-2006. El Sistema Nacional de Refinación (SNR) es el mayor demandante del crudo destinado a proceso en territorio nacional absorbiendo 1,171.7 mbd en promedio para el período 1996-2006. El volumen de exportaciones de crudo mexicano durante 2006 se ubicó en 1,792.7 mbd y el promedio de éstas en el período fue de 1,722.0 mbd. El principal destino de las exportaciones de crudo es EUA, que captó 88.7% del total en 2006. La cartera de proyectos 2007 de PEMEX Exploración y Producción (PEP) muestra el conjunto de oportunidades que se han identificado hasta el día de hoy, y a partir de ella se han generado dos escenarios de producción denominados sobresaliente y bajo. En el primero se desarrolla un número de proyectos exploratorios que permiten mantener la producción de petróleo crudo en niveles superiores a 3,200 mbd y con una inversión asociada superior a 150 mil millones de pesos en promedio entre 2006 y 2016. Mientras que en el escenario bajo, los niveles de inversión menores a 100 mil millones de pesos en promedio anual, limitan la actividad exploratoria y se traduce en una producción promedio cercana a 2,500 mbd en el período 2006-2016. El escenario sobresaliente mantiene un promedio de producción de 3,257 mbd entre 2006 y 2016. La producción obtenida en los proyectos de explotación presentará una disminución por la declinación esperada del yacimiento de Cantarell, mientras que la producción del conjunto de oportunidades exploratorias se incorpora en 2008, además de una producción proveniente de aguas profundas en 2014. En la producción de crudo por regiones del escenario sobresaliente, se espera que la Marina Noreste decline a una tasa de 7% anual entre 2006 y 2016. Esta declinación será compensada por el crecimiento en otras regiones, principalmente en la Región Norte, donde se prevé un incremento hasta alcanzar una participación de 27% del total en 2016. De acuerdo a la calidad de aceite, se espera que la producción de crudo pesado disminuya en los primeros años, y que hacia el final del período se contraiga 35% respecto a 2006. El SNR continuará siendo el principal demandante de crudo en territorio nacional y su demanda se incrementará como resultado de la conclusión de las reconfiguraciones y la expectativa del arranque de una nueva capacidad de refinación. Se prevé un cambio en la tendencia de consumo por tipo de aceite; en 2006 el crudo pesado representaba 40% del total demandado por el SNR y hacia el último año del período prospectivo, se espera que eleve su participación a 63%. Las exportaciones de crudo del país disminuirán como consecuencia del aumento en la demanda nacional de crudo. Para el último año del período, el volumen promedio total de crudo destinado a exportación se estima en 1,505 mbd. El escenario bajo se caracteriza por exploración restringida, postergación de la exploración y desarrollo de aguas profundas y una reducción en la plataforma productiva. Lo anterior debido a que este escenario supone un nivel presupuestal y de endeudamiento constante. Asimismo, considera una declinación en la producción de los campos actuales al no incorporase nuevos desarrollos. La producción en el último año del período será de 2,136 mbd. Se presenta una declinación más pronunciada en la Región Marina Noreste. Las Regiones Marina Suroeste y Sur también verán una reducción en su volumen de producción, la primera en 40%, y la segunda en niveles superiores a 20%. Se contempla una reducción en los volúmenes de producción de los tres tipos de petróleo crudo, en particular el crudo pesado se reducirá 44.8% en 2016, respecto a 2006. Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en territorio nacional, se requerirán importaciones, de modo que se cuente con las calidades de crudo que la demanda nacional necesite. Las exportaciones de crudo registrarán la mayor reducción entre los distintos destinos que tiene la producción nacional. Al final del período prospectivo la disminución esperada en este escenario será de 85% en el volumen promedio respecto a 2006.

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Escenario de producción sobresaliente Este escenario supone la capacidad máxima de ejecución de PEP a través de intensificar la actividad exploratoria, el desarrollo inmediato de los descubrimientos realizados y la consecuente perforación de pozos de desarrollo tanto en esos descubrimientos como en reservas ya identificadas. Supone, además, un mercado de servicios fortalecido con capacidad suficiente para suministrar, con oportunidad y calidad, materiales y servicios relacionados con las actividades de exploración, explotación, acondicionamiento y distribución de hidrocarburos. Las premisas de montos de inversión se diseñaron para la realización de las reformas estructurales que requiere el país, con el propósito de elevar la rentabilidad social y económica de la inversión, y con ello incrementar, de manera significativa, los recursos destinados al desarrollo de infraestructura. Con base en la inversión considerada, PEP elaboró el escenario sobresaliente en el cual se determinan las metas de producción y la actividad física asociada. El portafolio de negocios 2007 de PEP para el escenario sobresaliente contiene un total de 81 proyectos, de los cuales seis son integrales de exploración y explotación (proyectos que abarcan tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos como la actividad extractiva de producción de las reservas encontradas o de las reservas existentes); 29 proyectos de explotación (proyectos que consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas), 22 de exploración y 24 de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que, salvo en los proyectos de infraestructura y soporte, se incluyen las inversiones de seguridad industrial y protección ambiental. Entre algunos aspectos considerados en el presente escenario de producción se encuentran: • Techos presupuestales por 157 mil millones de pesos en promedio a lo largo del período

destinados a inversión física. De estos, 98 mil millones se ocuparán en la explotación de campos actuales, 28 mil millones se destinarán a la exploración de nuevos campos y 31 mil millones a su futuro desarrollo;

• Se intensifica y fortalece la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas, con el aseguramiento de los equipos de perforación requeridos para iniciar producción de aceite a partir de 2014;

• Se considera la producción esperada de los pozos exploratorios programados a terminar en 2007 y el desarrollo de los campos descubiertos;

• El programa de perforación exploratoria considera los proyectos: Julivá, Comalcalco, Litoral de Tabasco Terrestre, Coatzacoalcos y Campeche Poniente Terciario, Campeche Poniente y Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino;

• Se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación de reservas remanentes, además de que se continúan diferentes estudios y acciones para mejorar el factor de recuperación de campos maduros y marginales.

El escenario propuesto comienza con una producción de crudo de 3,256 mbd en 2006, y mantiene un promedio de 3,255 mbd entre 2006 y 2016. Cabe señalar que estos niveles de producción dependen del éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre; así como de la disponibilidad de recursos oportunos, tanto financieros como técnicos, y de la capacidad de ejecución de un mercado de materiales y servicios para, eficientemente, suministrarlos de acuerdo a los ritmos de ejecución de los proyectos de PEMEX.

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El horizonte de planeación muestra que la producción de aceite obtenida en los proyectos de explotación presentará una disminución esperada en todo el período, misma que se acelera a partir de 2009, principalmente por la declinación del yacimiento Cantarell y de otros campos que alcanzan su etapa de madurez. En contraparte, la producción del conjunto de oportunidades exploratorias comienza a incorporarse en 2008, con un volumen de 2 mbd, alcanzando su máxima aportación de 925 mbd hacia el final del período. Este escenario incorpora una producción de 19 mbd proveniente de aguas profundas en 2014 que aumentará hasta 174 mbd en 2016. Por categoría de proyectos En este apartado se analiza la diversificación de los grandes proyectos de producción de crudo. En este sentido, el portafolio de negocios se clasificó en los siguientes proyectos: • Explotación (sin Chicontepec y Cantarell); • Cantarell; • Chicontepec; • Exploración (sin aguas profundas); y, • Aguas profundas. Los proyectos de explotación cubrirán un promedio de 1,637 mbd en el período de análisis. El conjunto de estos proyectos alcanza su producción máxima en 2010, cuando lleguen a 1,851 mbd, representando casi 60% de la producción nacional de crudo de ese año. La disminución de la producción de los proyectos de explotación a partir de 2011, obedece principalmente al inicio de la declinación de Ku-Maloob-Zaap. Uno de los retos más importantes de la cartera de proyectos 2007 es continuar con la administración de la declinación del Proyecto Cantarell, principalmente por la importancia volumétrica que este Complejo ha tenido en la producción de crudo del país durante varias décadas. Es por esto que, en la planeación técnica de Cantarell, se está diseñando un nuevo proyecto que busca maximizar la producción a través de un proyecto de recuperación adicional de hidrocarburos, de tal manera que la actual estrategia de explotación, basada en un mantenimiento de presión, deberá evolucionar a otro esquema de explotación.

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El total de la producción en este proyecto disminuirá a una tasa de 14.1% anual entre 2006 y 2016, promediando un volumen de 921 mbd en el período. Se espera que la declinación de la producción de Cantarell sea parcialmente compensada por una mayor producción de Ku-Maloob-Zaap, Chicontepec y otros campos. La producción de los proyectos de exploración provendrá principalmente de los proyectos Golfo de México B, Reforma, Cuichapa y Crudo Ligero Marino. En lo referente a aguas profundas, estos proyectos inician su producción de crudo a partir de 2014. Para la clasificación de estos proyectos se considera una definición propia de PEP, donde aquellos desarrollos con un tirante de agua superior a 500 metros son considerados como proyectos de aguas profundas. Esta definición responde a que, a esa profundidad, la tecnología para el desarrollo de esos campos cambia de manera significativa.

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Sistema Nacional de Refinación Para el período 2006-2016, se espera que el SNR continúe siendo el principal demandante de crudo en territorio nacional. A su vez, se prevé que la proporción de crudo requerido se incrementará conforme se concluyan las reconfiguraciones planeadas en las refinerías, y entre en operación la nueva capacidad. De este modo, mientras que en 2006, el SNR captó 38% del volumen total de crudo destinado a distribución, se espera que en 2015 esta proporción se eleve hasta 51%, como resultado de la expectativa del arranque de nueva capacidad de refinación en ese año La proporción de crudo pesado captado por el SNR se incrementará de manera considerable entre 2006 y 2016, respecto al volumen total de este tipo de crudo para distribución. En el año base (2006), la demanda del SNR representaba 24% del total disponible a nivel nacional, mientras que para 2016 se espera que esta proporción se eleve a 63%. Comercio exterior, 2006-2016 Se prevé que las exportaciones de crudo del país disminuyan como consecuencia del aumento en la demanda nacional de crudo, lo que ocasiona que, para el último año del período, el volumen promedio total de crudo destinado a exportación se reduzca en 364 mbd respecto a 2006.

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Cabe señalar que, en caso de que la nueva capacidad de refinación no fuera concretada hacia el 2015, este crudo pesado quedaría en disponibilidad para ser comercializado en el mercado exterior. Programa de inversiones El desarrollo del escenario sobresaliente supone un aumento significativo en los recursos de inversión en infraestructura como resultado de las reformas estructurales. La inversión asociada al presente escenario de producción se estima en 157 mil de millones de pesos de 2007 en promedio anual a lo largo del período. El total de las inversiones de la cartera 2007 de PEP están divididas en: • Explotación; • Exploración; y, • Futuros desarrollos. En el escenario para la producción de aceite crudo, se observa que para el caso propuesto se tiene una meta de 3,182 miles de barriles para el 2007 y que posterior a ese año dependerá del monto de las inversiones destinadas a PEP. Así, en los primeros años se observan cambios menores en el escenario sobresaliente, mientras que a medida que transcurre el tiempo los efectos se muestran mucho mayores; esto se debe a que las inversiones que se realizan actualmente en infraestructura y perforación de pozos, tienen efecto en el mediano y largo plazo y contribuyen a mantener la producción. En cuanto a la incorporación de reservas, el escenario sobresaliente

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supone que la inversión que se realiza en el desarrollo de estos campos, tiene como meta una tasa de restitución de reservas probadas y 3P de 100% en el año 2012. Las variaciones en términos de inversión se deben principalmente a dos factores: a cambios en los precios de los hidrocarburos que se han traducido en incrementos a los costos de los materiales y servicios empleados en la industria petrolera y también a los ritmos de ejecución de los diferentes proyectos que constituyen este portafolio de inversiones. En este contexto, el escenario contempla una estructura de costos que reflejan las condiciones comerciales al primer trimestre de 2007. Del monto de inversión promedio, 62% está dedicado a la explotación de campos actuales, 18% a la exploración de nuevos campos y 20% a su futuro desarrollo. La estrategia de PEP es atender las cuencas maduras, a la vez que se incursiona en aguas profundas. Los proyectos como Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán niveles superiores al 60% de las inversiones de explotación en el período 2008-2016. A partir de 2010, la inversión exploratoria se incrementa principalmente en los proyectos marinos como Golfo de México B, Golfo de México Sur, Crudo Ligero Marino y Campeche Oriente. El incremento en las inversiones del futuro desarrollo a partir de 2012 se explica, principalmente, por los ritmos de ejecución de los proyectos de aguas profundas Golfo de México B y Golfo de México Sur. A partir de 2007, las inversiones en explotación en proyectos ya aprobados se reducen debido a la conclusión de las obras de los principales proyectos marinos como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Crudo Ligero Marino. De las inversiones físicas en explotación programadas entre 2008 y 2016, el 55% corresponde a proyectos terrestres, que incluyen la extracción de hidrocarburos en Chicontepec, Burgos, Antonio J. Bermúdez, Veracruz y por los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF). Las inversiones en aguas someras representan 38% del total y se ejercerán en los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Crudo Ligero Marino y Chuc. El resto de las inversiones en el horizonte de planeación se llevarán a cabo para actividades de soporte y mantenimiento. Los proyectos exploratorios mantienen una inversión promedio anual de 28 mil millones de pesos entre 2006 y 2016. La inversión en proyectos marinos representa 75% del total en el período 2008-2016. En aguas someras, los principales proyectos son Crudo Ligero Marino, Coatzacoalcos, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Lamprea. Respecto a las inversiones en aguas profundas, éstas se enfocan al proyecto Golfo de México B y Golfo de México Sur. Mientras que los principales proyectos terrestres son Reforma Terciario, Burgos, Simojovel y Cuichapa.

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A partir de 2009, se esperan inversiones físicas en futuros desarrollos, priorizando proyectos en aguas someras como Crudo Ligero Marino y Coatzacoalcos, los cuales representarán 32% de la inversión total destinada a este rubro en el período. Las inversiones en proyectos terrestres se ejercerán principalmente en los proyectos Reforma Terciario, Simojovel y Cuichapa, y promedian 25% de la inversión. En aguas profundas la inversión está enfocada a los proyectos Golfo de México B y Golfo de México Sur, a los que se destinará 43% de la inversión total durante el período. En cuanto a los pozos totales se estima que, entre 2007 y 2016, se habrán perforado un total de 12,597 pozos acumulados. El incremento a partir de 2008 se debe principalmente al desarrollo de Chicontepec. En ese período se perforarán 1,312 pozos en exploración, mientras que los asociados a futuro desarrollo serán 1,810. Cabe hacer notar que, para 2012, se advierte una disminución en la perforación de pozos en la Cuenca de Burgos y en los correspondientes COPF.

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Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016 El balance nacional prospectivo de petróleo crudo integra la visión para los próximos 10 años de este mercado. Éste se presenta como un ejercicio vinculado a la cartera de inversión de PEP, la cual contiene los proyectos a desarrollarse en sus distintas fases hacia 2016.

La concentración de la producción en las regiones cambiará con la declinación de la Marina Noreste como consecuencia de la disminución de la producción en el Proyecto en Cantarell, y esta producción estará siendo compensada por los desarrollos en las otras regiones, principalmente sustentados en el incremento de producción de crudo que se realice en Chicontepec. Por otro lado, desde el punto de vista de proceso nacional del crudo producido, se espera un aumento considerable hacia el final del período, principalmente a partir de 2015. Este aumento en la demanda nacional se traducirá en un menor volumen de crudo exportado, sin embargo, de no concretarse el proyecto del nuevo tren de refinación, este volumen sería destinado a la plataforma de exportación. Así la cartera de proyectos de PEP prevé que la producción de crudo pesado disminuya a un ritmo de 4.3% anual. En contraste, se incrementa la producción de los crudos más ligeros, que permitirán compensar la producción total de crudo en territorio nacional. Escenario de producción bajo Este escenario se caracteriza por una inversión limitada ante la ausencia de las reformas estructurales que requiere el país, lo que se traducirá en exploración restringida, postergación de la exploración y desarrollo de aguas profundas más allá del 2022, y una reducción en la plataforma de producción. El portafolio de negocios 2007 de PEP que se contempla en el presente escenario incluye 68 proyectos divididos en: seis proyectos integrales de exploración y explotación, 29 de explotación, nueve de exploración y 24 proyectos de infraestructura y soporte. De esta, manera se puede observar que el impacto de la inversión restringida derivaría en un número menor de proyectos asociados con la exploración.

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Los aspectos más relevantes del presente escenario de producción consideran: • Techos presupuestales promedio de 100 mil millones de pesos en inversión física durante el

período. De estos, 8 mil se destinan a exploración, 3 mil a futuro desarrollo y 89 mil a las actividades de explotación;

• En cuanto a la actividad exploratoria, sólo se considera la producción esperada de los pozos exploratorios programados al término de 2007 y se mantiene el programa de perforación exploratoria para el proyecto Burgos, mientras que el resto de los proyectos exploratorios se difieren al 2011 de manera escalonada. Cabe mencionar que este escenario no considera la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas.

• En lo referente a la explotación, se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo encaminados a mejorar el factor de recuperación de reservas remanentes, además de continuar con los mismos esquemas de ejecución en campos maduros y marginales.

Así, la producción de crudo promedio del período 2006-2016 de este escenario se ubica en 2,682 mbd. Para fines comparativos, este escenario tocará los mismos temas que el sobresaliente; explicando la prospectiva de producción de acuerdo a la actividad, proyectos, regiones y calidades de aceite.

Por categoría de proyectos En esta sección se mantendrá la clasificación de proyectos adoptada en el escenario anterior, a excepción del de aguas profundas, ya que en este escenario no contempla un desarrollo considerable. En este sentido, se abarcarán los siguientes proyectos: • Explotación (sin Chicontepec y Cantarell); • Cantarell; • Chicontepec; y, • Exploración (sin aguas profundas). Este escenario considera una declinación en la producción de los campos actuales al no incorporase nuevos desarrollos. Se prevé que los proyectos de explotación tengan una producción promedio de 1,554 mbd a lo largo del período de análisis, con un máximo de producción hacia

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2009 con 1,782 mbd y declinando hasta 1,277 mbd hacia el final del período y una tasa de decrecimiento de 1.2% en promedio anual. Otro factor de gran relevancia a lo largo del período, será la declinación esperada de la producción de Cantarell. En este proyecto la administración de la declinación será muy similar a la del escenario sobresaliente. Se espera que la producción promedio de este activo sea de 917 mbd y la tasa promedio de declinación sea de 14.1% anual. Esto significa una reducción de 1,399 mbd respecto a la producción de 2006. Parte de esta baja en la producción será compensada por un aumento en la producción en Chicontepec, proyecto donde se estima que la producción crezca a un ritmo de 32% anual. Sin embargo, en términos volumétricos, el aumento hacia el 2016 será de 360 mbd en comparación con el volumen de producción obtenido en 2006, lo que significaría que el proyecto Chicontepec sería incapaz de compensar la caída en la producción de los proyectos de explotación y de Cantarell. Asimismo, se tiene que la aportación de los proyectos exploratorios es mínima, sólo al final del período, además de que no existe aportación de los proyectos de aguas profundas.

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Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016 Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en territorio nacional, será necesario recurrir a importaciones de modo que se cuente con las calidades de crudo que la demanda nacional requiere.

Es importante señalar que, al igual que en el caso del SNR, la demanda por parte del complejo petroquímico La Cangrejera permanece inalterada respecto al escenario sobresaliente, demandando los mismos volúmenes en ambos escenarios.

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Programa de inversiones En el presente escenario se consideran recursos de inversión decrecientes respecto a los observados en años recientes, como resultado de la disminución de ingresos petroleros. Los niveles de inversión asociados a esta plataforma de producción equivaldrán a destinar un promedio de 100 mil millones de pesos de 2007 a lo largo del período 2006-2016, divididos en exploración, explotación y futuro desarrollo. En estas condiciones de inversión, puede observarse la relación de ésta con los volúmenes de producción; de esta manera durante los primeros años, la plataforma de producción se mantiene en niveles superiores a los 3,000 mbd, mientras que conforme la inversión disminuye se reduce, a su vez, el nivel de producción a 2,136 mbd en 2016. Los niveles de inversión destinados a la explotación de los campos actuales representan 89% del promedio de inversiones en el período; las inversiones en exploración representarán 8%, y el 3% restante se destinará a futuro desarrollo. La estrategia que plantea este escenario genera un impacto mínimo en explotación, con la excepción de Chicontepec. Los proyectos Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán, en el período, 61% de las inversiones de explotación, además de que a lo largo del período no se invierte en proyectos de aguas profundas y para el resto de proyectos exploratorios la inversión es limitada. El 88% de la inversión se destina a proyectos en explotación a fin de mantener, hasta donde sea posible, los niveles de producción. En lo referente a la exploración, ésta es mínima y no existe actividad en aguas profundas.

Las inversiones físicas en explotación contemplan proyectos de infraestructura y soporte que representan 41% de la inversión. El 50% de las inversiones se destina a proyectos terrestres, que demandan una inversión menor a la de los marinos. Para proyectos marinos la inversión

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representa únicamente 9% destinándose, principalmente, a Ku- Maloob-Zaap, Cantarell y Crudo Ligero Marino. En lo que respecta a la actividad exploratoria, el reducido nivel de inversión obliga a posponer dicha actividad, manteniéndola los primeros años únicamente en Burgos. A partir de 2013 comenzarían a tener actividad exploratoria otros proyectos como Crudo Ligero Marino, Sardina y Reforma. Por último, no existe exploración en aguas profundas durante todo el período. A lo largo del período de estudio 33% del total de estas inversiones se destinará a proyectos terrestres mientras que 67% corresponderá a proyectos en aguas someras. De la inversión que se pretende ejercer en futuros desarrollos, se tiene que ésta comienza hasta 2010 y únicamente en Burgos, mientras que las actividades de futuros desarrollos en otros proyectos como Reforma, Crudo Ligero Marino, Sardina y Macuspana iniciarían hasta 2015. Al igual que en la actividad exploratoria, en aguas profundas no se tendría actividad en todo el horizonte. Las proporciones de inversión serán de 71% en proyectos terrestres y el 29% restante a proyectos en aguas someras. El número de pozos que se espera perforar en el período de 2007 a 2016 se estima en 11,124. La mayor actividad de perforación de pozos se dará en Chicontepec y COPF, donde se perforará 73% del total de pozos. Los pozos exploratorios representan únicamente 13% del total de pozos perforados.

Los pozos de explotación presentarán una reducción, pasando de 531 pozos en 2006 a 58 en el último año del período. Los pozos en Chicontepec presentarán el inverso de esta tendencia, aumentando su número de forma constante pasando de 64 pozos a 885 al final del período. Los pozos asociados a los COPF se incrementarán hacia la mitad del período alcanzando su número máximo en 2009 con 283 pozos y reduciéndose a partir de ese año.

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Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016 Este escenario de planeación presupone una inversión limitada y una reducida actividad exploratoria. Estos factores, aunados a la declinación en la producción de Cantarell, darán como resultado una importante caída en la plataforma de producción de petróleo a nivel nacional durante el período de estudio. En este escenario no se contempla la incursión en aguas profundas por parte de PEP, lo que impactará en una mayor escala los pronósticos de producción al final del período. Este escenario contempla una disminución en la producción en tres de las cuatro regiones en que se subdivide el país para la exploración y explotación de hidrocarburos, siendo la única región que escapa a esta tendencia la Región Norte. Sin embargo, debido a la baja inversión asociada en este escenario, el aumento en la producción en dicha región no será muy significativo. En cuanto a los distintos destinos del crudo nacional, se observa que este escenario presenta mucha similitud con el escenario sobresaliente. Los volúmenes destinados a la refinación son muy similares. Sin embargo, este escenario presenta la peculiaridad de que, al ser insuficiente la producción nacional de crudos ligeros, se tendrá que destinar la producción de crudos superligeros para realizar las mezclas que mejoren la calidad de crudos de mayor densidad para el mejor aprovechamiento de las refinerías que forman parte del SNR. En lo que respecta a los volúmenes destinados al complejo petroquímico, estos son idénticos en ambos escenarios. Lo anterior da como resultado que la plataforma de exportación se vea reducida de forma considerable a lo largo del período de estudio. Cabe señalar que en este escenario, aún si el nuevo tren de refinación no se llevara a cabo, el volumen destinado a exportaciones no alcanzaría 50% del volumen actual. Con respecto al comercio internacional, este escenario se caracteriza por incluir dentro de sus proyecciones un volumen de importación de crudo ligero que complemente la oferta nacional, con un máximo de 191 mbd en 2013 y un mínimo de 53 mbd en 2016. En la cartera de proyectos que contempla PEP asociada a este escenario se prevé una reducción en los volúmenes de producción de todas las calidades de crudos, siendo el pesado el que presenta la mayor tasa de decremento con 5.8% en promedio anual. En este caso, esta reducción se encuentra asociada a la declinación en Cantarell. Los crudos ligero y superligero también verán reducida su producción aunque a una menor tasa de decremento, en este caso esta baja se encuentra asociada a la menor actividad exploratoria que no permitirá la incorporación de yacimientos a la fase de extracción.

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Prospectiva del Mercado de Gas Natural, 2007-2016 El fuerte incremento en la producción mundial de gas natural en los últimos años ha derivado en una reducción de la tasa de reserva-producción (R/P) en niveles superiores a los programados. En este sentido, se tiene que en 2003 dicha tasa se ubicó en 70.4 años, mientras que en el 2006 esta relación bajó a 63.3, incluso con el incremento en los niveles de adición de reservas. A nivel internacional México ocupó el lugar cuarenta en reservas de gas seco, diecinueve en la producción y el doceavo como consumidor de gas. La actividad económica nacional en 2006, mostró un crecimiento de 4.8% en el Producto Interno Bruto (PIB), mientras que los precios relativos del gas con otros combustibles sustitutos, tuvieron un impacto positivo y considerable en el consumo de gas natural debido a que, el alza de los precios del petróleo generó incrementos en los precios de los derivados que compiten con el gas natural en los sectores de uso final. Esto se reflejó en un crecimiento en la demanda nacional de gas natural de 10.9% durante 2006 respecto al año anterior. Desde 2003 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar un volumen de 5,356 mmpcd en 2006, 11.2% mayor que en el año previo. Además, se lograron máximos históricos en la producción promedio mensual en septiembre con 5,587 mmpcd, y la correspondiente diaria el 27 de diciembre (5,774 mmpcd).

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En esta prospectiva se estima que para los próximos 10 años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 3.3%, al pasar de 6,531 mmpcd en 2006, a 9,031 mmpcd en 2016. Entre 2006 y 2016 se estima que la demanda total de gas natural se incrementará en 38.3%; esto equivale a un volumen de 2,500 mmpcd hacia el final del período, donde el sector eléctrico justificará 61.2%.

El escenario medio de oferta de gas natural tiene su origen en el escenario propuesto de PEMEX Exploración y Producción (PEP), el cual reconoce los perfiles de producción de la cartera de proyectos 2007 de PEP, considerando el posible desarrollo de reservas incorporadas por la actividad exploratoria, e inversiones para explotación y exploración. Cabe mencionar, que el escenario de oferta se encuentra entre el escenario bajo y el sobresaliente de la Prospectiva del mercado de Petróleo crudo 2007-2016.

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Así, la oferta nacional crecerá a un ritmo de 3.3% en el período 2006-2016, de tal manera que alcanzará una producción de 7,642 mmpcd en el último año. El nivel de producción provendrá de cuencas terrestres y un incremento en las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas que PEP esta planeando, al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku- Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de que la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008. Análisis de la demanda prospectiva de gas natural El escenario macroeconómico es el insumo principal que sustenta a la estimación de la demanda del mercado nacional de gas natural para los próximos 10 años. Éste considera los Criterios Generales de Política Económica de 2007 emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el escenario de precios de los combustibles sustitutos autorizado por la Secretaría de Energía, y otras consideraciones relacionadas con tendencias en cada sector de consumo final, proyectos de infraestructura, tanto de particulares como del sector público, así como la mejor información disponible al cierre de la edición de esta prospectiva. La tasa anual del crecimiento económico del período 2007-2016 se estima promediará 3.6%, ligeramente menor al pronóstico utilizado en la prospectiva anterior, que consideró una tasa de 3.8% en el período 2006-2015. Como resultado de los componentes y las variables independientes mencionadas, el consumo interno de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 3.3%, pasando de 6,531 mmpcd en 2006 a 9,031 mmpcd en 2016. Entre 2006 y 2016 se estima que la demanda total de gas natural se incrementará en 38.3%, esto equivale a un volumen de 2,500 mmpcd más hacia el final del período, donde el sector eléctrico justificará 61.2%, las actividades del sector petrolero 22.0% y el sector industrial representará 11.9%; el resto corresponderán a incrementos por actividades de los otros tres sectores.

Sector petrolero El gas natural es utilizado en el sector petrolero como combustible en ductos, refinerías, plantas procesadoras de gas, bombeo neumático, generación de energía eléctrica, materia prima, entre otros usos. Históricamente, el sector petrolero es el de mayor consumo de gas natural dentro del balance nacional, de hecho en 2006 representó 46.2% del consumo; sin embargo, la demanda del sector petrolero se verá superada en 2013 por el sector eléctrico. Aún así, en los próximos 10 años se espera que la demanda del sector petrolero crezca 18.2%, llegando al final del período de

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proyección a un volumen de 3,568 mmpcd. Del incremento esperado, 58.8% se deberá a las recirculaciones internas a pozos de PEP, y el resto corresponde a la participación del gas utilizado en las autoconsumos de las subsidiarias de PEMEX.

En 2016 se prevé que las empresas energéticas paraestatales obtengan un ahorro, principalmente en gas natural, del orden de los 107 mmpcd, por medidas de eficiencia energética; mientras que las empresas del sector privado podrían lograr ahorros de energía del orden de 4 mmpcd. Oferta de gas natural La oferta de gas natural para los próximos 10 años, es el resultado de un ejercicio de planeación que se basa en una cartera de proyectos que contiene las oportunidades de inversión asociadas a las reservas y recursos prospectivos de hidrocarburos identificados y documentados en nuestro país, de acuerdo con los objetivos y estrategias del Plan de Negocios 2007 de PEMEX Exploración y Producción (PEP). El portafolio de negocios 2007 de PEP contiene un total de 81 proyectos, de los cuales 6 son proyectos integrales de exploración y explotación (es decir que contienen tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos como la actividad extractiva de producción de las reservas encontradas o de las reservas existentes), 29 proyectos de explotación (sólo consideran la producción de reservas ya descubiertas), 22 de exploración y 24 proyectos de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que, salvo los proyectos de infraestructura y soporte, el resto incluyen las inversiones necesarias vinculadas a seguridad industrial y protección ambiental. Considerando el portafolio 2007 de PEP, y para fines de la prospectiva se generó un escenario llamado “propuesto”, vinculado a una inversión promedio anual de 144 mil millones de pesos de 2007, con expectativas de extracción de gas natural por 6,446 mmpcd promedio entre 2007 y 2016. Este techo presupuestal incluye las inversiones necesarias para mantener la producción base, como aquellas inversiones Pidiregas ya autorizadas en actividades estratégicas. Escenario medio de producción Para esta prospectiva el escenario medio de oferta de gas tiene su origen en el escenario propuesto de PEP, el cual reconoce los perfiles de producción de la cartera de proyectos 2007 de PEP, considerando el posible desarrollo de reservas incorporadas por la actividad exploratoria, e inversiones para explotación y exploración, el posible desarrollo de aguas profundas y el desarrollo del proyecto Chicontepec (también llamado Aceite terciario del Golfo).

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El conjunto de proyectos de PEP que cuentan con autorización para ser financiados en los próximos años, y su desarrollo dependerá de la existencia de suficiencia presupuestal, de la capacidad de financiamiento de PEMEX y el éxito de las actividades exploratorias. Cabe mencionar que se incluyen en la proyección los Contratos de Obra Publica Financiada (COPF) autorizados hasta el primer semestre de 2007. Entre algunos aspectos sobresalientes del escenario propuesto de producción se encuentran: • Techos presupuestales promedio por 144 miles de millones de pesos. Esta inversión física se

destinará para sustentar el escenario propuesto entre 2007 y 2016. Así, 94 mil millones de pesos se ocuparán en la explotación de campos actuales, 25 mil millones a la exploración de nuevos campos y 25 mil millones al rubro de futuro desarrollo;

• En la actividad exploratoria se mantiene un esfuerzo importante en todas las cuencas terrestres; sin embargo, se incrementan las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas;

• En la explotación, se continúa con los proyectos más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz. Además, la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008; y

• se incluyen proyectos como el exploratorio Papaloapan B, los proyectos de desarrollo Lakach y Samaria-Somero; se evalúa la inclusión del desarrollo de Lakach y se están segregando los proyectos de la Subdirección de Distribución y Comercialización para formar uno sólo.

El escenario propuesto comienza con una producción de gas natural de 5,356 mmpcd en 2006, y llega a 6,907 mmpcd en 2016. Este escenario de producción de gas será explicado brevemente en los siguientes términos: • Por tipo de actividad (exploración y explotación) • Por categoría de proyectos • Por región • Por calidad de gas Por actividad El escenario propuesto en términos de las actividades de exploración y explotación de gas, por un lado indica la administración efectiva de la producción base proveniente de campos y pozos en explotación actual, y cómo responderán a distintos factores como la depresión de los yacimientos, el avance de los contactos agua- aceite y gas- aceite, y cómo será controlada la productividad de los pozos. Durante el período 2006-2016, la producción obtenida de los proyectos de explotación alcanza su máxima aportación de 6,020 mmpcd en 2006, y comienza a declinar a partir de ese año hasta llegar a 3,305 mmpcd en el último año de análisis. Por el lado de las actividades exploratorias se refleja una nueva producción a partir de 2009, con un volumen a obtener de 110 mmpcd, y que se planea alcanzará una aportación de 3,602 mmpcd hacia 2016, resultado de inversiones en las cuencas terrestres, aguas someras y aguas profundas. El comportamiento esperado en las actividades se relaciona primero, con una expectativa de declinación en las actividades de explotación esperada en los proyectos Burgos y Veracruz. Esta caída en la explotación se planea mitigar con las aportaciones de los proyectos Chicontepec, Crudo Ligero Marino y los COPF. A partir del 2014, se incorporan los volúmenes de producción de gas natural de los proyectos exploratorios Burgos, Golfo de México B, Lamprea, Reforma Terciario, Delta del Bravo y Crudo Ligero Marino.

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Por categoría de proyectos En esta clasificación del escenario propuesto se observa la diversificación de los grandes proyectos considerados en la cartera de PEP. Así, el portafolio de negocios respecto a la producción de gas se clasificó en los siguientes proyectos: • Explotación (sin Chicontepec y Cantarell), • Cantarell, • Chicontepec, • Contratos de Obra Pública Financiada, • Exploración (sin aguas profundas) y • Aguas profundas. Una de las inquietudes más importantes de la cartera de proyectos 2007, es cómo se dará la administración del Proyecto Cantarell, principalmente por lo que éste yacimiento ha representado en la producción de hidrocarburos del país durante varias décadas. Si bien, este yacimiento tiene mayor impacto en la producción de crudo, por el lado de gas natural la declinación también se ve afectada. Durante 2006, Cantarell aportó 716 mmpcd a la producción nacional, y se espera una declinación rápida de 15.5% por año hasta llegar a 2016 con una aportación de 133 mmpcd. La caída en la producción en este activo será compensada principalmente por los desarrollos que se alcance en los COPF y en Chicontepec. Cabe señalar que, en la planeación administrativa de Cantarell, se busca maximizar la producción de hidrocarburos a través de un proyecto de recuperación terciaria, de tal manera que el escenario de producción considera un proyecto de mantenimiento de presión. Además, existe una producción marginal esperada en términos exploratorios relacionada con el yacimiento a partir de 2012. Con respecto a aguas profundas, estos proyectos consideran una definición propia de PEP, dónde aquellos desarrollos con un tirante de agua superior a 500 metros (m) son considerados como tales. Esta definición se refiere a que a esa profundidad PEP cambia la tecnología para el desarrollo de esos campos.

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La obtención de gas natural proveniente de aguas profundas se desarrolla a partir de 2012, y comienza a ser significativo a partir de 2014 cuando se estima una producción de 321 mmpcd, con una tendencia incremental que se espera llegue a cerca de 500 mmpcd en 2016. Contratos de Obra Pública Financiada Los Contratos de Obra Pública Financiada4 (COPF) responden a la búsqueda de nuevos esquemas de contratación para la ejecución de algunos proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos. Este nuevo esquema de contratación se desarrolló en estricto apego a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, a las leyes y a los reglamentos en materia petrolera.

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El propósito de este esquema es incrementar la producción de hidrocarburos en México, aprovechar los recursos naturales del país y reducir las importaciones de gas natural. A partir de 2006, estos contratos forman parte de los proyectos Pidiregas. Estos son contratos de obra pública que sobre la base de precios unitarios agrupan en una sola unidad distintos servicios. Con este mecanismo, Petróleos Mexicanos mantiene los derechos y la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras construidas, a la vez que accede a capacidades adicionales de ejecución, tecnología y financiamiento para efectuar obras de desarrollo, infraestructura y mantenimiento de pozos. Estos contratos no contemplan la participación de los contratistas ni en la producción ni en las utilidades del proyecto. Los contratos vigentes al cierre de 2006, ubicados en la cuenca de Burgos, tienen por objeto desarrollar reservas de gas natural no asociado. De 2003 a 2005 se realizaron dos rondas de licitación de las que se derivó la firma de siete contratos correspondientes a los bloques Reynosa-Monterrey, Cuervito, Misión, Fronterizo y Olmos de la primera ronda y Pandura-Anáhuac, y Pirineo de la segunda. La tercera ronda de licitación considera los bloques Nejo, Monclova y Euro, que en conjunto abarcan un área de 6,196 kilómetros cuadrados. Las licitaciones públicas internacionales correspondientes se publicaron en el Diario Oficial de la Federación el 10 de agosto de 2006. Las obras relativas a esta ronda permitirán capitalizar las inversiones en la cuenca de Burgos, disminuir el ritmo de declinación de los yacimientos ubicados en esa región, y aprovechar la experiencia generada con la perforación del primer pozo multilateral en rocas carbonatadas. Los trabajos realizados en 2006, a través de estos contratos, permitieron terminar 62 pozos de desarrollo y cinco pozos exploratorios, y una producción de 138 mmpcd de gas natural. Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB De acuerdo con el escenario propuesto de PEP, la disponibilidad de gas natural a PGPB observará una tendencia positiva durante el período 2007-2016, hasta alcanzar un máximo de 6,848 mmpcd en el año 2014. Bajo este escenario la Región Norte se mantendrá como la principal proveedora de gas natural. Esta región presenta la mayor tasa de crecimiento anual en el período, la cual asciende a 4.1%, influida en particular por el desarrollo del proyecto Chicontepec. La producción de gas natural entregado de PEP a PGPB durante el período, estará sustentada en incrementos de entregas de gas húmedo dulce. Este tipo de gas presentará incrementos anuales de 9.6% entre 2006 y 2016. Hacia 2016 se procesará un volumen de 2,567 mmpcd de gas húmedo dulce en las criogénicas, 3,137 mmpcd será gas húmedo amargo que llegará a las plantas endulzadoras, y como complemento, se inyectará al SNG un volumen de 1,021 mmpcd del gas seco directo de campos productores.

Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2006-2016 En el ciclo prospectivo 2006-2016 se estima un crecimiento menos dinámico en la demanda interna de gas natural respecto al período histórico. Mientras que en la última década la demanda nacional creció a 6.2%, hacia el futuro se incrementará 3.3% en el período citado. Entre los factores que han contribuido a reducir la demanda pronosticada respecto a otros escenarios, podemos mencionar los siguientes: • Tasas de crecimiento económico moderadas, una mejor comprensión de la relación entre los

ritmos de crecimiento de la economía, de la demanda de electricidad y de la demanda de gas natural como combustible sustituto en el sector industrial, y

• un impulso a la diversificación de fuentes de energía para la generación de electricidad.

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Aún así, el crecimiento de la demanda de gas natural será sin duda uno de los de mayor dinamismo en el mercado de energéticos nacionales. De esta manera para 2016, la demanda estimada de gas natural alcanzará un volumen de 9,031 mmpcd. En el futuro la mayor parte del crecimiento en la demanda de gas natural provendrá del sector eléctrico, el cual se espera registre una tasa media de crecimiento de 5.1% en el período 2006-2016 y crecerá 1,529 mmpcd. Los sectores petrolero e industrial le seguirán en importancia, presentando crecimientos de 550 y 297 mmpcd, respectivamente, entre 2006 y 2016. Es importante destacar que los sectores de menor participación en el consumo presentarán gran dinamismo en su demanda durante la década. El sector residencial, de servicios y autotransporte crecerán en su demanda conjunta a una tasa media de crecimiento media anual de 7.8% en el período de análisis. Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 3.3% en el período 2006-2016, de tal manera que llegará a una producción de 7,642 mmpcd en el último año. El nivel de producción provendrá de cuencas terrestres y un incremento en las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas que PEP esta planeando, al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de que la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008. Como respaldo de estos proyectos, PGPB estaría disponiendo de gas natural en forma incremental a un ritmo de 2.3% promedio anual en el período 2006-2016, e invirtiendo 54,643 millones de pesos a precios del 2007, en el período de análisis, orientados fundamentalmente a proyectos que aseguren el procesamiento de la oferta de gas de PEP y a operar los activos de la empresa bajo las mejores prácticas en materia de seguridad, salud y protección ambiental. Así, entre ambas subsidiarias se contará con una oferta de superior a los 7,000 mmpcd a partir de 2009, alcanzando un máximo de 7,702 mmpcd en 2014, basados fundamentalmente en el crecimiento de la oferta localizada en la Región Norte, y en particular en el desarrollo del activo Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

El comercio exterior de gas natural se perfila muy dinámico, con un saldo neto deficitario de 1,389 mmpcd hacia 2016. Se estima que las importaciones de gas natural crecerán 92.6% respecto a 2006, registrando un volumen de 1,962 mmpcd, de los cuales 1,500 mmpcd provendrán de contratos de GNL en tres terminales de regasificación que se contemplan en el período de análisis.

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Escenarios alternativos El objetivo de la elaboración de escenarios no es predecir con exactitud los acontecimientos futuros sino explorar posibles tendencias, mejorar la comprensión de las dinámicas que conforman el futuro y poder así evaluar las opciones estratégicas para preparar la toma de decisiones. En este apartado, se esquematizan las generalidades que dan origen a cada escenario de oferta y demanda de gas natural para el horizonte prospectivo 2007-2016, así como aquellas combinaciones más factibles de ocurrir. Por el lado de oferta nacional de gas seco se tiene un solo escenario llamado medio, el cual mantiene una serie de inversiones según la cartera de proyectos estimada por PEP. El escenario propuesto de producción de PEP, da origen al escenario medio de oferta de gas seco, y se considera el más factible entre la cartera de proyectos de inversión, ya que contempla las restricciones presupuestales que enfrenta hoy en día PEMEX. Con las inversiones acumuladas de PEP por 1,446.5 miles de millones de pesos en el período 2007-2016 en el escenario propuesto, y las señaladas en el apartado de inversiones de PGPB, se alcanza una producción promedio de 7,285 mmpcd de gas seco. El consumo de gas natural representa la contraparte que marca la dinámica del mercado prospectivo. Por tal motivo se presentan tres escenarios de consumo esperados, los cuales representan una síntesis de las expectativas de crecimiento en las actividades económicas en cada sector de uso final. En esta última fase intervienen todos los agentes que determinan el equilibrio del gas natural entre productores y consumidores a través del crecimiento esperado en la economía del país. El escenario alto de demanda está fundado bajo la expectativa, de que el PIB del país crecerá a un promedio anual de 4.1% entre 2007 y 2016. Este incremento económico ocasionaría tasas medias de crecimiento de 3.7% en la demanda del mercado nacional para el período 2006-2016. El escenario base o medio de demanda de gas natural está sustentado en un crecimiento promedio de la economía de 3.6% anual en el período 2007-2016, alcanzando un volumen de gas natural de 9,031 mmpcd en 2016, a través de crecimientos en la demanda de 3.3% anuales en todo el período tomando como año base 2006. En las proyecciones del escenario de bajo crecimiento, la demanda del gas natural presentaría incrementos de 2.8% anual para el período 2006-2016, los cuales serían reflejo de un crecimiento promedio anual de 2.4% en la economía nacional a partir de 2007 hasta el final del período de análisis. Escenario de demanda alta y oferta base Este escenario alternativo plantea la posibilidad de una oferta con esquemas de inversión e infraestructura que hoy en día son los más factibles, siempre y cuando se cuente oportunamente con los recursos presupuestales. Por un lado, con los proyectos autorizados en la oferta se podría continuar con un crecimiento de 3.3% promedio anual. Por el otro lado, la demanda sería la más dinámica y crecería a 3.7% en el horizonte prospectivo. Este escenario provoca que la brecha de las importaciones alcance un máximo de 2,024 mmpcd en 2012, y cierre el período de análisis con 1,975 mmpcd en 2016. Una variable que podría hacer factible este escenario es una caída en el precio del gas natural o que el precio del crudo se mantenga elevado, y encarezca el precio de los petrolíferos sustitutos del gas natural.

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Escenario de demanda baja y oferta base Este escenario proporciona una visión de lo que sucedería si en el largo plazo las expectativas de crecimiento de la demanda fueran moderadas en cuanto al desarrollo de infraestructura, actividad económica en el país y condiciones de precio del combustible, entre otras. Una de las causas que podría llevar a este escenario, es la diversificación del uso de combustibles para la generación de electricidad de tal manera que disminuyera el consumo de gas natural de este sector. Otro posible factor sería la aplicación de programas de uso eficiente y ahorro de energía en este mercado. Adicionalmente, la volatilidad de los precios jugaría un papel importante, ya que si los precios del mercado norteamericano se incrementan considerablemente, obligaría a los consumidores a reducir su demanda.

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Programa Nacional de Infraestructura, 2007-2012 Este programa con apego a los lineamientos marcados en el Plan Nacional de Desarrollo-establece los objetivos, las metas y las acciones que impulsará el gobierno federal para aumentar la cobertura, calidad y competitividad en este sector estratégico para el desarrollo nacional. Asume el reto de construir una infraestructura sólida, actualizada y extendida en beneficio de las generaciones de hoy y de mañana, y se define acciones con una visión integral y de largo plazo y se construye con base en tres escenarios: • Inercial, el cual supone que no se llevan a cabo las reformas estructurales que requiere el país; • Base, que prevé que sólo se lleve a cabo la Reforma Hacendaria propuesta al Congreso • Sobresaliente, que supone la realización de todas las reformas que se requieren Este documento se elaboró a partir del escenario base, si bien se presentan también las principales metas de cada sector de acuerdo con los tres escenarios.

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Meta Global • La meta para 2030 es que México se ubique en el 20 por ciento de los países mejor evaluados

de acuerdo con el índice de competitividad de la infraestructura que elabora el Foro Económico Mundial.

• Para alcanzar esta meta, en 2012 México debe convertirse en uno de los líderes de América Latina por la cobertura y calidad de su infraestructura.

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Cómo lo Vamos a Lograr • Impulsar los proyectos de mayor rentabilidad social, con base en su factibilidad técnica,

económica ambiental. • Resolver la problemática en materia de adquisición de derechos de vía y simplificar los trámites

para la obtención de autorizaciones en materia ambiental. • Dar suficiente certeza jurídica y promover activamente los esquemas de participación pública y

privada en el desarrollo de infraestructura. • Eliminar la regulación innecesaria y los inhibidores a la inversión, incluyendo, entre otras

acciones, la revisión y simplificación de los procedimientos de contratación. • Promover una mejor coordinación entre los gobiernos federal, estatal y municipal, y con el

sector privado, para el desarrollo de la infraestructura. Qué Necesitamos Para alcanzar los objetivos y metas propuestos, es necesario llevar a cabo un conjunto de reformas estructurales que permitan elevar la rentabilidad social y económica de la inversión y, con ello, incrementar de manera significativa los recursos, tanto públicos como privados, destinados al desarrollo de infraestructura.

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Escenarios de Inversión en Infraestructura 2007-2012 Las metas y los requerimientos de inversión previstos en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 corresponden al escenario base.

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Metas 2012 • Mantener la confiabilidad del suministro de energía eléctrica, utilizando en la planificación

márgenes de reserva de entre 23 y 25 por ciento. • Incrementar la capacidad efectiva de generación en 9 mil megawatts.1/ • Lograr que las fuentes renovables representen el 25 por ciento de la capacidad efectiva de

generación. • Poner en operación más de 14 mil kilómetros-circuito de líneas en los diferentes niveles de

tensión. • Incrementar la cobertura nacional del servicio de electricidad para alcanzar al 97.5 por ciento

de la población. • Ubicar a México en el 40 por ciento de los países mejor evaluados de acuerdo con el índice de

calidad del suministro eléctrico que elabora el Foro Económico Mundial.

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Metas 2012 • Alcanzar una producción superior a los 2.5 millones de barriles diarios de petróleo. • Mantener la producción de gas natural en alrededor de 5 mil millones de pies cúbicos diarios. • Elevar la tasa de restitución de reservas de hidrocarburos a 50 por ciento.

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Estrategias • Ampliar y modernizar la capacidad de refinación. • Incrementar la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte de petrolíferos. • Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de mitigación del impacto

ambiental. • Aumentar la capacidad de procesamiento y transporte de gas natural. • Con base en el marco jurídico y los análisis de rentabilidad de los proyectos, promover

inversiones complementarias en petroquímica.

Metas 2012

• Realizar las acciones necesarias para incrementar la capacidad de proceso de crudo a por lo menos 1.4 millones de barriles diarios en 2012.

• Mantener una relación de importación a ventas de gasolina no mayor a 40 por ciento. • Reducir el contenido de azufre en los combustibles para cumplir con la normatividad ambiental. • Construir, con recursos privados, al menos 800 kilómetros de gasoductos.

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V. PROPUESTAS PARA LA SEGURIDAD ENERGÉTICA EN MÉXICO Cuencas Petroleras de México

egún el artículo de A. Oviedo publicado en la revista de Ingeniería Petrolera, Septiembre de 2007, en México la geología económico petrolera desarrollada durante 100 años ha permitido identificar 16 cuencas sedimentarias con potencial petrolero, y descubrir un

volumen original de hidrocarburos de 288 mil millones de barriles de crudo y 233 millones de millones de pies cúbicos de gas, de este volumen se tiene una producción acumulada de 33 mil millones de barriles de crudo y 52 millones de millones de pies cúbicos de gas. Al 1 de enero de 2006 se tiene una reserva total remanente 3P de 46.5 mmmbpce, integrado por 34.3 mmmb de aceite y 61.3 mmmmpc de gas. El volumen no recuperable a esta fecha, asciende a 220.7 miles de millones de barriles de petróleo crudo y 119.7 millones de millones de pies cúbicos de gas natural.

S

Es importante resaltar que – en estos cien años – la recuperación de petróleo crudo: volumen producido-volumen original descubierto es del orden del 11 por ciento con una reserva remanente 3P del 12 por ciento, quedando un volumen no recuperable a esta misma fecha del 77 por ciento. En el gas natural la recuperación: volumen producido-volumen original descubierto es del orden del 22 por ciento, con una reserva remanente 3P de 26 por ciento, quedando con un volumen no recuperable del 51 por ciento.

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De las 16 cuencas petroleras, 10 de ellas son productoras y las restantes clasificadas como no productoras con potencial medio-alto y con potencial bajo. En un área total de 2,753,776 kilómetros cuadrados de los cuales 1,923,040 en Tierra; 263,259 de la Plataforma Continental y 567,477 de Aguas Profundas.

Del área prospectiva total del país del orden de 1,050,000 km2 se ha estudiado sólo 200,000 km2, equivalente al 20 por ciento teniendo exploradas incipientemente a la Plataforma Continental y completamente inexploradas las aguas profundas del Golfo de México, que en conjunto suman el 80 por ciento del área prospectiva aún por explorar en México. Recurso Prospectivo Nacional A diferencia de las reservas, que son volúmenes de hidrocarburos descubiertos y recuperables comercialmente, los recursos prospectivos, son la cantidad de hidrocarburos estimada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas, y que se estiman potencialmente recuperables. La cuantificación de los recursos prospectivos está basada en información geológica y geofísica del área de estudio y en analogías con áreas donde un cierto volumen original de hidrocarburos ha sido descubierto. El esfuerzo exploratorio realizado hasta la fecha ha permitido obtener un mejor conocimiento de los recursos prospectivos de las cuencas sedimentarias de México, cuyo potencial petrolero asciende a 53.8 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente, concentrándose principalmente en las cuencas de: Sabinas: 0.3; Burgos: 3.1; Tampico-Misantla: 1.7; Veracruz: 0.8; Cuencas del

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Sureste: 18.1; Plataforma de Yucatán: 0.3 y el Golfo de México Profundo: 29.5, cuya distribución se puede ver en la siguiente figura:

Dado que la mayor parte de los recursos prospectivos se encuentra en el Golfo de México Profundo y en las Cuencas del Sureste y Burgos, a continuación se describen algunas de las características de dichas cuencas. 1. Cuenca del Golfo de México Profundo La porción de la Cuenca del Golfo de México, bajo tirantes de agua superiores a 500 m, cubre una superficie, aproximada, de 575,000 kilómetros cuadrados. Con base en la información hasta ahora adquirida, se han identificado nueve provincias geológicas, distribuidas en tres proyectos exploratorios: Golfo de México B, Golfo de México Sur y Área Perdido. Los estudios geoquímicos realizados, así como las manifestaciones superficiales de hidrocarburos y el muestreo de fondo marino, indican que el tipo de hidrocarburo esperado es aceite y gas no asociado. La actividad de perforación se inició en 2004, en el proyecto Golfo de México B donde, a la fecha, se han perforado cinco pozos exploratorios, de los cuales cuatro resultaron productores: Nab-1 productor de aceite extrapesado, y los pozos Noxal-1, Lakach-1 y Lalail-1 resultaron productores de gas no asociado. Los estudios de recursos prospectivos realizados en esta cuenca indican que es la de mayor potencial petrolero, al estimarse un recurso prospectivo medio de, aproximadamente, 30 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa el 55% del recurso total del país, que asciende a 53 mil 800 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La cuenca del Golfo de México Profundo cuenta con un recurso prospectivo total de 29 mil 500 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los cuales se tienen identificados 8 mil 513 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con 135 oportunidades exploratorias.

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2. Cuencas del Sureste Cubren una extensión aproximada de 65,100 kilómetros cuadrados, incluyendo su porción marina, desde mediados de los setenta han sido las principales productoras de aceite de México. Están conformadas por las provincias: Chiapas– Tabasco- Comalcalco, Salina del Istmo, Macuspana, Sonda de Campeche y Litoral de Tabasco. Las Cuencas del Sureste cuentan con un recurso prospectivo total de 18 mil 100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales se tienen identificados 5,387 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con 456 oportunidades exploratorias.

3. Cuenca de Burgos Esta cuenca cubre una superficie de 70,000 kilómetros cuadrados incluyendo su plataforma continental. La Cuenca de Burgos cuenta con un recurso prospectivo total de 3,100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de los cuales se tienen identificados 2,840 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con 681 oportunidades exploratorias. Estimación de las Inversiones La inversión promedio anual estimada para el período 2008-2016, en las actividades de exploración, es de más de 27,000 millones de pesos, mientras que el promedio de las inversiones anuales asociadas al posible desarrollo de los descubrimientos, producto de la actividad exploratoria, es del orden de 29,500 millones de pesos, considerando la estructura de costos del primer trimestre de 2007. Desde el punto de vista exploratorio, las inversiones serán destinadas a la adquisición de más de 125,000 km2 de información sísmica 3D y la perforación de más de 1,200 pozos exploratorios en el período referido. Asimismo, las actividades para la explotación de las reservas descubiertas suponen la perforación de 1,570 pozos de desarrollo y la construcción de la infraestructura de producción y transporte necesarias. Cabe mencionar que la exploración y producción en aguas profundas implica grandes retos tecnológicos, largos tiempos de maduración y costos significativamente mayores a los actuales. El costo de exploración y producción en aguas profundas está sujeto a una variabilidad importante dependiendo, entre otros factores, del tirante de agua, tamaño de las reservas, el factor de recuperación y la complejidad geológica asociada. El costo de infraestructura para este tipo de campo es también mayor al de los campos que se explotan actualmente en México.

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Tecnologías relevantes de Exploración Para complementar la caracterización de los recursos prospectivos, así como su posible evolución a reservas, se requiere disponer del acceso a tecnologías de vanguardia de eficiencia comprobada, principalmente de aquellas que inciden directamente en el mejoramiento de la calidad del portafolio de oportunidades y en los resultados operativos de la exploración. Las principales tecnologías críticas consideradas son: • Adquisición sísmica 3D tipo Wide Azimuth.-la aplicación de esta permitirá mejorar la imagen

subsalina y así identificar oportunidades exploratorias que pudieran contener importantes volúmenes de recursos prospectivos, por debajo de capas salinas donde la sísmica 3D tradicional no ha permitido su detección.

• Modelado geoquímico.- el fortalecimiento de esta tecnología permitirá conocer con mayor

certidumbre los tipos de hidrocarburos esperados, especialmente en aguas profundas donde no se ha logrado definir los límites entre gas, aceite ligero y aceite pesado.

• Migración en profundidad.- este procesado de la información sísmica, permitirá la elaboración de modelos estructurales y estratigráficos más confiables en los que se tendrá una mayor certidumbre de los posibles yacimientos en rocas terrígenas y carbonatadas.

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• Presión de poro.- los altos costos de perforación especialmente en tirantes de agua mayores a 500 metros requieren que todos los pozos a perforar cuenten con un diseño basado en este tipo de estudios que permita identificar las zonas con presiones anormales. Con lo anterior se logrará optimizar los tiempos de perforación, los costos asociados y evitar el riesgo de accidentes durante la operación.

• Estudios electromagnéticos.- estos estudios complementados con la información sísmica,

permitirán reducir el riesgo exploratorio en áreas de geología compleja, principalmente en la Cuenca del Golfo de México Profundo.

Tecnologías relevantes de explotación La aplicación de nuevas tecnologías a la operación de explotación contribuirá a incrementar el factor de recuperación de los campos, algunas de las tecnologías requeridas son: • Deshidratación y desalado de crudo.- el uso de procedimientos de vanguardia en el tratamiento

superficial del aceite producido, contribuye a incrementar la eficiencia en las tareas de aseguramiento de flujos.

• Sistemas de almacenamiento y producción flotantes.- entre las principales ventajas que

ofrecen este tipo de sistemas es su flexibilidad para mezclar aceites con el propósito de entregar mezclas de exportación de mejor calidad. Asimismo, ofrecen capacidad de almacenamiento adicional permitiendo diferir las operaciones bajo condiciones climatológicas adversas.

• Métodos de recuperación de crudos extrapesados.- la inyección de solventes a yacimiento

conteniendo aceites con baja densidad API, podría incrementar su factor de recuperación final de 30 a 50 %.

• Sistemas submarinos de producción.- las condiciones de bajas temperaturas y altas presiones

que se presentan en ambientes de aguas profundas requieren de la aplicación de estos sistemas para el flujo óptimo de hidrocarburos. Los principales componentes son: árbol submarino, puntos submarinos de recolección de la producción de pozos, líneas de flujo y unidades de terminación submarinas.

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Reflexiones sobre las áreas de oportunidad con las reservas totales 3P, los recursos prospectivos y la tecnología de punta Deseo iniciar mis comentarios tomando un párrafo del trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería del Maestro L. Napoleón Solórzano quien resalta “… el mérito a nuestros exploradores mexicanos, a quienes ha correspondido descubrir los 35 mil millones de barriles de crudo que hemos extraído en toda nuestra historia ...”. Con la esperanza de equivocarnos, casi podemos asegurar que nunca alcanzaremos metas así de ambiciosas en tan corto plazo. Por eso es imperativo destinar hacia nosotros mismos el petróleo que nos queda, en lugar de seguirlo exportando…, que no hemos aprendido a extender nuestra visión a mas allá de un sexenio. Urge que comprendamos que 20 o 30 años en el futuro de un país son apenas corto plazo…. De acuerdo con la nomenclatura internacional toda cuenca sedimentaria susceptible de contener hidrocarburos tiene un volumen total de petróleo inicialmente formado. Este volumen total puede no haber sido aún descubierto, pero una fracción es potencialmente recuperable y entonces es denominado recurso prospectivo; o en su defecto, una parte de ese volumen total pudo ya haber sido descubierto, entonces recibe la denominación de reserva. Ya se trate de recurso prospectivo o reserva siempre existe un rango de incertidumbre respecto al volumen. La factibilidad de explotar comercialmente los recursos prospectivos es de cero, en los posibles de 10%, en los probables de 50%, en los probados por desarrollar de 90%, y las reservas probadas desarrolladas de 100%. Estas últimas, 10 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, alcanzarían para 10 años, al ritmo de explotación y exportación actuales. Adicionalmente, se cuenta con 5 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probadas no desarrolladas. 15.3 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probables y 14.6 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas posibles. Si se toma en cuenta el volumen original de hidrocarburos descubiertos en México y el volumen producido a la fecha, es importante, con las reservas remanentes 3P, “probadas, probables y posibles” que son del orden de 34.3 miles de millones de petróleo crudo y 61.3 millones de millones de pies cúbicos, invertir recursos en exploración y desarrollo con actividades continuas simultáneamente en campos terrestres y aguas someras ya conocidos que requieren recursos económicos calculables, con menor riesgo y consecuentemente con menores costos de producción, ya que se cuenta con el capital humano, la infraestructura y el apoyo de compañías de servicio que han venido trabajando en dichas áreas. Esto permitiría incrementar en un plazo razonable las reservas probadas actuales, extendiendo la plataforma de producción y exportación por más de 10 años. El descubrimiento de yacimientos nuevos implica cada vez más dificultades y mayores costos, por lo que la industria petrolera mundial, se ha encaminado a aplicar mejores técnicas de explotación a los yacimientos ya conocidos. A raíz de esto, se ha desarrollado el desplazamiento de aceite por inyección de agua, que a la fecha es el que se aplica más frecuentemente en el mundo y con el que se ha incrementado notablemente la recuperación de hidrocarburos. No obstante aún con operaciones de esta índole, que pueden ser consideradas como satisfactorias, los factores de recuperación rara vez alcanzan un 50 por del aceite contenido en la roca almacenante, lo que significa que normalmente se deja más de la mitad del petróleo descubierto en los yacimientos considerados como agotados. Este enorme potencial de hidrocarburos recuperables 3P es un poderoso incentivo para continuar las investigaciones, pruebas de laboratorio, simulaciones numéricas de yacimientos, puebas piloto e implantación, etc. sobre los diferentes métodos de explotación, puesto que aumentar la eficiencia de recuperación en nuestras reservas probadas, aún en pequeños porcentajes, hasta se pueden triplicar las reservas, lo que equivale a obtener una cantidad extra de millones de barriles de hidrocarburos. Las inversiones a realizar en exploración serían mínimas y se cuenta con infraestructura aprovechable en las cuatro regiones petroleras de México.

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PEMEX tiene como área de oportunidad para incrementar las reservas probadas, en menor tiempo y costo, intensificar nuevas y mejores técnicas conocidas, como la recuperación mejorada, que permitan incrementar la cantidad de hidrocarburos de explotación con procedimientos de recuperación mejorada en nuestros yacimientos. Dándonos más tiempo y mejores condiciones para desarrollar los yacimientos en aguas profundas, por lo que se debe anticipar la exploración, principalmente en las Cuencas del Sureste, donde existen 18 mil millones de barriles en tierra y en aguas someras, que son cuencas similares a las que permitieron el descubrimiento de los grandes campos en el pasado, y cuyos costos, riesgos y tiempo son menores en el entendido de que existe el conocimiento y la experiencia del capital humano con la infraestructura para la explotación en 2 ó 3 años. Trampas Estratigráficas Deseo comentarles un interés personal, surgido de mi andar en el ambiente petrolero, que he escuchado de prestigiados geólogos petroleros de mucha experiencia de campo en la industria petrolera nacional o empresas de servicio, este interés crece día con día ya que también he tenido oportunidad de conversar con geólogos egresados de universidades extranjeras y ¡oh sorpresa!, todos coinciden en lo mismo: las trampas estratigráficas son palabras mayores, ¡qué complejas son las turbiditas!. Existen dos grandes paradigmas que me hacen escribir estas notas: incorporar reservas probadas e incrementar el factor de recuperación en México. El potencial petrolero en la Cuenca de Chicontepec presenta diferentes vicisitudes para su explotación y mantenimiento en la producción de sus pozos, debido a las turbiditas, lo que no es problema en otras partes del mundo, como es el caso de Brasil, en donde más de las tres cuartas partes de sus yacimientos son trampas estratigráficas turbiditicas y a pesar de esto, están posicionados entre los principales productores del mundo. La cuenca de Chicontepec, cuenta con trampas estratigráficas estructurales y mixtas con tres plays productores: Play Chicontepec de edad Paleoceno-Eoceno Temprano; Play Chicontepec canal de edad Eoceno Inferior Tardío y el Play Tantoyuca de edad Eoceno Tardío. El primer Play, es el más importante y corresponde con una secuencia sedimentaria marina, turbidítica de ambiente nerítico, externo batial depositada en forma de lóbulos y abanicos submarinos que en algunos lugares rebasa los 1700 metros de espesor. Estas secuencias de areniscas, limonitas y lutitas tienen características muy variables y se encuentran distribuidas de manera compleja. Es de nuestros mejores ejemplos, entre otros yacimientos también importantes, lo han denominado la joya de la corona, con reservas totales 3P, al 1 de enero del 2005, de 17987.9 mmb de petróleo crudo equivalente de las cuales son reservas probadas 776.6, probables 8678.2y posibles 8533.1; es decir el 38 por ciento de las reservas totales de nuestro país. De las revistas especializadas en exploración del petróleo y de la visita realizada a la Universidad Federal de Rio de Janeiro en Brasil pude constatar que el 80 por ciento de la producción petrolera y de gas natural de ese país, proviene de trampas estratigráficas, en donde los objetivos geológicos principales son los sistemas turbidíticos arenosos de la parte abisal. La complejidad de sus yacimientos y la escasez de petróleo crudo para satisfacer su demanda condujo a las autoridades del gobierno Brasileño, a reflexionar y tomar decisiones de incursionar al mar sustentadas en aprovechar las experiencias de otros países como México y de elaborar planes sólidos y con la inversión necesaria en la investigación y el desarrollo tecnológico. En 1980, PETROBRAS, perforó su primer pozo en más de 400 metros de tirante de agua y tres décadas después la frontera tecnológica del mundo de las aguas profundas ha sido ampliamente expandida

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como resultado del éxito de sus programas de investigación estratégica y de desarrollo. Ellos manifiestan que su salto tecnológico se torno posible a partir de concepciones de exploración y producción que involucraron soluciones creativas como el empleo de unidades flotantes de producción, terminación de pozos a profundidades mayores de 1800 metros, sofisticados sistemas de anclaje, líneas de flujo, risers y equipos submarinos innovadores. La tecnología de PETROBRAS la desarrolló, en gran parte, su Centro de Investigación, donde sus proyectos son desarrollados con la participación de 28 Universidades del país, Institutos y Centros de Investigación nacionales y extranjeros, con inversiones del orden de 300 millones de dólares anuales, el uno porciento de sus ventas totales, para la investigación y desarrollo tecnológico. Lo comentado anteriormente, me lleva a reflexionar, y estoy seguro de que muchos colegas lo han pensado y manifestado en diferentes foros, que otra área de oportunidad en el corto plazo para incrementar el factor de recuperación en nuestros yacimientos petroleros localizados en trampas estratigráficas, estructurales y mixtas, sería hacer participe de un porcentaje de las ventas totales de la empresa petrolera “realizando las reformas necesarias” a las Instituciones Nacionales que participen en las tareas de investigación y desarrollo en el petróleo y gas natural, así como las Universidades, Escuelas de Educación Superior, Institutos, Centros de Investigación, que impulsen la formación de capital humano, creando y participando en los laboratorios de investigación y estableciendo pruebas piloto representativas. Perforación de Pozos Petroleros abajo de la Sal En la industria petrolera día con día se investiga, desarrolla y se aplican tecnologías para facilitar y modificar paradigmas, es el caso de la perforación e identificación de los hidrocarburos abajo de la sal, revisando la historia, desde 1983 vemos que se perforó el primer pozo sin éxito, pero 16 años después en 1999 se descubrió uno de los yacimientos mas grandes del Golfo de México, con reservas estimadas de 1 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Una buena parte de la producción y de las reservas probadas proviene de estos yacimientos. El anuncio de Brasil en diciembre del 2007 sobre el descubrimiento del yacimiento Tupi, modifica de manera sustancial nuestros esquemas y expectativas de la presencia de hidrocarburos abajo de la sal. Para México no es nuevo este concepto, ya que se han tenido experiencias durante la perforación de pozos en los Estados de Chiapas y Tabasco. Por otra parte, PEMEX Exploración y Producción, en la Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo 2007-2016, indica como una de las tecnologías críticas en exploración, ellos adquirirán la sísmica 3D tipo Wide Azimuth. Lo que le permitirá mejorar la imagen subsalina e identificar oportunidades exploratorias que pudieran contener importantes volúmenes de recursos prospectivos, dado que la sísmica 3D tradicional no ha permitido su detección. Una excelente área de oportunidad para incorporar reservas y producir hidrocarburos en tiempos relativamente cortos para la industria petrolera nacional, aprovechando las experiencias y las tecnologías disponibles que ya se han utilizado en otros países relativas a la perforación de pozos abajo de la sal, se incluye una explicación conceptual de los plays subsalinos y se presentan ejemplos de casos reales exitosos de pozos costa fuera con la información más relevante, misma que puede ampliarse consultando la fuente original. Play subsalino El play subsalino es caracterizado por ser derivado de tabulaciones alóctonas de sal - es decir no depositada insitú, sino removida de su depositación original- estos depósitos alóctonos de la sal comúnmente ocurren en forma de lengüetas, lenticulares, hojas delgadas, napas - grandes y largos cuerpos delgados de rocas, removidos de su depositación original - o pabellones (Montgomery y Moore, 1997). Estos cuerpos de sal fueron una vez parte - aproximadamente 170 millones de años antes del presente - de una capa jurásica más profunda conocida como la sal de Louann (sal de la

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madre). La sedimentación encima de la capa de la sal de la madre causó la deformación de la sal y de sus sedimentos sobrepuestos. Esta deformación dio lugar a “alimentadores cercano-verticales de la sal” o “almacenes de sal” que fluyeron lateralmente en forma de hojas mientras que estos mismos se equilibraron cerca del lecho marino. Los alimentadores de la sal se comprimieron por efecto de la sedimentación y estratificación de cuerpos rocosos superyacentes a los mismos dando por resultado los depósitos alóctonos de sal descritos en forma aislada sobre la capa de la sal de la madre. Las acumulaciones potentes de sedimentos entre la sal de la madre y los depósitos alóctonos de sal, no son mentira. Los yacimientos de calidad en trampas estructurales y estratigráficas, subsalinas, son el blanco de la exploración de hidrocarburos. La sal alóctona enmascara las estructuras y la estratigrafía subsalina, pero el procesado adecuado de datos sísmicos a través de las computadoras y software sofisticado, permitiría la mejor posible proyección de la columna subyacente a la sal. Geofísicos analizan las imágenes del subsuelo procesando la energía que regresa a la superficie (sismología), estas imágenes son obtenidas por transmisión de ondas sísmicas (energía) a través de la tierra y recepcionadas en superficie. Hasta los inicios de los años 90, la proyección de imagen detallada debajo de la sal era rara porque las reflexiones sísmicas eran distorsionadas seriamente por las superficies de la sal del subyacente a los estratos subsalinos y por las características acústicas anómalas de la sal. Una técnica de procesado por computadoras sofisticada, llamada migración de la profundidad 3D (sección sísmica, posicionamiento real de profundidad), revoluciono la exploración del hidrocarburo subsalino. Aunque esta técnica ha existido por décadas, fue utilizada raramente, porque requiere una computadora de gran potencia y de software sofisticado. Los descubrimientos recientes de los yacimientos subsalinos y los avances tecnológicos; sin embargo, han hecho factible la migración de la profundidad económicamente rentable. Descubrimientos subsalinos significativos en el Golfo de México Hasta mediados de los años ochenta, era un paradigma común que una vez que la sal tabular alóctona fuera encontrada, el potencial para acumulaciones más profundas del hidrocarburo era no existente. Varios de los pozos que perforaron bajo la sal eran penetraciones accidentales. Los operadores perforaban a veces para probar los reflectores sísmicos anómalos y encontraban la sal donde pensaban que se encontraban los hidrocarburos. El primer pozo subsalino perforado en el golfo de México en 1983, fue perforado a través de dos hojas finas de la sal antes de ser taponado y abandonado en un tercer cuerpo de sal. Un total de 295 pies de sedimentos subsalinos fue penetrado entre tres cuerpos de sal. Fue en 1999 cuando BP y ExxonMobil descubren los yacimientos subsalinos más grandes en el cañón de Mississippi, en el prospecto Thunder Horse, con tirante de agua de 6.050 pies. Está considerado como uno de los descubrimientos más grandes del golfo de México profundo hasta la fecha, con reservas estimadas de 1 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Un segundo descubrimiento en el mismo lugar, fue hecho en el año 2000 en un tirante de agua de 5.636 pies. Los especialistas de estas empresas, divulgaron que las dos estructuras tenían reservas arriba de 1.5 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Este campo inició su producción a finales del año 2005. Descubrimiento subsalino más reciente en Brasil, Diciembre 2007 Cuando la industria petrolera mundial creía que la era de los descubrimientos de yacimientos gigantes, de los llamados ‘elefantes’ de más de mil millones de barriles, era cosa del pasado, la estatal PETROBRAS demostró lo contrario, anotándose otro triunfo en su larga cadena de logros costa fuera.

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El descubrimiento de la mayor provincia petrolera de Brasil costa fuera de su historia, con más de 800 kilómetros de extensión y 200 kilómetros de ancho en tirantes de agua ultraprofundas de 2000 a 3000 metros a lo largo de las cuencas marinas de Espirito Santo, Campos y Santos. El volumen descubierto, tan sólo en el yacimiento Tupi, aumenta en más de 50% las reservas de crudo y gas del país, que hasta esta fecha sumaban 14 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Se estima que las reservas recuperables de crudo y gas de Tupi serán entre 5 y 8 mil millones de barriles de petróleo crudo ligero de 28º API sin azufre. Tiene cerca del doble del tamaño de Roncador, el mayor hallazgo anterior, ubicado en la Cuenca de Campos, que contiene 3000 millones de barriles de reservas recuperables de crudo pesado. También lo colocan en el segundo lugar entre los más grandes campos del mundo descubiertos en los últimos 20 años, superado sólo por el de Kashagan, en Kazajistán, descubierto en el año 2000 y que tiene reservas de 12.900 millones de barriles. Esta provincia petrolera se halla en un área nueva de exploración, donde por primera vez se ha alcanzado el horizonte ultra profundo de sal. El pozo descubridor fue perforado en tirante de agua de 2126 metros, en una sección nueva de la Cuenca de Santos. Se perforó a una profundidad vertical verdadera de 5998 metros, penetrando una secuencia evaporítica de sal con más de 2000 metros de espesor. El pozo produjo 4900 barriles por día de crudo con 30º API y 4.3 millones de pies cúbicos diarios de gas con estrangulador de 5/8pulgadas. El pozo delimitador fué perforado a una distancia de 9,5 kilómetros al sudeste del descubridor, en tirante de agua de de 2166 metros y con pruebas de producción aportaron flujos de 2000 barriles por día de petróleo y 2.30 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, limitando la prueba por seguridad y capacidad del equipo de trabajo. Hace una década, los geólogos carecían de las herramientas para dar un vistazo debajo de los lechos de sal profundos, que en la costa pueden tener más de 1,5 kilómetros de espesor. Hoy, con la ayuda de supercomputadoras de alta velocidad, las imágenes tridimensionales de formaciones ultraprofundas debajo del lecho de sal comienzan a mostrar la posible existencia de miles de millones de barriles de nuevas reservas de crudo, y desafían la afirmación de los geólogos de que las empresas petroleras ya han encontrado casi todo el petróleo usable del mundo. Del análisis de las pruebas de formación, del segundo pozo, permitió estimar que el volumen recuperable de petróleo ligero de 28º API está entre 5 y 8 mil millones de barriles. En los últimos dos años, se invirtieron cerca de 1000 millones de dólares para perforar 15 pozos. Ocho de ellos, resultaron productores de alto valor comercial, con importantes volúmenes de gas natural asociado, lo que confirma que estamos ante el mayor descubrimiento del país dentro de las más importantes áreas petroleras del planeta. Desde la creación de la empresa se han descubierto 25 mil millones de barriles de crudo, de los cuales ya se han producido 11 mil millones de barriles, es decir ha recuperado el 44 por ciento. La mayor parte desde horizontes geológicos de ubicación “pos-sal”, 80% en la Cuenca de Campos, con predominio del crudo pesado. En tres años más Tupi podría estar produciendo del orden de 100 mil barriles por día más con las posibilidades de aumentar gradualmente su producción a 400 mil barriles por día para el 2015. Se estima que para desarrollar el campo, se perforarían 100 pozos con un costo entre 50 y 100 mil millones de dólares. La perforación del primer pozo en este hallazgo llevó más de un año, a un costo de 240 millones de dólares. Esta empresa tiene la tecnología para perforar un pozo equivalente en 60 días con un costo de 60 millones de dólares. Sin duda el reto será navegar no solo en aguas ultra profundas sino también desconocidas en cuanto a desafíos técnicos y de costos para desarrollar sus nuevas y gigantescas reservas de crudo. Geólogos y expertos dicen que antes de comenzar a producir bajo el horizonte de sal, a un promedio de 6000 metros por debajo del lecho oceánico, se deberán recabar muchos datos sobre el flujo del yacimiento, el cual es clave y todavía incierto. A esta profundidad, la sal se convierte en una masa plástica que se mueve tratando de cerrar el pozo, entonces la perforación se enfrentará

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al problema combinado de alta presión y baja temperatura del crudo y la estabilización de la tubería de revestimiento será un desafío, lo mismo que la dureza de la roca. Los analistas destacaron que con los actuales precios récord del petróleo, ningún costo parece demasiado elevado; para el desarrollo de un proyecto como Tupi. El costo del proyecto podría ser 10 a 15 veces más alto que el de otros realizados. Es probable que en la nueva provincia se tengan al menos otros 8 bloques similares a Tupi, y para su desarrollo tendrán que sortear la disponibilidad en el mercado de las plataformas de perforación ya que es limitado y los costos han aumentado. El petróleo de este nuevo campo tiene mucho gas natural asociado y se pretende aprovechar debidamente este valioso recurso, y no quemarlo como es práctica común en sitios distantes, especialmente costa fuera. Se están considerando varias alternativas. Construir un gasoducto marino a esas profundidades resulta casi prohibitivo, por eso se estudia la posibilidad de instalar un sistema flotante de licuefacción para transferir el gas licuado a barcos metaneros para que lo trasladen a las terminales marítimas. Es importante resaltar que como resultado inmediato, el gobierno brasileño retiró de la novena ronda de licitaciones 41 bloques cercanos a Tupi, efectuada el 27 y 28 de noviembre de 2007. Los 41 bloques se encuentran en aguas ultra profundas desde el estado de Santa Catarina hasta el de Espirito Santo, en las regiones sur y sureste del país. El gobierno evaluará la mejor manera de proteger sus intereses y preservar sus riquezas. Recuperación Mejorada en los Principales Yacimientos de México Los especialistas en procesos de recuperación mejorada coinciden en estimar que prácticamente la única manera de incorporar reservas probadas de los yacimientos petroleros mexicanos es a través de la selección adecuada del o los procesos de recuperación mejorada existentes. Desde el punto de vista de trabajo de campo se debe aprovechar toda la experiencia vivida con la recuperación secundaria durante los años cincuentas, en el siglo pasado en Poza Rica Veracruz, pasando por Agua Dulce ahora Cinco Presidentes, Samaria y Cantarell en los últimos años. Sabiendo de la importancia y por demás relevante de la aplicación masiva de los procesos de recuperación mejorada, la Universidad Nacional Autónoma de México, primera institución de educación superior formadora de recursos humanos altamente especializados en la exploración y explotación petrolera, a nivel profesional y de posgrado, cuenta con un grupo de especialistas en procesos de recuperación mejorada, mismo que formará parte del Centro de Investigación y Desarrollo Tecnológico de Hidrocarburos en el que realizará, para resolver problemas de interés de la Industria Petrolera Nacional. Al amparo del convenio marco de PEMEX y la UNAM, para realizar los estudios de diagnóstico de los diferentes subprocesos y tipos de fluidos en nuestros 600 yacimientos petroleros, permite en una primera etapa desarrollar un simulador de subprocesos para aportar resultados de manera cualitativa, similar a los escrutinios realizados en los 3,207 yacimientos de Estados Unidos, de los cuales, como resultado de este estudio, 873 fueron candidatos para inyección de CO2 como proceso miscible y en los 186 yacimientos de Arabia Saudita con diferentes rangos de permeabilidad, presión, temperatura, porosidad, espesor, viscosidad y densidad del aceite. De manera simultanea, se están acondicionando los espacios de trabajo para el personal profesional, con equipo de última generación para realizar los estudios y el desarrollo del software y se realizan los trabajos de adecuación y modernización en los laboratorios para efectuar las pruebas en núcleos de tamaño completo de los yacimientos en estudio, desplazando y evaluando los diferentes tipos de fluidos, de tal manera que se puedan validar los fluidos mas viables como subprocesos miscibles o inmiscibles, simulando las condiciones de presión y temperatura de los yacimientos para obtener las máximas recuperaciones de hidrocarburos.

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Dentro de las actividades a desarrollar, se tienen planeadas las siguientes: Desarrollo de un simulador para el escrutinio de 600 yacimientos de México; Recopilación Revisión y Validación de la información del Campo seleccionado: Estudio de Factibilidad y Selección del Yacimiento; Caracterización Estática del Yacimiento; Caracterización Dinámica del Yacimiento.; Modelado Geoestadístico 3D; Transferencia del Modelo Integrado Estático y Dinámico; Simulación del Yacimiento; Diseño de los pozos y de Instalaciones Superficiales. Se estima que dichas actividades, se desarrollen en un plazo de tres años con un costo preliminar de 25 millones de dólares, sin tomar en cuenta el o los simuladores que se utilizaran para simular el comportamiento de los fluidos en el yacimiento, pozo e instalaciones superficiales, mismas que serán proporcionados por PEMEX Exploración y Producción. Conscientes de la magnitud y trascendencia del proyecto, la UNAM, de ser necesario, incorporará la participación de otras Escuelas, Facultades e Institutos de la UNAM e Instituciones de Investigación y Desarrollo Tecnológico dentro y fuera del país. Posteriormente, se tiene programado llevar a cabo una prueba piloto a través de un convenio específico entre PEP y la UNAM, esta sería coordinada por el administrador del campo en donde se realice la prueba y asesorada en su totalidad por la UNAM, quien puede elaborar el reporte final. Teoría conceptual de los procesos de Recuperación de los hidrocarburos En mi búsqueda bibliográfica relacionada con la recuperación mejorada encontré una información, de dominio público, sumamente valiosa, reciente y muy completa en el “Anuario estadístico de proyectos de recuperación secundaria y mejorada de México”, Abril 2006, elaborada por el Dr. Heber Cinco Ley y el Dr. Francisco García Hernández, que para los fines que me compete transcribo varios párrafos y figuras del documento, donde se resalta la parte conceptual de los procesos de recuperación primaria de hidrocarburos, recuperación secundaria, recuperación mejorada y los procesos de recuperación en yacimientos naturalmente fracturados y las pruebas piloto. Sin duda el material mencionado es de suma utilidad ya que en él se realiza un inventario muy amplio de los yacimientos sometidos a procesos de recuperación secundaria, mantenimiento de presión, recuperación mejorada, mencionando también la recuperación de hidrocarburos producción acumulada - volumen original de hidrocarburos de los principales yacimientos con valores dentro de un rango de variabilidad importante. Los procesos de recuperación de hidrocarburos, como resultado de la energía de empuje en el yacimiento, son conocidos como procesos de recuperación primaria, secundaria y terciaria o mejorada. Un proceso de recuperación primaria de hidrocarburos se presenta, cuando el flujo de los fluidos hacia los pozos es debido a la energía natural existente en el yacimiento. Un proceso de recuperación secundaria, queda definido por el hecho de adicionar energía al yacimiento mediante la inyección de un fluido inmiscible, manteniendo y/o reiniciando el desplazamiento del aceite hacia los pozos productores. Hay que enfatizar que en un proceso secundario, las propiedades de los fluidos y del medio poroso no son modificadas respecto a su comportamiento original, y es solamente la energía de movimiento, la competencia de movilidades y la zonificación del petróleo a contactar, los factores que definen el incremento de la recuperación. Los procesos de recuperación terciaria, comúnmente conocidos como recuperación mejorada, debido a que originan una recuperación mejorada de aceite o “Enhanced Oil Recovery” (“EOR” por las iniciales en inglés), son aquellos en donde la inyección del fluido al yacimiento, incide en la modificación de características originales de la roca y/o fluidos involucrados en el desplazamiento,

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tales como; reducción de viscosidad del aceite, modificación favorable del comportamiento de fases, reducción, de tensión interfacial, cambios composicionales en componentes no hidrocarburos, cambios de mojabilidad, entre otros. Evidentemente el hecho de modificar propiedades originales involucra cuestiones físicas, químicas y térmicas de detalle, las cuales hacen que los procesos de recuperación mejorada sean mucho más complejos y costosos. El hecho de inyectar agua o gas hidrocarburo en condiciones inmiscibles para controlar la presión del yacimiento se le denomina mantenimiento de presión; sin embargo, este proceso debe ser considerado como un caso particular de la recuperación secundaria, lo cual incide en la continuidad de movilidad y por ende en la productividad del yacimiento. La experiencia en la explotación de yacimientos, muestra que las recuperaciones convencionales obtenidas por los diferentes procesos van desde el 5 por ciento para la explotación primaria, hasta un 65 por ciento para la recuperación mejorada, en la siguiente tabla se muestra los porcentajes, como se observa, en yacimientos de gas las mayores recuperaciones son del orden del 70 por ciento, sin embargo, el hecho de la presencia de heterogeneidades locales a escala tanto de poro como de pozo y yacimiento, hace que estos valores convencionales solo apliquen en ciertos casos.

Factores totales de recuperación en yacimientos homogéneos

Proceso de Recuperación Mejorada Los procesos de recuperación mejorada comprenden los procedimientos que modifican las propiedades de los fluidos o la roca, con el fin de obtener relación de movilidades favorables entre el fluido desplazante y el aceite, incidiendo en el aumento de la recuperación. EL proceso de recuperación mejorada puede englobarse en cuatro subprocesos: Térmicos, Químicos, Miscibles y Bacteriológicos y cada uno de estos pueden ser subdivididos en forma más particular dependiendo del tipo de fluido utilizado. Cada subproceso se enfoca a la modificación de determinadas propiedades y por lo tanto a la modificación de algún mecanismo básico de recuperación. En el caso de los bacteriológicos, se puede también ocasionar el taponamiento de zonas invadidas o barridas por agua, incrementando con esto la eficiencia volumétrica de barrido. Los porcentajes de recuperación convencionales para un medio poroso homogéneo, así como los tipos de fluidos utilizados en cada subproceso, se presentan en forma concentrada en la siguiente tabla. Como podemos observar, sin considerar el taponamiento con bacterias de zonas invadidas de agua, cada subproceso actúa sobre la reducción de viscosidad, la reducción de tensión interfacial, o la alteración de la mojabilidad, lo cual estará enfocado al incremento de la movilidad del aceite o

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a la reducción de la movilidad del fluido inyectado (desplazante), generando con esto una producción adicional de aceite.

Clasificación y efectos de los diferentes subprocesos, empleados en la recuperación

mejorada

Los porcentajes mostrados en la tabla anterior agrupan experiencias de campo y laboratorio, sin embargo, no deben olvidarse las heterogeneidades locales de los yacimientos, que redunda en problemas de canalización y alta dispersión, la cual se presenta tanto a escala de poro, como a escala de pozo-yacimiento y genera que los porcentajes de recuperación sean característicos de cada caso en particular. Producción atribuible La definición de "producción atribuible" para un proceso de recuperación, queda asociada al volumen adicional obtenido, con referencia a la tendencia de producción que antecede al proceso implementado. La siguiente figura muestra esta conceptualización en función de las producciones acumuladas por proceso y total.

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Concepto de producción atribuible a los procesos de recuperación

Como se puede observar, la producción de un yacimiento tiende a presentar un máximo de producción acumulada, producto de su proceso de explotación. El diferencial de volumen entre cada uno de los procesos, se le conoce como la “producción atribuible al proceso”. El concepto en apariencia es simple, sin embargo existen varios factores que dificultan su determinación. El primero, cuando se tiene un efecto combinado de procesos, ya sea secundario o mejorada. Otro, cuando las cuestiones operativas en ingeniería de pozos inciden en los ritmos de producción, modificando la curva de producción acumulada - disminución del tiempo de extracción- y que no son producto de los mecanismos de producción del yacimiento, sino mejoramiento de productividad a nivel de pozo. De esta forma, la dificultad más importante para calcular la producción atribuible es la incertidumbre en el comportamiento que tendría el yacimiento por declinación natural, recuperación primaria, por lo que el cálculo de la producción atribuible debe considerar que los cambios de producción no solo son debidos a los mecanismos de explotación sino también a las modificaciones del esquema de explotación del campo en términos de producción y manejo de los pozos. Procesos de recuperación en Yacimientos Naturalmente Fracturados, YNF La mayor parte de la producción y de las reservas de hidrocarburos en México, provienen de los campos localizados en la región sureste del país. En esta zona predominan los yacimientos asociados a rocas carbonatadas, en donde se presentan grandes producciones de hidrocarburos relacionadas con un sistema complejo de porosidad y el predominio de las fracturas naturales y cavidades de disolución, a este tipo de yacimientos se les denominan YNF. En México el 94.5 % de la producción y el 67 % de las reservas de hidrocarburos se encuentran asociadas a este tipo de yacimientos. Las fracturas se definen como superficies planas de discontinuidad, en donde la roca ha perdido cohesión y en donde se generan espacios vacíos que pueden ocuparse por fluidos y que son causadas por procesos de deformación y alteración de la roca. Existen diversos modelos que representan los medios fracturados. El más simple de ellos considera bloques de roca, separados por planos de ancho variable representando las fracturas, así en este modelo las fracturas tiene poca influencia sobre la porosidad de las formaciones y alta influencia en la permeabilidad del sistema. La capacidad de desplazamiento de fluidos está

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controlada por las fracturas, mientras los bloques de la matriz se relacionan con la capacidad de almacenamiento.

Concepto de producción atribuible a los procesos de recuperación

En cuestión del espacio poroso, los carbonatos presentan dos tipos de porosidad; la primaria y la secundaria (6). La porosidad primaria se relaciona entonces al ambiente de depósito y es correlacionable respecto al tamaño de poro. Sin embargo, la diagénesis es el proceso que altera la estructura original de los poros (originada en la depositación), generando con esto porosidad secundaria, la cual, en la mayoría de los casos, es difícil correlacionar con el sistema dinámico de flujo y que queda asociada a microfracturas, fracturas y vúgulos, si estamos hablando a escala de núcleo, y sí no, a fallas y cavernas, sí estamos hablando a mayores escalas. Estos cambios drásticos de la estructura porosa de la roca, hace que la porosidad en carbonatos varíe entre 1 y 35%, sin embargo, la consideración más importante es cómo está conectado este espacio poroso y es por ello que la permeabilidad varia desde 0.01 mD hasta los Darcys, sin presentar correlación con la porosidad. En la figura anterior se muestra una grafica de porosidad contra permeabilidad, en la cual se aprecia como en los carbonatos existe una gran dispersión y que solo en casos particulares, puede ser posible encontrar correlaciones bien definidas. Sin embargo, basados en un enfoque de dinámica de flujo en medios porosos, varios autores consideran que debe establecerse una clasificación en términos de recuperación y comportamiento de flujo. Bajo este enfoque, y específicamente para análisis de proyectos de recuperación, se ha tomado la clasificación propuesta por Allan, en la que define 5 tipos de yacimientos los cuales son: • Yacimientos de alta viscosidad. • Yacimientos fracturados. • Yacimientos convencionales. • Yacimientos orgánicos.

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• Yacimientos de gas y de gas y condensado. El estudio más reciente, del análisis de 250 yacimientos carbonatados a nivel mundial, realizada por Qing et al, se obtuvo el comportamiento que presentan los YNF, respecto al factor de recuperación logrado. Además de la distribución para los yacimientos de aceite y se observó que en promedio la recuperación obtenida es del 36 por ciento.

Pruebas Piloto La predicción del comportamiento de un yacimiento, sometido a la inyección de un fluido, involucra numerosos factores entre los que se encuentran, las heterogeneidades del yacimiento, los efectos del fluido en el área barrida, las propiedades de los fluidos, entre otros. Las incertidumbres concernientes a las características del yacimiento y la efectividad de los métodos de recuperación adicional, son tales que el análisis de núcleos, el análisis de la mezcla del fluido inyectado con el del yacimiento y el uso de modelos fenomenológicos son generalmente insuficientes para llevar a cabo una aplicación de campo. Por lo anterior, es necesario disponer de información a escala de pozo que permita conocer el comportamiento de la recuperación. De aquí surge la necesidad de realizar pruebas intermedias, llamadas pruebas piloto. Con estas pruebas de recuperación se determinará, a mayor escala, el rendimiento que pueda esperarse de las operaciones de inyección a nivel de yacimiento. Una prueba piloto forma parte indispensable en la planificación y desarrollo de un proyecto de recuperación adicional. Dichas pruebas permiten establecer condiciones de inyectividad, eficiencias de recuperación, condiciones de operación, ubicación de los pozos inyectores, diseño de nuevos patrones de inyección y gastos de inyección, entre otros, los cuales son factores determinantes en el diseño del proceso en estudio. Asimismo, los resultados de las pruebas piloto permiten calibrar y determinar parámetros críticos en condiciones reales de operación, para así integrar la información a simuladores que permitan planear y evaluar, en términos técnicos y económicos, la viabilidad de aplicación del proyecto a escala de yacimiento. Se consideran dos tipos de pruebas: • Las pruebas a nivel de arreglo de tamaño limitado, diseñadas para probar la viabilidad técnica

del proceso, sin considerar como primordiales los factores de rentabilidad y factibilidad económica.

• La prueba industrial, más desarrollada, diseñada para optimizar las operaciones y probar la factibilidad económica; generalmente esta prueba es la siguiente después de la prueba piloto de tamaño limitado.

Se debe considerar que desde el inicio del diseño y hasta el final del análisis e interpretación, las pruebas piloto necesitan al menos tres años de trabajo (hasta 5 años). Aspectos a considerar para el diseño de una prueba piloto El propósito de las pruebas piloto es identificar los siguientes parámetros: • La eficiencia del desplazamiento macroscópico de los procesos. • La eficiencia volumétrica. • La interacción entre los fluidos inyectados y los fluidos del yacimiento. • La relación de los volúmenes inyectados y recuperados. • Los índices de inyectividad. • Los ritmos de recuperación.

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Con la finalidad de obtener resultados en los tiempos previstos, la duración de las pruebas debe ser de tiempos cortos pero óptimos para evaluar resultados, los arreglos deben ser tales que las operaciones no deben de ser mayores a tres años; además los arreglos deben de ser simples para minimizar costos. Arreglos de dos o tres pozos, son suficientes para las pruebas piloto, sin embargo, para una prueba industrial los arreglos son más complejos. Diagnóstico de los Principales Yacimientos de Aceite en México para la Aplicación de Procesos de Recuperación Mejorada Antecedentes: • Caso real en los 3207 yacimientos de los Estado Unidos, resultando como candidatos 873,

como potenciales en procesos miscible de CO2 de recuperación mejorada, 2001.

Number of Reservoirs 3207Candidate Reservoirs 873

Number of Reservoirs 3207Candidate Reservoirs 873

• Caso real en los yacimientos de Arabia Saudita, en 186 yacimientos con diferentes rangos de

propiedades petrofísicas y de fluidos, 1990.

• Análisis de 186 formaciones en Arabia Saudita. • Permeabilidades 1-1500 md • Presión 2000 – 5500 psi • Temperatura 140 – 240 °F • Porosidad 10 – 30 % • Espesor 10 – 300 ft • Viscosidad 0.1 – 10 cp • °API 15 – 45

Objetivo: Aplicar en los principales campos de aceite de México los criterios de selección de los Procesos de Recuperación Mejorada más viables.

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El alcance comprende el Desarrollo de software de escrutinio; Escrutinio de los yacimientos en cada una de las regiones de PEP, para la aplicación de un proyecto de recuperación mejorada; Estudio de prefactibilidad, por yacimiento, de los mejores procesos de recuperación mejorada resultados del escrutinio; Estudio de prefactibilidad, por región, a partir de la energía y fuentes de abastecimiento disponibles. Entre las ventajas de la propuesta tenemos la Reducción del riesgo asociado a la selección del proceso de recuperación mejorada; Integración de un grupo de especialistas en la UNAM de recuperación mejorada; Adquisición de experiencia en el estudio y aplicación de los procesos de recuperación mejorada; Desarrollo y transferencia de tecnología a PEP; Bases para el estudio y diseño de la prueba piloto. Actividades

PolímerosAlcalino/PolímeroSurfactante/PolímeroASP

HidrocarburosMiscibles

MODULO GAS Vapor (cíclica/Continua)

Combustión in situ

MODULO TÉRMICOS

MODULO QUÍMICOS

20102008 2009

HidrocarburosNo Miscibles

CO2 y NitrógenoMiscibleNo Miscible

MODULO GAS

REGIÓN MARINA NE REGIÓN NORTE

SOFTWARE

ESCRUTINIO

REGIÓN SURREGIÓN MARINA SO

Capacitación yTransferencia de Tecnología

Presión Mínima de Miscibilidad.Enriquecimiento Mínimo de Miscibilidad

MODULO PMM, EMM

PolímerosAlcalino/PolímeroSurfactante/PolímeroASP

HidrocarburosMiscibles

MODULO GAS Vapor (cíclica/Continua)

Combustión in situ

MODULO TÉRMICOS

MODULO QUÍMICOS

20102008 2009

HidrocarburosNo Miscibles

CO2 y NitrógenoMiscibleNo Miscible

MODULO GAS

REGIÓN MARINA NE REGIÓN NORTE

SOFTWARE

ESCRUTINIO

REGIÓN SURREGIÓN MARINA SO

Capacitación yTransferencia de Tecnología

Presión Mínima de Miscibilidad.Enriquecimiento Mínimo de Miscibilidad

MODULO PMM, EMM

Reingeniería en Campos Petroleros Pozos cerrados por alto porcentaje de agua o nitrógeno o por abatimiento de presión o por otras causas y campos maduros, marginales y cercanos al abandono En los campos petroleros los pozos pueden producir con flujo natural o fluyentes -cuando la presión del yacimiento es suficiente para vencer la contrapresión que se ejerce en el medio poroso, en el pozo y en la infraestructura superficial-, o bien empleando sistemas artificiales de producción - cuando la presión del yacimiento no es suficiente para elevar los fluidos hasta la superficie, o se desea incrementar la producción como fluyente-, se le adiciona energía en el pozo a los fluidos que aporta la formación, y de esta manera los fluidos producidos se elevan hasta la superficie. Conforme declina la presión del yacimiento, en el proceso de recuperación primaria, llega un momento en que los fluidos que provienen del yacimiento ocupan columnas pequeñas de hidrocarburos en el pozo o el nivel de fluidos se abate rápidamente , lo que redunda en

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producciones de crudo y gas natural muy bajas o el pozo incrementa su relación gas-aceite, o se incrementa el por ciento de agua y no cumple las especificaciones de comercialización, se tiene conocimiento de que en México en las cuatro regiones petroleras existen cientos de pozos cerrados por las causas mencionadas anteriormente, de alta y baja productividad, por lo que es apremiante un programa agresivo de inversiones para adecuar en un plazo de uno a tres años la infraestructura de proceso, manejo o tratamiento, según sea el caso, esto permitirá incorporar reservas y obtener producciones en rangos muy importantes. En un diario del sureste se publicó el 17 de Febrero de 2008 que PEMEX cerró 55 pozos en el complejo Cantarell porque se invadieron de nitrógeno por el avance del contacto gas-aceite en compensación la empresa paraestatal perforó 18 nuevos pozos e hizo reparaciones mayores a otros 63 y reparaciones menores, a 50 pozos más, el promedio diario de crudo de estos pozos fue del orden de 936 y 5,834 barriles, pero no fueron suficientes, también menciona el periódico que los pozos ubicados en el pozo Akal tenían una producción que oscilaba entre los 3,000 y 16,000 barriles diarios de petróleo crudo. Esta nota dice que la información deriva del documento de PEMEX Exploración y Producción denominado Evaluación de la producción, actividad física y avances de iniciativas estratégicas de Enero a Diciembre de 2007 en el Proyecto Integral Cantarell fechado el 15 de Enero de 2008. Por otro lado se indica la formación de un programa agresivo con iniciativas estratégicas para generar un portafolio robusto de oportunidades a corto plazo técnica y económicamente sustentables, que permitan explotar óptimamente la reserva remanente y establecer oportunidades a mediano y largo plazo que mejoren el factor de recuperación de aceite, para contrarrestar la declinación de Cantarell, entre ellas inyección de gas amargo, reparaciones mayores y menores entre otras. El problema mencionado es de tal impacto económico para el país que bajo el esquema actual de inversiones y régimen fiscal lo hace por demás complicado pudiéndose establecer nuevo esquemas fiscales que hagan el portafolio mas atractivo y rentable ya que los costos de producción se modificaran a la alza de manera significativa. Del estudio y análisis de las condiciones de la presión del yacimiento se puede inferir la necesidad de incrementar la misma, con un proceso de recuperación secundaría – mantenimiento de presión, o recuperación mejorada según sea el caso, La decisión del proceso incurrirá en la elevación de los costos de producción, además de grandes inversiones para la perforación e infraestructura superficial de los pozos inyectores, otros pozos productores, infraestructura superficial para el manejo de los hidrocarburos, plantas de deshidratación, desalado, endulzamiento, etc.. Sin duda alguna los diferentes esquemas de explotación en un campo petrolero, presentan los menores costos de producción cuando los fluidos del yacimiento se elevan hasta la superficie con flujo natural, y se elevan los costos de manera exponencial cuando se requiere un proceso de recuperación secundaria o mejorada. En estos dos últimos casos, las políticas de gobierno deberían a apoyar a la empresa petrolera con reducción de impuestos, otorgar descuentos y en su caso promover financiamientos que incentiven prolongar el tiempo de extracción de los hidrocarburos, con la consecuente incorporación de reservas probadas y como consecuencia el incremento de la recuperación de los hidrocarburos. El soporte de la plataforma de producción de petróleo crudo y gas natural en México, se puede inferir que proviene principalmente de los 6,006 pozos, al 31 de Diciembre de 2006, productores de petróleo crudo y gas natural de campos maduros, y una buena cantidad de campos marginales a excepción de Ku- Maloob- Zaap y litoral de Tabasco, se puede pensar que el resto de los campos están llegando a su cúspide de producción. La mayoría de los yacimientos han estado produciendo en su etapa primaria, algunos en procesos de recuperación secundaria y muy pocos en recuperación mejorada, esto nos abre una ventana de oportunidades, para continuar explotando los pozos independientemente a su producción con sistemas artificiales de bajo costo, por ejemplo:

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sustituir el o los sistemas artificiales vigentes por aquel o aquellos que nos permitan obtener la máxima ganancia, aplicando las mejores practicas en campos maduros o marginales que han resultado muy exitosos. Los volúmenes de petróleo crudo y gas natural a producir, dependerá del total de pozos, de sus volúmenes netos y el tiempo que estén produciendo. Muchos pozos marginales producen de manera asintótica pero por muchos años, que mejor ejemplo que los pozos de Nanchital, Cuichapa y Agua Dulce por mencionar algunos que tienen mas cincuenta años produciendo, desafortunadamente su rentabilidad es baja, dependiendo del precio del petróleo, pero que definitivamente es urgente apoyar con descuentos, reducción de impuestos y financiamientos implementados por el gobierno federal, los Estados, la Secretaria de Energía y Hacienda A continuación se mencionan la importancia y el impacto en el crecimiento económico de los Estados Unidos debido a la participación de los pozos marginales y cercanos al abandono. Asimismo se incluye un esfuerzo que esta haciendo Petróleos Mexicanos en la Región Norte, Sur y Marina Noreste como se mencionó anteriormente, pero que están bajo los mismos esquemas fiscales independientemente de su costo de producción. También se incluyen algunas propuestas sobre como apoyar a PEMEX Exploración y Producción para que explote los pozos dependiendo de los volúmenes y costos de producción. Los pozos marginales o cercanos al abandono, son conocidos en los Estados Unidos como stripper o marginal wells. Estos pozos son definidos por diferentes asociaciones en coparticipación con los pequeños productores, el departamento de energía, el gobierno federal, gobierno de los Estados como aquellos pozos cuya producción de crudo y gas natural ha decaído o no resulta redituable su producción de la siguiente manera: • Los pozos con alto por ciento de agua se definen como los que producen 25 barriles o menos

de petróleo equivalente por día con el 95% de agua o bien • Los pozos de petróleo que producen una cifra menor o igual a 10 barriles de petróleo por día

en promedio. • Los pozos de gas natural que producen una cifra menor o igual a 60,000 pies cúbicos de gas

natural por día en promedio.

La mayoría de estos pozos son marginalmente económicos y corren el riesgo de ser abandonados de manera prematura. Cuando el precio del petróleo era inferior a US $15/b en la década de los noventa, costaba más producir el crudo en esos pozos marginales, que su precio en el mercado. Por supuesto, esa tendencia se ha reducido gracias a los altos precios de los últimos años. Muchos de estos pozos operan con un presupuesto muy bajo, por lo que cualquier idea que tienda a mejorar la eficiencia o reducir los costos de producción tiene el potencial de mantener bombeando decenas de miles de pozos. Según estadísticas de los Estados Unidos, uno de cada seis barriles de crudo que se producen en ese país proviene de un pozo marginal, más de 400,000 pozos, el 78 por ciento del total están clasificados como marginales, en su conjunto producen casi un millón de barriles por día equivalente al 19 por ciento de la producción del país. De forma individual estos pozos son relativamente insignificantes, sin embargo, en su conjunto representan una gran proporción de empleos y el correspondiente crecimiento económico de este país, ya que cálculos teóricos económicos del 2004 muestran que el abandono de todos los pozos marginales de petróleo y gas natural de los E. E. U. U. costarían alrededor de $ 32,4 mil millones de dólares en la producción económica, los ingresos y los salarios disminuirían alrededor de $ 6,6 mil millones y casi 160,000 puestos de trabajo se perderían. También habría un impacto en el estado y en el gobierno local en que un estimado de $ 697 millones de dólares que se perderían en impuestos.

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La factibilidad técnica económica de explotar estos pozos marginales se sustenta principalmente en la reducción al mínimo del costo de producción con las mejores prácticas como el uso de energías renovables y con el apoyo del gobierno federal y estatal, hacia los pequeños productores, a través de incentivos con programas de financiamiento y reducción de impuestos. Recientemente se publicó en los diarios de circulación nacional que Petróleos Mexicanos reactivará antiguos campos de la regiones Norte y Sur, cuyo costo de producción se calcula en 13.50 dólares por barril, esperan obtener en una primera etapa una producción de 17 mil barriles por día de aceite y 13 millones de pies cúbicos de gas para los años 2009 y 2010, que podrían aportar dentro de un programa integral, una producción cercana a 100 mil barriles diarios a partir de 2015. Tomando en cuenta que el precio del crudo actualmente esta muy elevado, el costo de producción de 13.50 dólares del proyecto mencionado, suponiendo que fuera un promedio pudiera ser un costo no muy significativo, pero conforme se vaya abatiendo el precio del crudo la rentabilidad de este proyecto será muy vulnerable. Dado que el costo de producción en el proyecto mexicano esta tomando en cuenta los costos fijos y variables independientemente de las producciones de los pozos, es decir paga el mismo impuesto un pozo de alta productividad que los pozos que producen debajo de 100 barriles por día. Lo anterior nos lleva a reflexionar que el Gobierno Federal, la Secretaría de Hacienda, la Secretaría de Energía y Petróleos Mexicanos podrían aplicar la estructura de costos, reducción de impuestos, descuentos en los derechos de explotación y esquemas de financiamiento en apoyo a la continuidad de la explotación con los procesos de recuperación secundaria y mejorada, aplicados en otros países. Una idea, sería definir diferentes rangos de producción con pozos de alta, media y baja productividad, para los primeros arriba de 500, los siguiente entre 100 y 500 y por debajo de 100 barriles por día los últimos. Así mismo el gas asociado a este crudo deberá clasificarse dependiendo de los volúmenes, calidad y del costo de producción. Para los pozos de media y baja productividad se podrían reducir sus costos reduciendo los impuestos y derechos de explotación además de eliminar los costos de administración del corporativo entre otros. Es urgente la reestructuración fiscal que por si sola beneficiaría a todo México. Dentro de las diferentes vertientes es importante recordar lo que menciona el Maestro L. Napoleón Solórzano en su trabajo de ingreso a la Academia de Ingeniería con respecto a las obligaciones fiscales en espera del ansiado cambio del régimen fiscal propone una ley fácil de leer, comprender, aplicar y vigilar, como por ejemplo un derecho de extracción – valor de las reservas – igual al 60% de la diferencia entre ingresos y gastos y un impuesto del 20 % de los rendimientos netos o ganancias. Los porcentajes tendrían que analizarse cuidadosamente de manera que al mismo tiempo que se pague lo justo por las reservas, de acuerdo a los precios vigentes en el mercado internacional. Estas medidas impactarían fuertemente a nivel nacional en el Producto Interno Bruto, en el consumo nacional, en el desarrollo científico y tecnológico y la reactivación de la economía, por otro lado ayudaría a la empresa a eliminar el superávit primario, evitar su endeudamiento y autofinanciar su desenvolvimiento. La dependencia fiscal y presupuestal del gobierno federal impide su autofinanciamiento prácticamente todos los problemas de la industria petrolera tienen que ver con obstáculos que se han ido acumulando principalmente por un sistema de pagos por adelantado y con una fiscalidad que absorbe el 74% de sus ingreso por la venta de crudo y algo mas por otros conceptos , el embargo del presupuesto de PEMEX se le impide de tener de recursos autorizados de inversión mientras la SH no determine su conveniencia obligándola a congelar su liquidez, tiene superávit primario excesivo, e induciéndola a un mayor endeudamiento incluso para trabajos urgentes de

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mantenimiento, la dependencia fiscal y presupuestal de los ingresos petroleros constituyen una carga que impide al país contar con una industria moderna y capaz de autofinanciar su desenvolvimiento y al través de este contribuir a los programas estatales y al desarrollo nacional con un sentido mas amplio. Por lo que para modernizar y reactivar la actividad petrolera en su conjunto con los recursos económicos que genera para su expansión se requiere de reformas en la política del estado dar continuidad al proceso de liberación de recursos presupuestales que se inicio hace un par de años, hasta que se de a PEMEX el tratamiento fiscal que se da a cualquier entidad productiva del país; dejar a disposición del organismo los excedentes por diferencial estimados en el presupuesto federal y los efectivos en la venta del crudo y liberarla de tener un superávit primario excesivo como ahora se lo tiene impuesto la secretaria de hacienda. De igual forma los pozos que se encuentran cerrados por múltiples razones, es urgente elaborar programas agresivos de reapertura, revitalización o de reingeniería de pozos, definición de condiciones, con el compromiso de que se incorporen a la producción en tiempos relativamente cortos. Cualquier incorporación de producción puede ser deducible de impuestos o se le debe asignar ciertos descuentos de tal manera que su costo de producción no se incremente y el activo reciba una recompensa o estimulo fiscal por que un bien pasivo pueda pasar a ser un bien activo y con ganancia. Proyectos de Ahorro de Energía y Uso Eficiente de Gas Natural En la prospectiva del Mercado de Gas Natural 2007-2016, publicado por la Secretaria de Energía, se incluye un capítulo relacionado con el Ahorro y Uso eficiente del Gas Natural, donde se mencionan los programas más importantes en materia de ahorro de gas natural, tanto por su alcance como por su impacto en el ámbito nacional. Existen otros programas que son llevados por diversos organismos y empresas privadas, que no son promovidos por la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE), lo que hace difícil cuantificar los ahorros que se pueden lograr. Del mismo modo, se presentan las principales acciones emprendidas por la Conae, relacionadas con la normalización, los programas de eficiencia energética y la utilización de la energía renovable en sustitución del gas natural. De acuerdo con datos del Balance Nacional de Energía, los sectores energético, PEMEX y CFE e industrial utilizan más de 90% del gas natural que se consume en el país, por ello, los programas de ahorro de energía enfocados a estos sectores, adquieren particular relevancia para controlar el crecimiento de la demanda de dicho combustible. Los programas de eficiencia energética en estos sectores pueden significar un aumento en su productividad, mejoras para el medio ambiente, al mismo tiempo que se difunde la cultura del cuidado de la energía entre la población en general. En este contexto, la CONAE promueve la aplicación de un conjunto de acciones y la utilización de las mejores opciones tecnológicas disponibles para el ahorro y uso eficiente del gas natural, a través de: • Normalización de la eficiencia energética. • Programas de eficiencia energética en las empresas energéticas paraestatales y en la industria

privada. • Utilización de las energías renovables. • Fomento de la conformación y consolidación de un mercado propio de productos y servicios

para el uso eficiente del gas natural. • Formación y apoyo a los recursos humanos que intervienen en la elaboración de programas y

proyectos relacionados con el gas natural. • Enlace con organismos capaces de proveer financiamiento a proyectos. • Fortalecimiento de los mecanismos de información que faciliten llevar a cabo este conjunto de

acciones.

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Empresas energéticas paraestatales Los sectores petrolero y eléctrico han sido los consumidores más importantes de gas natural en el país y se prevé que en la próxima década lo sigan siendo, con el 60% de la demanda nacional de este combustible. La CFE en su programa de ahorro de energía cuenta con 46 proyectos que espera concluir a finales del 2007, en las centrales generadoras, áreas de transmisión e inmuebles de sus oficinas nacionales y en el Centro Nacional de Control de Energía, entre otros. En el caso de Petróleos Mexicanos, opera y da seguimiento a su Programa de Eficiencia Energética que incluye un conjunto de protocolos y componentes técnicos con herramientas de cálculo, cursos de capacitación, servicios de asistencia técnica, así como campañas de promoción, todo ello, con el objetivo de proporcionar a los usuarios de energía, los elementos necesarios para identificar y evaluar sus potenciales de ahorro. Las principales acciones que se siguen en las empresas energéticas paraestatales son: • Identificación de los consumos energéticos. • Revisión y actualización de los indicadores de consumo de energía. • Desarrollo del sistema de control y seguimiento de indicadores energéticos en función de la

producción o actividad sustantiva. • Censo de equipos y diagramas de distribución energética. • Identificación de potenciales de ahorro en uso racional y modernización de instalaciones. • Establecimiento de compromisos y metas por instalación. • Análisis e identificación de oportunidades en equipos altamente consumidores de energía. Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad estiman que del 2007 al 2016 tendrán un ahorro en su consumo de gas natural de 7,600 millones de pies cúbicos al año, 21 millones de pies cúbicos por día, a 39 mil millones de pies cúbicos al año, 107 millones de pies cúbicos por día respectivamente derivado de la implementación de medidas de eficiencia energética. Energía renovable Nuestro país, tanto por su extensión territorial como por su localización geográfica y características orográficas, ofrece condiciones favorables para el desarrollo de proyectos de aprovechamiento de energía renovable que, en general, presentan, una viabilidad técnica y económica creciente. Considerar la internalización de los costos ambientales y los beneficios sociales de los proyectos de energía renovable favorece esta tendencia, y se vislumbra una expansión significativa en el desarrollo de estos proyectos en el mediano y largo plazos. Con el objetivo de impulsar la utilización masiva de calentadores solares de agua en los sectores residencial, comercial, industrial y agropecuario de México, se diseñó como meta para el 2012, la instalación de 1 millón 800 mil metros cuadrados. Con el respaldo de la Secretaría de Energía diversas instituciones como la Asociación Nacional de Energía Solar, la Agencia de Cooperación Técnica Alemana, el Fideicomiso de Riesgo Compartido, el COFER, así como otras instituciones académicas y de investigación y desarrollo, han apoyado en el diseño, fabricación y utilización de colectores solares, los cuales representan una de las mejores opciones para la sustitución del gas LP que se utiliza para calentar agua de albercas y usos sanitarios en hoteles, clubes deportivos, casas habitación, hospitales, industrial y agropecuario. De este ahorro se estima que en el 2006 el 10.43% corresponde directamente al gas natural y el resto a gas LP. Para 2016, se espera que operen alrededor de 6.5 millones de metros cuadrados de calentadores solares, que significarán un ahorro equivalente a 21.4 PetaJoules. De esta energía se estima que el 17.2%- 10.1 millones de pies cúbicos por día corresponda directamente al gas natural y el resto a gas LP.

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Cogeneración La cogeneración se define como la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas; la producción43 directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos productivos; o la producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos productivos. La ventaja comparativa de la cogeneración, respecto a los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica, radica en su alta eficiencia de conversión de energía, ya que a partir de una misma fuente se puede producir de forma secuencial, electricidad y calor útil para los procesos de que se trate, lo cual se refleja en ahorro de combustible y por consiguiente, en una disminución de emisiones contaminantes. Con la operación de sistemas de cogeneración que satisfacen 100% de los requerimientos térmicos de una empresa, se tienen, por lo general, ahorros de energía primaria de 30% a 35%, respecto al consumo que se tenía antes del proyecto y en general, se obtiene energía eléctrica excedente, que puede ser vendida a los suministradores (CFE o LFC) o consumida en otras instalaciones asociadas al sistema de cogeneración. Al 31 de julio de 2007, la CRE tenía registrados 56 permisos bajo la modalidad de cogeneración, de los cuales, 52 se encuentran ya operando, tres en proceso de construcción y uno inactivo. El total de los proyectos en operación representa una capacidad de 2,632 MW y una generación eléctrica de 15,257 GWh/año; el 54% de esta generación, se realizó a base de gas natural. Los sectores petrolero y eléctrico son los principales consumidores de gas natural con un estimado del 60 por ciento y con el programa de ahorro de energía de las citadas empresas se comprometen a reducir el consumo de gas natural en un promedio de 107 millones de pies cúbicos por día para el año 2017. En la prospectiva del mercado de gas natural 2007- 2016 en la oferta base se estima estar produciendo del orden de 7mil 600 millones de pies cúbicos por día para el 2016, el 60 por ciento le corresponde un volumen de 4560 millones de pies cúbicos, si el ahorro comprometido son 107 millones de pies cúbicos es equivalente al 2 por ciento del total consumido. Con la finalidad de que el sector energético aumente su ahorro de gas natural al 5 o mas por ciento se propone que los volúmenes adicionales al 2 por ciento originalmente establecidos sean libres de impuesto y el beneficio obtenido sirva como inversión para infraestructura de operación en la o las instalaciones de proceso que mas participación tuvieron en el ahorro. El 3 por ciento adicional equivale ahorrar 121 millones de pies cúbicos por día, equivalente a perforar 121 pozos y que resulten exitosos con producciones de 1 millón de pies cúbicos por día cada uno. Suponiendo un costo de perforación de 2 millones de dólares cada pozo, estaríamos ahorrando 242 millones de dólares…. Uso del Gas Natural como Bombeo Neumático en Pozos Petroleros de México En México son 6,006 pozos los que están produciendo petróleo y gas natural, 1,209 producen con flujo natural; 1,921 con sistemas artificiales de producción y 2,876 son productores de gas no asociado al crudo. De los que producen con sistemas artificiales, el 70 por ciento utiliza gas natural tratado para elevar los fluidos de los pozos hasta la superficie, en el entendido de que el volumen de gas que se ocupa se recircula en un sistema cerrado bajo un tratamiento previo y con un precio interorganismo establecido, conforme va declinando la presión del yacimiento, aumenta el volumen de inyección con incrementos significativos, además de que no se le puede dar otro uso a este gas en el país, por la dependencia absoluta para los pozos mencionados de PEMEX Exploración y Producción. Es importante comentar que los volúmenes de importación de gas natural, en la frontera norte y el aprovechamiento del gas en las instalaciones petroleras, no es del 100 por ciento, por lo que sería conveniente establecer programas de optimización del uso del gas para los pozos con bombeo neumático, ya que su uso debería ser exclusivamente en pozos, donde se obtenga la máxima ganancia, lo que nos obligaría a eficientar y utilizar otros sistemas artificiales de producción, que

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incurran en menores costos de producción y que los volúmenes de gas que se dejan de utilizar, se les pueda dar otro uso, lo que generaría un mejor aprovechamiento del gas y se reducirían los volúmenes de importación. Suponiendo que los pozos con bombeo neumático utilizaran en promedio 300 mil pies cúbicos por día por pozo, incluyendo el bombeo neumático intermitente y continuo, usarían 403 millones de pies cúbicos por día. Bajo un programa de aprovechamiento del 10 por ciento del gas, sustituyendo el sistema artificial de producción o bien optimizando la profundidad del punto de inyección de gas, se tendría un ahorro de 40 millones de pies cúbicos por día, equivalente a dejar de perforar 40 pozos que resultaran exitosos, con producciones promedio de un millón de pies cúbicos por día. Dependiendo del costo de perforación de cada pozo y el volumen adicional de 7 dólares por cada millar de pies cúbicos. El beneficio es por demás notorio, ya que este también impacta en la reducción de los volúmenes de gas de importación. Mecanismo de Desarrollo Limpio - MDL- para el Control de Emisiones de Gas Natural a la Atmósfera En los procesos propios de la extracción y manejo de los hidrocarburos en la superficie así como en la refinación del petróleo crudo y en los procesos criogénicos del gas natural en Petroquímica y con la aplicación de la normatividad de las mejores practicas de la operación de estas instalaciones, existe el recurso de protección y seguridad del personal y de las instalaciones en casos estrictamente necesarios se ventea o descarga al quemador volúmenes importantes de gas hidrocarburo, gas no hidrocarburo y otros contaminantes en tiempos relativamente cortos pero por la magnitud del riesgo permanente que en ese tipo de instalaciones se tiene, al mínimo ajuste o variación de condiciones de presión o temperatura en el proceso, y que en ese momento los recipientes a presión se encuentren saturados, por la integridad de todo el proceso es necesario depresionar el sistema venteando los gases a la atmósfera o descargando estos a los recipientes que sirven como contenedores temporales para su uso posterior. El cálculo de la perdida económica que se puede hacer por la quema o venteo sistemático de gas natural a la atmósfera bajo cualquier estimación resulta absolutamente superior al costo de los equipos que Petróleos Mexicanos pueda requerir para aprovechar, almacenar y acondicionar el CO2 o el metano según sea el caso y utilizarlo a través de los pozos inyectores, como procesos de recuperación mejorada, en México están muy avanzados los estudios, y las pruebas piloto y aplicación para los proyectos de los campos Artesa en la Región Sur y Tres Hermanos en la Región Norte. Es importante mencionar que en los Estados Unidos, desde los años 80 del siglo pasado, es ya una realidad el uso del CO2, como proceso de recuperación mejorada y a la fecha se obtienen producciones por este efecto del orden de un millón de barriles por día. En el Reporte de Emisiones de Gases de Efecto Invernadero de 2006, Petróleos Mexicanos, empresa comprometida con la conservación del medio ambiente, ha venido realizando diversas acciones para contribuir al combate del fenómeno del Cambio Climático mediante la reducción de emisiones de gases efecto invernadero en sus instalaciones. En este reporte, se estableció como línea base el año de 2001, año en el cual, el SISPA entro en operación. En virtud de lo anterior se presentan datos de las emisiones de CO2e de PEMEX. Cabe señalar que la información reportada para fuentes móviles aún no es completa. Asimismo, se trabaja en el inventario de emisiones fugitivas y venteos de metano. Al desarrollar el inventario 2006 de GEI de acuerdo a la metodología establecida, se obtuvo que las emisiones de CO2 reportadas de 39.3 millones de toneladas (Emisiones directas, alcance 1), se originan en un 85% en los procesos de combustión, en un 9% en quemadores, en un 4 % en

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oxidadores y en un 2% en venteos. Estos últimos son resultado de la operación normal y de la entrada a mantenimiento de los equipos. Dentro de las acciones emprendidas en 2006 por PEMEX enfocadas a la disminución de emisiones de GEI, se encuentra la identificación de cerca de 60 oportunidades de proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) en los temas de cogeneración, eficiencia energética y recuperación de metano, de los cuales 19 cuentan con Cartas de No Objeción otorgadas por la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático de México. De esta manera, en el período 2001-2006, PEMEX pasó de un nivel de 40.1 a 39.3 millones de toneladas anuales de CO2. Eso significa, que durante dicho lapso se registró, en promedio, una reducción anual de 0.4%. Sin embargo, durante 2006, se registró un incremento del 4.5 % de las emisiones de CO2, con respecto al año anterior, entre otras causas, por el requerimiento energético para aumentar la producción en 1.6% de barriles de crudo equivalente, además de registrar un incremento en las quemas de gas amargo en actividades de producción de crudo y gas, al pasar de 2.2 a 3.3 millones de toneladas, principalmente por libranzas por mantenimiento de equipos de compresión y por la quema de gas amargo con alto contenido de nitrógeno.

Emisiones directas alcance 1 en fuentes fijas de PEMEX

Refinación tuvo las emisiones más altas de CO2 durante 2006 con 15.7 millones de toneladas, equivalentes al 40.1% del volumen total. Exploración y Producción emitió 11.2 millones de toneladas correspondiendo al 28.6%. Gas y Petroquímica Básica emitió 6.1 millones de toneladas correspondiendo al 15.6 %, en tanto que Petroquímica emitió 6.2 millones de toneladas de CO2, correspondiendo al 15.8% y el Corporativo emitió un total de 0.1 millones de toneladas de CO2 del global emitido en PEMEX... El 85% de las emisiones de CO2, se origina en los procesos de combustión necesarios para la producción y transformación de hidrocarburos, además de un 9% en quemadores, un 4 % en oxidadores y un 2% en venteos.

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En Enero de 2006, PEMEX adquirió el compromiso voluntario de reportar los 10 principios de Pacto Mundial de las Naciones Unidas, en donde, entre otros temas, da los resultados de su desempeño ambiental. • En PEMEX se han identificado a la fecha cerca de 60 oportunidades de proyectos de

Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), elaborándose las Notas de Idea de Proyecto (PIN) de 19 de ellos, los cuales cuentan con Cartas de No Objeción otorgadas por la Comisión Intersecretarial de Cambio Climático de México.

En representación del Gobierno de México, PEMEX continúa participando en el Programa Metano a Mercados (M2M), iniciativa voluntaria de carácter internacional, integrada por 20 países productores de petróleo y gas, que en total, aportan cerca de 60% de las emisiones mundiales de metano. El objetivo del programa es reducir las emisiones de gases de invernadero, a través de la ejecución de proyectos de recuperación de metano en instalaciones de proceso, almacenamiento y distribución de gas natural y crudo. Desde 2005, PEMEX co-preside el Subcomité de la Industria de Petróleo y Gas de M2M. En el documento de Energías Renovables para el Desarrollo Sustentable en México, 2006 de la Secretaría de Energía en su capítulo IV sobre el marco legal y regulatorio avances y perspectivas aparece como iniciativa de ley para el aprovechamiento de las fuentes renovables de energía, iniciativa para modificar la ley federal de derechos donde se pretende que los combustibles fósiles paguen un derecho en función del bióxido de carbono CO2 liberado en su combustión, gravando su consumo bajo el principio de que “ el que contamina paga”. Para combustibles líquidos propone el impuesto de .52 a .97 de peso por litro, y un mayor gravamen para los combustibles sólidos. Para el gas natural propone 19.7 centavos de peso por millar de pies cúbicos. Los ingresos recaudados se destinarían a la promoción de las energías renovables. Como signatario de la convención marco de las Naciones Unidas de cambio climático y de su protocolo de Kyoto, México no tiene compromisos cuantitativos y se puede beneficiar del Mecanismo de Desarrollo Limpio -MDL- vendiendo certificados de reducción de emisiones, a diferentes países del mundo con respecto a los bonos de carbón. La aprobación de los proyectos realizados en México desde la perspectiva de país huésped, la realiza el comité de proyectos de reducción de emisiones y captura de gases de efecto invernadero –COMEGEI-, que funge como autoridad nacional designada ante la convención marco de las Naciones Unidas para el cambio climático, y es uno de los grupos de trabajo del comité intersecretarial de cambio climático -CICC-.

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El COMEGEI a la fecha ha emitido, cartas de aprobación para 24 proyectos, que evitarán la emisión de 5.8 de toneladas de CO2, adicionalmente el sector energía esta trabajando a través del comité del cambio climático en el desarrollo de una cartera de proyectos MDL que incluye iniciativas en el sector público. En la captura de carbono, México cuenta con importantes potenciales para el secuestro de carbono en el subsuelo, particularmente en yacimientos petroleros. Actualmente identifica nichos de oportunidad en el contexto de su participación como miembro del Foro de Liderazgo para el Secuestro de Carbono. Las principales áreas de oportunidad para la captura de carbono en el sector energía se encuentran en la reinyección de CO2 a los yacimientos petroleros como procesos de recuperación mejorada. De acuerdo al inventario de emisiones de CO2 en instalaciones de PEMEX y sus organismos subsidiarios, que son del orden de 40 millones de toneladas por año, de las cuales 20 % corresponde a las instalaciones de PEMEX Exploración y Producción, 60 % se concentran en las plantas industriales de PEMEX Refinación, Petroquímica y Gas. La mayor parte se concentran en el sureste del país en un radio 800 kilómetros aproximadamente tomando como centro el estado de Tabasco. Así como la CFE que contribuye con el doble de emisiones de CO2 que PEMEX en su conjunto. Se propone como una excelente oportunidad el unir esfuerzos entre PEMEX y sus empresas subsidarias con la CFE, Secretaría de Energía, Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Secretaria de Hacienda y Crédito Público, Secretaría de Desarrollo Social, Secretaría de Economía, IIE, IMP, UNAM, IPN y todos los organismos, comités e institutos que impulsan el la eficiencia energética y adaptación del fenómeno del cambio climático global. Para reducir las emisiones a la atmósfera y maximizar el aprovechamiento del CO2 y el metano. También es importante crear proyectos integrales para la infraestructura y procesamiento: recolección, transporte, deshidratación, compresión y almacenamiento necesarios, entre otros. Para que PEMEX Exploración y Producción aproveche la inyección del CO2 a los yacimientos como un proceso de recuperación mejorada y así incorporar reservas probadas, aumentar el factor de recuperación y como consecuencia producir volúmenes importantes de petróleo crudo y gas natural. Paralelamente se gestionaría ante las autoridades correspondientes que estos proyectos tengan esquemas de financiamiento donde se eximan de los impuestos durante cierto tiempo. Como se menciono en este mismo trabajo en el tema de Proyectos de Recuperación Mejorada en los principales yacimientos de México, la Universidad Nacional Autónoma de México, a través de la Facultad de Ingeniería, primera institución de educación superior formadora de los recursos humanos altamente especializados en la exploración y explotación petrolera, profesional y de posgrado, tiene formado un grupo de especialistas: en procesos de recuperación mejorada, manejo de hidrocarburos en la superficie, recursos del subsuelo que entablarán contacto con todas las instancias mencionadas anteriormente para establecer un convenio con PEMEX para llevar a cabo un megaproyecto de gran visión para la industria petrolera nacional en beneficio de México y mitigar el cambio climático global. Gran parte de las inversiones que se requieren para realizar los proyectos mencionados, se puede obtener a través de los mecanismos de un desarrollo limpio MDL haciendo alianzas con el Banco Mundial e instituciones financieras relevantes en el mercado internacional de bonos de carbón, por ejemplo, el Gobierno del Distrito Federal firmó un convenio del Bono de Carbono con el Banco Mundial para valorizar económicamente la reducción de contaminantes y emisiones de gases de efecto invernadero en la Ciudad de México, comprometiéndose a disminuir, cada año, más de 34 mil toneladas de bióxido de carbono en el DF, con el uso del Metrobús. El Banco Internacional donará un bono estimado en 2.5 millones de dólares a la administración capitalina.

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Explotación del Gas Metano de Minas de Carbón El gas natural contenido en formaciones de carbón constituye un importante recurso que está ayudando a responder a las crecientes necesidades energéticas del mundo. En muchas áreas, las condiciones del mercado y los avances tecnológicos han convertido a la explotación de este recurso en una opción viable. Las características singulares de los yacimientos de metano en capas de carbón demandan enfoques novedosos en lo que respecta a construcción de pozos, modelado y desarrollo de yacimientos.

Con el desplazamiento de la curva de producción de petróleo global, las reservas mundiales de gas natural han cobrado mayor relevancia. El gas es cada vez más visto como una fuente de energía alternativa vital porque es abundante y más limpio cuando se quema que otros combustibles fósiles. En mercados maduros, con gran demanda, la industria está en busca de fuentes de gas no convencionales, tales como el gas contenido en las lutitas y en las areniscas de baja permeabilidad, y el metano contenido en las capas de carbón. Estas acumulaciones de gas no convencionales no pueden ser explotadas de la misma forma que los yacimientos convencionales, lo que plantea desafíos tanto para los operadores como para las compañías de servicio. El gas natural contenido en las capas de carbón representa una porción importante de los recursos de gas natural del mundo. Actualmente se dispone de métodos mejorados de evaluación de capas de carbón mediante mediciones de registros geofísicos y modernos dispositivos de muestreo. Los cementos más livianos, con la utilización efectiva de aditivos, minimizan el daño de los sensibles yacimientos de metano en capas de carbón. Las tecnologías avanzadas y la experiencia de la industria aplicada en todo el mundo están produciendo un impacto positivo sobre el desarrollo de reservas de metano contenido en las capas de carbón. Uno de los riesgos más importantes de la explotación minera del carbón es el gas metano; un subproducto del proceso de maduración termal del carbón que se convierte en un problema serio en las minas más profundas. Los operadores de minas lograron mitigar estas condiciones peligrosas en el subsuelo mediante la utilización de técnicas de ventilación de minas. En México, se estima que las reservas de gas metano asociado al carbón son del orden de 1.5 a 2 billones de pies cúbicos, lo cual refleja el alto potencial, toda vez que en la Cuenca de Burgos donde se ubican grandes yacimientos de gas natural, se calculan en 8 billones de pies cúbicos. Existen en nuestro país los estados de Coahuila, Sonora y Oaxaca tienen potencial para recuperar y aprovechar este tipo de recurso. El volumen de gas asociado a los yacimientos de carbón mineral es variable. Estudios del Servicio Geológico Mexicano, y de los propios productores de carbón mineral estiman que el contenido de metano por tonelada de carbón está entre 8 y 12 metros cúbicos y que el factor de recuperación es del 50%. Otro estudio similar de PEMEX Exploración y Producción estima que el contenido de gas por tonelada de carbón está entre 2.8 y 18 metros cúbicos, y que el factor de recuperación está entre 25% y 75% de acuerdo con las muestras obtenidas. Los recursos de carbón en la región carbonífera de Coahuila ascienden a 5,307 millones de toneladas, de los cuales 1,387 corresponden a reservas minables y la producción de carbón es de 7 millones de toneladas por año; con está producción y un contenido de gas de 9 metros cúbicos por tonelada de carbón, un factor de recuperación de 50% y un factor de conversión de 35.3 pies cúbicos por metro cúbico puede estimarse que el gas recuperable y aprovechable podría ascender a 3.046 millones de pies cúbicos por día, menos del 0.23% de la producción de gas no asociado en la Cuenca de Burgos. El estudio también revela que en las subcuencas Sabinas, Saltillo-Lampacitos, Las Esperanzas, Adjuntas, Monclova y San Patricio en la Cuenca de Sabinas, el recurso potencial asciende a 2.384 billones de pies cúbicos (mmmmpc) en el rango probabilístico P90, 6.29 mmmmpc para P50 y 13.812 mmmmpc para el P10.

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Fuentes de Energía Renovables En 2005, la SENER con apoyo de fondos provenientes del Banco Mundial, a través de su Programa ESMAP, publicó la primera prospectiva de energías renovables con visión de mediano y largo plazo, de 10 a 25 años. Como parte de las actividades, realizó una estimación de los recursos energéticos renovables en México, un análisis de prospectiva tecnológica para su aprovechamiento, una descripción de los escenarios internacionales de la participación de las energías renovables en la oferta energética y la discusión de las interacciones entre parámetros involucrados y obstáculos importantes, con el fin de determinar los criterios para enmarcar las proyecciones. Se presentan proyecciones al 2030 de baja y alta penetración de las energías renovables en la oferta energética y los principales lineamientos de política energética para estas proyecciones. Este estudio prevé, como escenario base, que la oferta de energía primaria se duplicará entre 2002 y 2030. Resultados del estudio señalan que la demanda de gas natural en el período de análisis crecerá 3.5% anual; en cuanto a las energías renovables, la hidroenergía crecerá 2.3% anual, la biomasa y desechos 3.7% anual y otras renovables 4.1% anual. Energías renovables para el desarrollo sustentable en México En 2006, la SENER publicó el documento “Energías renovables para el desarrollo sustentable de México”, dentro del marco de la cooperación mexicano alemana a solicitud del componente “Promoción de Energías Renovables”, el cual forma parte del Programa “Gestión Ambiental y Uso Sustentable de Recursos Naturales” de la Deutsche Gesellschaft für Technische Zusammenarbeit - GTZ -. El documento contiene los siguientes apartados: • Introducción: las energías renovables en el desarrollo sustentable en México • Actores • Energías renovables en México: estado actual, potencial y barreras en su desarrollo • Marco legal y regulatorio: avances y perspectivas • Instrumentos de fomento económicos y financieros: situación actual y retos • Instrumentos de planeación • Desarrollo tecnológico • Energías renovables para el desarrollo social • Conclusiones: retos y oportunidades para las energías renovables en México. Evaluación del potencial de la biomasa como fuente de energía Se desarrollan diversos esfuerzos para evaluar el potencial de la biomasa en México, tales como: el Mapeo Integrado de la Oferta y Demanda de Combustibles Leñosos; el Sistema de Información Geográfica para las Energías Renovables – SIGER -, del Instituto de Investigaciones Eléctricas, que integra información sobre los recursos bioenergéticos y la maneja dentro de un sistema georeferenciado único. Estudio de política de biocombustibles para México Considerando el importante potencial que nuestro país puede tener para la generación de biocombustibles en diversos sectores, la SENER, con el apoyo económico del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), lleva a cabo este estudio, que tiene por objetivo analizar el mercado nacional potencial de insumos y la demanda probable de dichos combustibles. El estudio aborda los aspectos sociales, económicos, técnicos y de política energética, y generará información necesaria para establecer una política energética dirigida al desarrollo de una oferta robusta de biocombustibles de producción nacional, y contribuir de esta manera a la sustentabilidad del mercado energético mexicano.

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Aprovechamiento del metano generado a partir del estiércol en granjas porcinas y vacunas En 2005, la SENER concluyó dicho estudio con fondos provenientes del Global Opportunities Fund del Reino Unido, en el que se evaluaron las condiciones y potenciales para el desarrollo de este tipo de proyectos en dos regiones de México para el caso de granjas porcinas y vacunas. El estudio demuestra que estos proyectos son altamente rentables y que una parte muy importante de la recuperación de la inversión puede provenir de la venta de Certificados de Reducción de Emisiones, en el contexto del MDL, así como de la venta de excedentes de electricidad a la red eléctrica, además de proveer electricidad para la operación de las propias granjas. En diversas regiones del país, y particularmente en los estados de Durango, Coahuila y Yucatán se han instrumentado proyectos de aprovechamiento del metano generado en granjas porcinas y vacunas que generan importantes beneficios ambientales locales y globales. Estudios de aprovechamiento de biogás La SENER realizó, con el apoyo del programa ESMAP del Banco Mundial, dos estudios que evaluaron el potencial de generación y la viabilidad de desarrollo de proyectos similares en las ciudades de Chihuahua y Querétaro. La siguiente etapa de este esfuerzo es impulsar su desarrollo en colaboración con gobiernos estatales y municipales, así como con inversionistas privados y potenciales compradores de bonos de carbono. Se han identificado sitios adicionales, particularmente en las siete ciudades con población de más de 1 millón de habitantes, en los que se podrán desarrollar proyectos de dimensión viable durante la etapa actual. Control conjunto de la contaminación urbana y de emisiones de gases de efecto invernadero en la Zona Metropolitana del Valle de México El estudio fue coordinado por el Instituto Nacional de Ecología en 2002 con fondos de la Agencia de Protección Ambiental de los Estados Unidos, a través de su programa de Estrategias Ambientales Integradas. El estudio estima los cambios en emisiones de CO2 de 22 medidas incluidas en el Programa para Mejorar la Calidad del Aire en la Zona Metropolitana del Valle de México – PROAIRE -, 2002-2010, los cambios en las emisiones de contaminantes locales del aire de algunas medidas de estudios para mitigar las emisiones de GEI y los costos totales de las inversiones y del valor presente neto. Se empleó un modelo de Programación Lineal, para buscar la combinación de medidas que lograran la meta de reducción múltiple de emisiones de contaminantes con mejor costo-efectividad. El estudio concluye que si las medidas del PROAIRE se instrumentaran como están planificadas, se obtendría como beneficio adicional una reducción de 3.1% de las emisiones de CO2 con respecto a las estimadas en 2010, así como una disminución importante de emisiones de contaminantes locales. Las medidas para mitigar las emisiones de GEI reducen 8.7% las emisiones de CO2 proyectadas para 2010. Respecto a las emisiones de contaminantes locales se obtienen reducciones de 3.2% de hidrocarburos (HC), 1.4% de óxidos de nitrógeno (NOx) y 1.3% de partículas. Al aplicar el modelo de programación lineal, se encuentra que es posible reducir en 20% el costo total del PROAIRE, para el costo de la inversión total y el valor presente neto, si se dirigen las inversiones hacia las medidas mejor costo-efectivas. Incentivos fiscales para las fuentes renovables El 1 de Diciembre del 2004, se publicó en el Diario Oficial de la Federación, la modificación al artículo 40, Fracción 12 de la ley de impuestos sobre la renta en la que se establece que los contribuyentes del ISR, podrán depreciar el 100 por ciento de la inversión en maquinaria y equipo para la generación de energía proveniente de energía renovable en un solo ejercicio. Con el compromiso de mantener en operación la maquinaria y el equipo mencionados, durante un período mínimo de 5 años con fines productivos.

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VI. REFLEXIONES DE UN PLAN NACIONAL DE ENERGÍA

os primeros intentos de planear la economía en México se remontan a los años 30´s del siglo XX, con la publicación de la Ley de Planeación General de la República enfocada a la elaboración de “El Plan Nacional de México“. En los 50´, la Comisión de Inversiones elaboró

el Programa Nacional de Inversiones, que incluía proyecciones de ingreso nacional y de la inversión.

L En 1958 se dio impulso a la planeación creándose la Secretaría de la Presidencia, a la que se le dotó de funciones de coordinación en la política económica del sector público y se le dio autorización legal para hacerla extensiva al sector privado. La Secretaria de Hacienda para cumplir los requerimientos de la Alianza para el Progreso, elaboró el plan de Acción Inmediata 1962-1964 y posteriormente un nuevo plan 1964-1965. Sin embargo, los planes no se dieron a conocer a la opinión pública dando lugar a una visión parcial de los problemas nacionales. De 1966-1970 se tuvo otro intento de Planificación resultando el Plan Nacional Económico y Social. En 1976 se crea el Plan Básico de Gobierno y por primera vez se elabora un plan exclusivo para los energéticos cuyos objetivos fueron: prever el comportamiento del sector, solucionar problemas de corto y largo plazo, fortalecer las finanzas del sector, evitar desperdicios energéticos, explotación más adecuada de los recursos disponibles y coordinar instrumentos y programas de las dependencias y empresas del área. De 1976 a 1982 el gobierno federal le dio un mayor impulso a la planificación económica nacional destacando la creación del Plan Global, Industrial y el de Energía en base a las expectativas petroleras, estableciéndose objetivos, programas, metas, calendarios, proyecciones, etc., donde se fomenta la exportación de petróleo crudo y es un hecho que los hidrocarburos se convierten en la palanca del desarrollo del país, en base a las expectativas petroleras de reservas, precios e ingresos, entre otros. En 1981 se crea el Programa de Energía cuyos principales objetivos fueron diversificar la fuentes, garantizar el abasto energético y racionalizar su consumo, apoyar a la industria, desarrollar la petroquímica y capacidad de refinación, Se impulsa las actividades petroleras y energéticas, y se apoya a las empresas de bienes de capital básicamente y se continua promoviendo las exportaciones petroleras para absorber productivamente esos recursos. Se considera que este programa de planeación fue el mejor elaborado en el sector energético. Se consideran a los hidrocarburos como la” gran oportunidad” donde se le sobrevalúa como nación petrolera. El Gobierno llego a decir que los recursos provenientes del petróleo serian utilizados como “palanca de desarrollo” y que el límite a la producción y a la exportación de dicho recurso estaría fundamentalmente dado por la “capacidad de digestión del país”. En el año de 1983 se publica la Ley de Planeación en el Diario Oficial de la Federación, con los principios que regirían las actividades de planeación, las líneas generales y bases organizativas para el funcionamiento del sistema nacional de planeación democrática. De 1984 -1988 derivado del diagnostico sexenal, se decretó la creación del Programa Nacional de Energéticos, en donde se confiere, entre otras cosas, al ahorro y conservación de energía una alta prioridad. Dentro de las metas se contemplo la construcción de dos refinerías de 150 mil barriles diarios. El programa de energía contribuiría entre otras cosas a construir instalaciones

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para evitar la quema de gas a la atmósfera y para su aprovechamiento integral. Instalaciones que optimizarán la explotación de los yacimientos y avances en los sistemas de recuperación secundaria. En 1990-1994 se crea el Programa Nacional de Modernización Energética. Se concentra las propuestas y las conclusiones del foro de consulta popular sobre energéticos celebrado en distintas partes del país, para garantizar la eficiencia energética, fortalecer la vinculación con la economía, la sociedad, la protección al medio ambiente y consolidar un sector energético más y mejor integrado. Se empieza a comentar que existe la necesidad de que el país reduzca su alta dependencia de los hidrocarburos, ya que aún cuando se dispone de cuantiosas reservas, a largo plazo esta dependencia agotaría innecesaria y prematuramente el recurso, y además impondría a nuestra economía rigideces indeseables. De 1995-2000 se elaboró el Programa de Desarrollo y Reestructuración del Sector de la Energía, entre sus líneas de acción destacan que se fortalecerá la capacidad de respuesta estratégica y la eficiencia operativa de PEMEX para apoyar el crecimiento y la creación de empleos. Los bienes y servicios producidos por el sector energético deberán alcanzar progresivamente estándares de calidad comparables a los internacionales y cumplir con la normatividad ecológica. Desde el nacimiento de la industria petrolera nacional, los gobiernos han soslayado su verdadero valor así como su trascendencia en el desarrollo económico del país. Las estrategias energéticas sexenales como lo demuestra la historia, han sido poco favorables al sector petrolero, con visiones de corto plazo, falta de continuidad y las inversiones en exploración y explotación han estado supeditadas a suficiencia presupuestal por parte de la Secretaria de Hacienda; que en el caso de la exploración durante muchos años han sido escasas, sin embargo desde la expropiación petrolera el gobierno federal se ha beneficiado de su renta económica. También en cada sexenio el gobierno en turno, como resultado de un foro de consulta al pueblo, en apego a la Ley de Planeación, elaboran su Programa o Plan Nacional de Energía, o como el actual Programa Sectorial de Energía, sin ninguna vinculación entre el gobierno que entrega y el que recibe, donde cada uno establece lo que quiere, ”el Amor a México y el que menos tiene que tenga” como decimos de manera coloquial “borrón y cuenta nueva”, y ¿qué se logra al final?, que se acaba la gestión del gobierno en turno y nuevamente, foro de consulta …. Por lo anterior se propone elaborar un Plan Nacional de Energía con estrategias a corto, mediano y largo plazo que le permita a PEMEX autonomía de gestión y operar bajo un nuevo régimen fiscal, vigilado por un órgano técnico de gobierno encargado de contratar, fiscalizar las actividades del sector y llevar a cabo las regulaciones de carácter técnico en materia de geociencias, tecnología para los yacimientos, desarrollo de campos, información tecnológica, economía petrolera, legislación petrolera y marítima. Además pueda asesorar, supervisar, evaluar los recursos petroleros, realizar evaluaciones técnicas, asesorar en cada fase de las actividades petroleras, estableciendo las directrices de exploración y explotación para dirigir la política petrolera a largo plazo. Estas reflexiones tienen como finalidad unirse a otros pronunciamientos por parte de Institutos, Colegios, Academias, Foros, Universidades, Asociaciones e Independientes ocupados en el futuro de la industria petrolera para así contribuir al bienestar de nuestro país y crear los órganos de gobierno técnicos que como se ha comprobado a nivel internacional con empresas petroleras estatales han tenido resultados exitosos.

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Retos y Expectativas de la Oferta y Demanda de ... y Expectativas de la... · México es el sexto...

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