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Las reservas de hidrocarburos de México a esta alteración en el volumen por el efecto del transporte se le denomina felt. El condensado se contabiliza directamente como petróleo crudo equivalente. El gas continúa su proceso dentro de las plantas petroquímicas en donde es sometido a diversos tratamientos, los cuales eliminan los compuestos no hidrocarburos y se extraen licuables o líquidos de planta. Esta nueva reducción en el volumen del gas es conceptualizada a través del encogimiento por impurezas, o fei, y por el encogimiento de licuables en planta, felp. Debido a su naturaleza, los líquidos de planta son agregados como petróleo crudo equivalente, en tanto el gas seco obtenido a la salida de las plantas, se convierte a líquido con una equivalencia de 5.201 millares de pies cúbicos de gas seco por barril de petróleo crudo equivalente. Este número es el resultado de considerar 5.591 millones de BTU por barril de aceite crudo y 1,075 BTU por pie cúbico de gas seco dulce. Por tanto, el factor mencionado es de 192.27 barriles por millón de pies cúbicos, o su inverso dado por el primer valor mencionado. 11
Las reservas de hidrocarburos de México 3 Estimación de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2007 Los resultados de la evaluación de las reservas de hidrocarburos obtenidos durante el 2006 se muestran en este capítulo, con un enfoque a nivel nacional; se explica su distribución por región, su clasificación por categoría y su composición por tipo de fluido; se presenta su evolución histórica durante los últimos años. Se detalla la clasificación de las reservas de acuerdo a la calidad del aceite y origen del gas; es decir si es asociado o no asociado; éste último se desglosa por tipo de yacimiento: gas seco, gas húmedo, o gas y condensado. La magnitud de las reservas de hidrocarburos es consecuencia de las estrategias de explotación de los campos y su inversión asociada, del comportamiento de los yacimientos, de los costos de operación y mantenimiento, así como de los precios de venta de los hidrocarburos. Todo lo anterior se traduce en proyectos de inversión con pronósticos de producción comercialmente explotables. Los nuevos proyectos de desarrollo, los proyectos de recuperación mejorada, los resultados de la actividad exploratoria y la producción de todos y cada uno de los pozos existentes, contribuyen en la actualización de las reservas. En este capítulo se hace referencia a la posición de nuestro país en el ámbito petrolero internacional en lo referente a la categoría de reservas probadas tanto para gas seco como para líquidos totales que incluyen el aceite crudo, los condensados y los líquidos de planta. 3.1 Precio de los hidrocarburos La determinación de la rentabilidad de los proyectos de inversión considera los precios de venta de los hidrocarburos a producir, así como los costos del desarrollo, operación y mantenimiento requeridos para llevar a cabo la explotación de las reservas. Específicamente, el valor de cada una de las categorías de reservas requiere utilizar los pronósticos de producción de aceite y de gas, los precios de venta de los hidrocarburos y los costos de operación y desarrollo. Con estos tres elementos, se obtiene el límite económico de la explotación de tales reservas, es decir, se determina el punto en el tiempo donde se igualan los ingresos y egresos, donde los ingresos son simplemente el pronóstico de producción multiplicado por el precio del hidrocarburo en cuestión. En ese sentido, las reservas son los volúmenes de producción de cada pozo hasta llegar al límite económico. De ahí la importancia de los precios de los hidrocarburos, junto con los otros elementos mencionados. La variación de los precios de venta de la mezcla mexicana de aceite crudo y del gas húmedo amargo durante los tres últimos años se muestra en la figura 3.1. Para el aceite crudo se observa una pendiente ascendente del precio del aceite crudo durante los primeros ocho meses de 2006, que alcanzó sus máximos valores en los meses de julio y agosto con 59.4 y 60.2 dólares por barril respectivamente, bajando posteriormente para terminar el año con 49.9 dólares por barril. El promedio anual de 53.1 dólares por barril fue superior en 6 por ciento con respecto al año pasado. En cuanto al gas húmedo amargo, los precios durante el año de 2006 disminuyeron en 10 por ciento en referencia al año pasado promediando 5.8 dólares por millar de pies cúbicos, con un valor mínimo en noviembre de 4.0 dólares por millar de pies cúbicos, aumentando al 31 de diciembre a 6.2 dólares por millar de pies cúbicos. 13
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