Retos y Expectativas de la Oferta y Demanda de Hidrocarburos en ...

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
E
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.
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.
1

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
2

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
II. EL PETRÓLEO EN LA SOCIEDAD MEXICANA
M
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.
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.
3

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
4

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
III. PANORAMA Y TENDENCIAS INTERNACIONALES DEL
MERCADO DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
E
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.
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.
5

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
6

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
7

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
8

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
9

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
10

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
11

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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).
12

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
13

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
14

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
15

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
16

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
17

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
18

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
IV. EXPECTATIVAS DEL GOBIERNO FEDERAL EN SEGURIDAD
ENERGÉTICA
E
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.
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.
19

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
• 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.
20

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
21

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
22

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
23

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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%
24

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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%.
25

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
26

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
27

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
28

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
29

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
30

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
31

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
32

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
33

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
34

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
35

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
36

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
37

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
38

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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
39

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
40

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
41

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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).
42

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
43

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
44

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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).
45

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
46

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
47

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
48

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
49

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
50

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
51

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
52

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
53

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
Programa Nacional de Infraestructura, 2007-2012
Este programa con apego a los lineamientos marcados en el Plan Nacional de Desarrolloestablece
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.
54

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
55

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
56

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
57

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
58

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
59

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
60

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
V. PROPUESTAS PARA LA SEGURIDAD ENERGÉTICA EN
MÉXICO
Cuencas Petroleras de México
Según 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.
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.
61

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
62

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
63

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
64

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
65

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
• 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.
66

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
67

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
68

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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
69

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
70

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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
71

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
72

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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,
73

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
74

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
75

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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 extraccióny
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
76

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
77

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
• 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.
78

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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 3207
Candidate 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.
79

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
S
O
F
T
W
A
R
E
E
S
C
R
Hidrocarburos
Miscibles
2008 2009
MODULO GAS
MODULO GAS
MODULO PMM, EMM
Presión Mínima de
Miscibilidad.
Enriquecimiento Mínimo
de Miscibilidad
Hidrocarburos
No Miscibles
CO 2 y Nitrógeno
Miscible
No Miscible
MODULO QUÍMICOS
Polímeros
Alcalino/Polímero
Surfactante/Polímero
ASP
REGIÓN MARINA NE
REGIÓN MARINA SO
2010
MODULO TÉRMICOS
Vapor (cíclica/Continua)
Combustión in situ
Capacitación y
Transferencia de Tecnología
REGIÓN NORTE
REGIÓN SUR
U TINI O
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
80

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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:
81

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
82

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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
83

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
84

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
85

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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
86

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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
87

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
88

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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-.
89

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
90

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
91

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
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.
92

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
93

JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
VI. REFLEXIONES DE UN PLAN NACIONAL DE ENERGÍA
Los 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.
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
94

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
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.
95