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La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), a través de su Dirección General de Reservas, informó que las reservas probadas, probables y posibles de petróleo crudo del país se redujeron 3.6%, 5.2% y 3.4% al 1 de enero.
Tras la evaluación sobre el potencial petrolero de México que reportaron 17 operadores, incluidos Pemex Exploración y Producción, así como 16 compañías privadas que desarrollan bloques asignados como parte de las pasadas rondas petroleras, reconoció que los nuevos descubrimientos (con los que se incorpora nueva reserva), ni las delimitaciones, desarrollos y revisiones fueron suficientes para compensar la extracción diaria, lo que dio como resultado la baja en reservas probadas de hidrocarburos.
Las reservas probadas, que tienen 90% de probabilidades de ser explotadas comercialmente, y de las cuales se obtiene la producción diaria y los excedentes para exportar, se redujeron 227 millones de barriles.
En el caso de las probables, con 50% de probabilidades de ser explotadas comercialmente, se redujeron en 631.6 millones de barriles; las posibles cayeron en 607.4 millones de barriles.
Al inicio del año pasado las reservas probadas de petróleo crudo se incrementaron 4.6%, de acuerdo con la propia CNH.
Al inicio de 2020, las reservas probadas tenían 10 años de promedio en esa relación, la cual bajó a 9.7 años.
La importancia de estas reservas radica, según el comisionado Néstor Martínez, en que un enfoque de negocios se orienta “más a la reserva 1P (probada)”.
El resultado obtenido, sin embargo, no significa que, con la reducción en volúmenes de reservas probadas, “el aceite [crudo] ya se perdió, porque en los siguientes años, con el posible aumento de precios del hidrocarburo y con mejor desarrollo de tecnología, lo podremos volver a tener”.
Comentó que respecto al indicador reservas-producción de 9.7 años, “simplemente es una división de lo que es la reserva entre lo que fue la producción en 2020, y mucha gente considera que ese número de años es lo que va a durar la reserva. Simplemente es un indicador, no quiere decir que tenemos petróleo para 9.7 años”.
Agregó que la producción va a ir cambiando en los próximos años, y si no hubiera más descubrimientos, la producción iría cayendo pero no se podrían agotar en 9.7 años las reservas 1P, “nos llevaría más tiempo”.
Al detallar por qué en las variaciones de las reservas de hidrocarburos reportadas por la CNH los nuevos descubrimientos fueron insuficientes para compensar la extracción, el órgano regulador dijo que hubo una disminución y ajustes a las estimaciones en campos prioritarios.
Sobre todo en el caso del campo Xikin, por desarrollo de 155.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mbpce) en 2P, así como la disminución del campo Cahua por concepto de revisiones de 32.3 mbpce en 2P, quedando ambos campos sólo con reserva probada.
Se registró también una disminución de las reservas del campo Akal por revisiones de 562.7 mmbpce en 2P y 280.2 mmbpce en 3P. Otra de las razones fue la declinación de campos maduros, disminución de actividades de desarrollo y ajustes de premisas económicas, entre otros.
En el caso de Pemex, la actividad de exploración y producción tenía autorizado al inicio de 2020 un presupuesto de 269.9 mil millones de pesos, el cual bajó a 229.4 mil millones, pero al final sólo ejerció 180.6 mil millones, casi 90 mil millones menos.
