La Producción de Petróleo en México

Sinopsis

Este documento muestra que si no se añaden reservas a las existentes en 2003 el petróleo mexicano se agotará en 2017; es paradójico que ante el descenso de las reservas se pretenda elevar la producción a niveles record en 2006 cuando ya la producción de los yacimientos es mayor que lo recomendado; si un yacimiento se sobreexplota, aún inyectándole gas o agua se reduce su rendimiento con respecto a una explotación racional durante un mayor número de años. El problema es de tiempos: si se produce más rápidamente de lo que se reponen las reservas se podría llegar a suspender las exportaciones y aún a importar. Esta actitud sólo se explica porque los recursos provenientes del petróleo constituyen el 30% de de los ingresos del gobierno; en cambio PEMEX no tiene recursos para invertir en exploración y esto provoca que si son insuficientes su rendimiento sea incluso negativo. La carencia de recursos se debe a que PEMEX no paga impuestos sobre sus utilidades sino sobre sus ventas lo cual es confiscatorio. Además se está asignando un precio cero al crudo cuando está en el subsuelo y los costos de ventas no incluyen los costos de exploración, todo lo cual alienta a producir la mayor cantidad posible a corto plazo.


 

-Introducción 

Se ha encontrado petróleo en todos los continentes excepto en el Antártico, sin embargo, el petróleo no se encuentra distribuido uniformemente en el subsuelo del planeta. Para que se puedan formar depósitos de hidrocarburos compuesto como petróleo y gas natural se deben presentar algunas condiciones básicas como la presencia de una roca generadora, una roca almacenadora, una roca sello, una trampa y condiciones apropiadas de presión y temperatura. 1

Fue a partir de 1970, que la acción en conjunto de los principales productores árabes produjo un fuerte aumento de precios que se combinó con una serie de nacionalizaciones de los yacimientos petroleros, lo que terminó en un aumento significativo de las rentas económicas de los productores. En este sentido, el petróleo no sólo se constituyó como el motor del crecimiento de los países occidentales, sino también se erigió como una de las principales fuentes de ingresos de los países en desarrollo y para México no fue la excepción.

En el presente documento se analiza la situación del crudo mexicano en los últimos años, ofreciendo con esto una visión de lo que será la situación en el futuro de este tan importante sector para la vida económica de México y el mundo


Las crisis petroleras de los años setenta se dieron dos fenómenos: faltantes en los productos petroleros y utilidades en las compañías petroleras. Muchos creerían que la evidencia muestra que las empresas petroleras provocaron la ?escasez? con el objeto de subir los precios e incrementar sus ganancias. Sin embargo la explicación era otra, la cual explicaremos por medio de la siguiente gráfica:

La gráfica anterior muestra las curvas de costos de un productor de petróleo (como México) cuyo precio que está enfrentando es el de P1 al cual produce Q1 unidades. Bajo el supuesto de que el cártel de la OPEP decide incrementar los precios internacionales del petróleo a P2, la empresa doméstica que enfrenta ahora el precio P2 decidirá aumentar su producción hasta Q2, incrementando sus utilidades de cero a AP2BC, esta utilidad es dio por los inventarios, por fuerzas externas a la empresa. Esto en el corto plazo parecería muy benéfico, sin embargo, en el largo plazo estas utilidades disminuirán, porque los costos de extracción de la empresa serán mayores cuando el pozo llega a agotarse (de ahí que en la gráfica haya unas flechas que apunten hacia arriba). Por lo tanto si bien es cierto que las utilidades de las empresas domésticas se incrementarán luego tenderán a disminuir.

Esta explicación teórica sirve para ilustrar por qué es riesgoso tener una explotación acelerada de crudo, descuidando la acelerada pérdida de reservas del mismo.

Objetivo

Por medio de este documento de pretende demostrar cómo el aumento en la producción de petróleo y el aumento en el precio de la mezcla, aunque ha beneficiado en el corto plazo a México, no podrá sostenerse por mucho tiempo dado que las reservas se están agotando a un ritmo muy acelerado.

Hipótesis

La hipótesis a demostrar es que el incremento en los ingresos derivados del petróleo no es sostenible a mediano plazo, aún cuando se encontraran nuevos yacimientos.

Pregunta

¿Por cuánto tiempo será sostenible en México mantener las utilidades provenientes de la sobreexplotación de los yacimientos petroleros?

Las reservas de crudo en México

Sin duda el petróleo en nuestro país ha sido una fuente de recursos muy socorrida a lo largo nuestra historia y no ha habido otra fuente que pueda sustituirla por lo que es necesario conocer las reservas de crudo mexicano existentes:

Año Reservas probadas

(mmdb*)

Producción

(mmdb)

R.P. menos Prodicción (mmdb) Reservas (años)
1998 28, 862.9 1,120.7 27,742.2 25.8
1999 24,700.1 1,060.7 23,639.4 23.3
2000 24,631.3 1,102.4 23,528.9 22.3
2001 23,660.4 1,141.4 22,519.0 20.7
2002 22,419.0 1,159.6 21,259.4 19.3
2003 15,123.6 1,123.3 14,000.3 13.5
2004 14119.6 1,234.8 12,884.8 11.4
2005 12882.2 1,216.7 11,665.5 10.6
2006 11813.8 1,217.8 10,596.0 9.7

Fuente: BDI.PEP

*millones de barriles

Lo primero que salta a la vista es la brutal reducción en las reservas durante los últimos años. Se puede inferir de este cuadro que si no se hubieran añadido nuevas reservas a las ya existentes en 1998 y que si el nivel de producción de ese mismo año se hubiera mantenido, las reservas se agotarían en el año 2027.

De la misma forma, si no se añaden reservas a las ya existentes en 2006 y se mantiene la producción de ese año, parecería que el petróleo mexicano se va a agotar en el año 2017, diez años antes de lo estimado en 1998.

La razón por la cual han caído las reservas probadas sin que se modifique sustancialmente le nivel de producción se debe a que al paso del tiempo, se han usado diferentes metodologías de cálculo. Los datos de años pasados, sin embargo, no son corregidos usando la nueva metodología, ya que quedan congelados como ?cifras oficiales? en el anuario de PEMEX, el informe presidencial y otros documentos. Actualmente se usa la metodología de la Securities and Exchange Commission (SEC)

Las reservas probadas se modificaron a la baja en 2002, debido precisamente a que, de acuerdo con la aplicación de criterios de la SEC, PEMEX, tuvo que reclasificar 8,926 millones de barriles de sus reservas en la región de Chicontepec de ?probadas? a ?probables? el año pasado, ya que dichos criterios exigen que se haya explotado una reserva durante los últimos cinco años para que pueda ser considerada como probada. Chicontepec no empezó a ser explotado sino hasta finales de 2003 ya que se trata de yacimientos ?lenticulares? que se agotan rápidamente y requieren muchos pozos para ser explotados integralmente. El nuevo interés de PEMEX sobre Chincontepec más parece dirigido a restituir en el papel los números que a su interés en desarrollar este grupo de yacimientos.

Resulta paradójico que en épocas de decremento de las reservas probadas se pretenda elevar la producción a niveles récord de 4000 millones de barriles para 2006. Esto puede ocasionar que PEMEX se acerque peligrosamente a agotar reservas probadas. Incluso si se descubriera hoy un megayacimiento como Cantarell, el desarrollarlo llevaría cinco años. Es decir, no empezaría a producir sino hasta 2009. para entonces se habrían extraído de los yacimientos que actualmente operan unos 6,570 millones de barriles, cerca de la mitad de las reservas probadas actuales.

Estos niveles de producción de los yacimientos mexicanos son mayores a los recomendados. Si un yacimiento se sobreexplota, aún usando técnicas de reinyección de gas, nitrógeno o agua, se reduce su rendimiento total con respecto a una explotación más racional durante un mayor número de años.

La aportación de Cantarell a la producción nacional ha caido del 62 por ciento del total de crudo que producía el país en 2003 a cerca del 55%. El siguiente cuadro muestra la producción de Cantarell a la fecha:

AÑO

PRODUCCIÓN (mbd)*

VARIACIÓN (mbd)

1979

52

 

1980

612

560

1981

887

275

1982

1041

154

1983

930

-110

1984

979

49

1985

936

-43

1986

845

-91

1987

974

129

1988

980

6

1989

974

-6

1990

1011

38

1991

1079

68

1992

1070

-9

1993

1045

-25

1994

1020

-25

1995

961

-59

1996

1074

113

1997

1208

133

1998

1312

105

1999

1228

-84

2000

1438

210

2001

1699

234

2002

1879

179

2003

1737

-114

2004

2054

317

2005

2079

25

2006

1974

-105

Fuente: BDI.PEP.

*miles de barriles diarios

Como se puede apreciar, la producción de este yacimiento ha empezado a decaer y según los expertos a una tasa más rápida que la esperada

Ante la falta de nuevas reservas, la estrategia de PEMEX Exploración y Producción (PEP) para 2004 consiste en reactivar y explotar al máximo los yacimientos existentes tanto marítimos como terrestres, el desarrollo del complejo marino Ku-Maloop-Zaap, la explotación del complejo Zil, 2000 metros por debajo de Cantarell y la explotación de Chincontepec, junto con muchos otros proyectos de menor tamaño.

 

Para poder cumplir con las metas de producción se requiere de todos estos proyectos y que no haya problemas con los yacimientos que actualmente están en operación.

 

El peligro no es que se acaben las reservas. Siempre habrá reservas no encontradas, a mayor profundidad o usando nuevas tecnologías que vuelvan a hacer productivo un yacimiento agotado. El problema es de tiempos. Si se produce más rápidamente de lo que se reponen las reservas, puede llegarse primero a reducir las exportaciones, después a suspenderlas y finalmente a tener una escasez de crudo temporal que obligue al país a importar crudo- o sus productos- a fin de satisfacer la demanda, que es una de las obligaciones constitucionales de PEMEX, con lo que terminaría el uso de PEMEX como fuente de financiamiento del gobierno.

Actualmente los recursos por petróleo constituyen el 40.8 por ciento de los ingresos del Gobierno.

 

INGRESOS PRESUPUESTARIOS DEL SECTOR PÚBLICO
(Millones de pesos)
Concepto  Enero-junio
2006 p_/
    
Total  1,121,773.9
   
Petroleros

 405,583.5

    
Pemex

60,588.7

Gobierno Federal

344,994.8

Derechos a los hidrocarburos

352,078.3

Ordinario 1_/

337,726.0

Extraordinario s/export.de petroleo crudo

3,404.4

Fondo de estabilización

10,849.3

Fondo de invest.cientif.y tecnol.en mat.de energía

93.0

Para la fiscalización petrolera

5.6

Aprovechamientos s/rendimientos excedentes

1,740.4

IEPS

-12,148.2

Impuesto a los rendimientos petroleros

3,324.2

       
No petroleros

716,190.4

     
Gobierno Federal

528,375.6

Tributarios

489,743.1

ISR

244,201.7

IVA

190,186.0

IEPS

18,576.6

Importaciones

  14,869.8

Otros impuestos 2_/

  21,909.0

No tributarios

  38,632.4

Derechos

  10,617.0

Aprovechamientos

  24,890.3

Otros

  3,125.2

Organismos y empresas 3_/

  187,814.9

          
      
Partidas informativas:     
       
Tributarios

  480,919.2

No Tributarios

  640,854.8

        

Nota: Las sumas parciales y las variaciones pueden no coincidir debido al redondeo.

p_/ Cifras preliminares. 
n.s.: no significativo; --: mayor de 500 por ciento. 

1_/ En 2005 incluye los derechos por hidrocarburos pagados por Pemex derivados del régimen fiscal para el año. Para 2006 con el fin de facilitar las comparaciones entre años de los ingresos tributarios y no tributarios, se incluyen 55 mil 686.2 millones de pesos de derechos pagados por Pemex derivados del régimen fiscal vigente hasta 2005, mismos que en la Ley de Ingresos de la Federación para 2006 se consideran en el artículo 1 fracción IV Contribuciones no Comprendidas en las Fracciones Precedentes Causadas en Ejercicios Fiscales Anteriores Pendientes de Liquidación o de Pago.

2_/ Incluye los impuestos sobre tenencia o uso de vehículos, sobre automóviles nuevos, exportaciones no comprendidos y accesorios.

3_/ Excluye subsidios y transferencias del Gobierno Federal a las entidades bajo control presupuestario directo y las aportaciones del Gobierno Federal al ISSSTE.


 

Reservas Mundiales

Según la revista Oil an Gas Journal, las reservas mundiales más altas al 1º de enero de 2003 eran:

PAIS REVISTA OIL AND GAS JOURNAL (1 de enero de 2002) REVISTA WORLD OIL
Arabia Saudita 261.8 261.7
Canadá (con áreas bituminosas) 180  
Irak 112.5 115.0
Emiratos Árabes Unidos 97.8 62.8
Kuwuait 96.5 98.9
Irán 89.7 99.1
Venezuela 77.7 50.2
Rusia 48.6 53.9
Libia 29.5 30.0
México 26.9 23.1
Nigeria 24.0 30.0
China 24.0 29.5
Estados Unidos 22.4 22.4
Qatar 15.2 13.8
Noruega 9.4 10.3
Argelia 9.2 17.0
Brasil 8.5 8.6
Omán 5.5 5.9
Angola 5.4 6.0
Kazajstán 5.4 0.0
Indonesia 5.0 9.2
Canadá (reservas convencionales) 4.9 5.4
Reino Unido 4.9 4.6
India 4.8 3.8
Yemen 4.0 2.4
Australia 3.5 3.8
Malasia 3.0 4.5
Argentina 3.0 2.9
Egipto 2.9 3.7
Gabón 2.5 2.4
Siria 2.5 2.3
Fuente:Penn Well Publisinh Co; Oil & Gas Journal, Vol 99, No. 52 (December 24,2001)Gulf Publishing Co; World Oil, Vol 223, No. 8 August 2002).

De haberse mantenido las reservas de Canadá, México descendió de tener la décima reserva más grande al lugar 12.

Las reservas totales de aceite se distribuyen en las cuatro regiones en las que se compone Pemex Exploración y Producción (PEP) de la siguiente manera: 15,299.9 mmb (42.2%) en la Marina Noreste; 3,065.6 (8.4%) en la Marina Suroeste; 13,300.8 (36.7%) en la región Norte; y 4,599.6 (12.7%) en la región Sur.

 

Exploración por petróleo

La inversión en exploración en miles de pesos ha sido la siguiente:

PERÍODO Estudios Exploratorios
2000 1,987,936
2001 1,864,034
2002 4,346,113
2003 6,875,366
2004 5,771,886
2005 2,580,216
2006 734,748*
Fuente: Pemex. Base de Datos Institucional

+hasta junio de 2006

En total, de 2000 a 2002 la inversión fue de 8,198.1 millones de pesos. De 2003 (año en que cambió la metodología de medición de reservas) a 2006 la inversión ha sido de 15962.2 millones de pesos Estas inversiones han generado los siguientes movimientos en las reservas.

 

Crudo encontrado  (millones de barriles)
Año Reservas en crudo Crudo producido Crudo encontrado Costo de exploración (pesos/barril)
2000 24,631.3 1,102.4    
2001 23,660.4 1,141.4    
2002 22,419.0 1,159.6    
2000-2002 -2,212.3 3,413.4 1,191.1 6.88
2003 c 15,123.6 1,123.3    
2004 14119.6 1,234.8    
2005 12882.2 1,216.7    
2006 11813.8 1,217.8    
2003-2006 -2,241.4 4,698.1 2,456.7 6.50
Fuente: Pemex Exploración y Producción

El total de crudo nuevo encontrado de 2000 a 2002 fue de 1191.1 millones de barriles y para el período de 2003 a 2006 fue de 2456.7 millones de barriles. Dividiendo los costos de inversión entre el número de barriles encontrados vemos que la inversión por barril encontrado ha disminuido de 6.88 a 6.50 pesos por barril.

Cabe sin embargo destacar que esta inversión en exploración es muy baja comparada a la de otras compañías petroleras. Según la revista Oil and Gas Journal, el costo de encontrar un barril de petróleo de nuevas reservas probadas en territorio estadounidense actualmente alcanaza los 12.60 dólares por barril. Evidentemente la inversión mexicana de $6.50 pesos por barril resulta insuficiente y esto explica porqué no se están reemplazando las reservas. Los expertos estiman que para reponer las reservas al 100% se requiere una inversión anual de 10 mil millones de dólares, lo cual se contrasta con los 625 millones de dólares invertidos en 2003, año donde se registró la mayor inversión en exploración de la historia.

El incremento de la inversión en exploración se hace notorio al ver el número de pozos exploratoros perforados:

  

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Pozos exploratorios perforados

 28

 49

 45

 58

 96

 105

 73

   Región Marina Noreste

 N/D 

 N/D 

 N/D 

 N/D 

 4

 9

 5

   Región Marina Suroeste

 2

 2

 3

 11

 23

 20

 9

   Región Sur

 N/D 

 5

 5

 7

 9

 9

 5

   Región Norte

 26

 42

 37

 40

 60

 67

 54

   Golfo de Campeche

 2

 2

 3

 11

 27

 29

 14

 

Producción, precio y exportación de petróleo.


Para la producción de petróleo crudo, PEP cuenta con diversos Activos de Producción, que a su vez engloban una gran cantidad de campos y pozos, los cuales se agrupan en cuatro regiones:

1) Marina Noreste, que alberga a los Activos Ek-Balam, Ku-Maloob-Zap y Cantarell;

2) Marina Suroeste, a la cual pertenecen los Activos de Abkatun, Pol - Chuc y Litoral de Tabasco;

3) Norte, con los Activos de Altamira, Poza Rica y Veracruz; y

4) Sur, que contiene los Activos de Cinco Presidentes, Bellota-Chinchorro, Luna, Jujo-Tecominoacán, Samaría - Sitio Grande, Chilapilla ? José Colomo y Muspac. 

Actualmente la región más productiva es la Marina Noreste, de la cual, durante 2002 se extrajeron en promedio 2,150.8 mbd, representando con ello cerca del 70 por ciento de la producción total de crudo.

Producción nacional de petróleo crudo
miles de barriles diarios
Año Total crudo Pesado Ligero Superligero
1980 1935.67 672.54 264.61 998.54
1981 2312.14 988.28 409.76 914.10
1982 2746.38 1224.57 687.47 834.34
1983 2665.54 1170.03 760.65 734.87
1984 2684.53 1227.91 735.59 720.98
1985 2630.45 1174.27 740.61 715.57
1986 2427.65 1073.83 692.32 661.51
1987 2540.63 1222.27 665.64 652.72
1988 2505.63 1222.71 653.61 629.37
1989 2513.31 1245.55 673.21 594.78
1990 2548.01 1264.57 707.68 575.76
1991 2675.84 1331.91 756.97 586.96
1992 2667.72 1350.12 735.35 582.26
1993 2673.40 1320.59 790.62 562.19
1994 2685.10 1270.05 889.97 525.08
1995 2617.20 1220.41 864.11 532.68
1996 2858.33 1370.56 910.05 577.72
1997 3022.22 1567.08 881.45 573.68
1998 3070.45 1658.90 848.46 563.10
1999 2906.03 1563.49 806.14 536.40
2000 3011.97 1774.25 733.08 504.63
2001 3127.04 1996.97 658.67 471.40
2002 3176.58 2166.83 551.67 457.92
2003** 3370.90 2425.37 810.67 134.85
2004 3382.90 2457.98 789.59 135.32
2005 3333.35 2386.97 802.25 144.12
2006* 3336.93 2352.67 815.10 169.16
*Enero-junio

**A partir de 2003 se reclasificaron ciertos crudos superligeros como ligeros

Fuente: BDI Pemex
Producción de crudo
Porcentaje de producción de barriles diarios
Año Pesado Ligero Superligero
1981 42.74 17.72 39.53
1982 44.59 25.03 30.38
1983 43.89 28.54 27.57
1984 45.74 27.40 26.86
1985 44.64 28.16 27.20
1986 44.23 28.52 27.25
1987 48.11 26.20 25.69
1988 48.80 26.09 25.12
1989 49.56 26.79 23.67
1990 49.63 27.77 22.60
1991 49.78 28.29 21.94
1992 50.61 27.56 21.83
1993 49.40 29.57 21.03
1994 47.30 33.14 19.56
1995 46.63 33.02 20.35
1996 47.95 31.84 20.21
1997 51.85 29.17 18.98
1998 54.03 27.63 18.34
1999 53.80 27.74 18.46
2000 58.91 24.34 16.75
2001 63.86 21.06 15.07
2002 68.21 17.37 14.42
2003 71.95 24.05 4.00
2004 72.66 23.34 4.00
2005 71.61 24.07 4.32
2006 70.50 24.43 5.07
* Enero-junio   
Fuente: BDI Pemex   
Nontechnical Guide to Petroleum Geology, Exploration, Drilling and Production ,
  • Norman Hyne
Illustrated Petroleum Reference Dictionary ,
  • Robert D. Langenkamp
Petroleum Production in Nontechnical.Language
  • Forest Gray
Drilling for Oil & Gas : A Nontechnical Guide
  • Steve Devereaux
The Petroleum Industry : A Nontechnical Guide
  • Charles F. Conaway
Creating the High Performance International Petroleum Company
  • Etienne Deffarges, John Elting Treat
2 Volume Set, Modern Petroleum Technology
  • Richard A. Dawe
The Color of Oil
  • Michael Economides, Armando Izquierdo

Entre 1990 y 2002, la producción de petróleo crudo se incrementó 24.7%, ya que pasó de 2,548 mbd a 3,176.5 mbd, presentando, a partir de 1999 una tasa media de crecimiento anual del 3 %. Este crecimiento se ha dado sobre todo en el crudo pesado, puesto que en el caso de los crudos ligeros la tendencia de crecimiento es negativa.

Como se observa, la proporción de crudo pesado va en aumento, sin embargo, la proporción de crudo pesado exportado (Maya) no ha aumentado de la misma forma.

 

..Volumen de las exportaciones de petróleo crudo  
(Miles de barriles diarios)  
     Por tipo    
Crudo Total Istmo Maya Olmeca
Promedio        
1990 1,277 293 827 158
1991 1,369 329 877 163
1992 1,368 287 923 158
1993 1,337 262 857 218
1994 1,307 179 800 328
1995 1,305 158 719 429
1996 1,544 189 863 492
1997 1,721 216 1,020 485
1998 1,741 208 1,063 470
1999 1,553 190 929 435
2000 1,604 110 1,096 398
2001 1,756 87 1,351 317
2002 1,705 46 1,414 245
2003 1,844 25 1,603 216
2004 1,870 27 1,622 221
2005 1,817 81 1,520 216
2006 1,892 88 1,570 232
Fuente: BDI- Pemex.     


La mayor proporción de crudo maya exportado afecta el precio de la mezcla de exportación. Una de las razones básicas de la inversión en la reconfiguración de las refinerías era precisamente el consumir internamente el crudo pesado a fin de liberar la mayor cantidad de crudo ligero al mercado de exportación, sin provocar una caída en los precios, ya que la elasticidad del crudo ligero es menor a la del crudo pesado. Sin embargo las refinerías no están consumiendo la proporción de crudo pesado para las que fue diseñada la reconfiguración, provocando que el exceso de crudo pesado tenga que salir al mercado de exportación.

Precios de Venta Promedio de Exportación de Petróleo Crudo Mexicano (Dólares de EUA por barril)

     Por tipo    
Crudo Total         Istmo       Maya        Olmeca
Promedio        
1990 19.09 22.66 16.97 23.49
1991 14.58 18.09 12.25 20.05
1992 14.92 18.06 13.15 19.53
1993 13.20 15.83 11.43 16.99
1994 13.89 15.37 12.57 16.28
1995 15.70 16.63 14.41 17.49
1996 18.99 20.09 17.30 21.54
1997 16.46 18.17 14.64 19.53
1998 10.15 11.80 8.52 13.09
1999 15.58 17.46 14.12 17.83
2000 24.86 27.88 23.03 29.05
2001 18.61 22.23 17.13 23.99
2002 21.52 23.37 20.88 24.86
2003 24.78 27.99 24.12 29.27
2004 31.14 38.65 29.88 39.52
2005 42.69 53.09 40.55 53.86
2006 53.17 57.15 51.29 64.82

A raíz de la invasión de Irak los precios de exportación se han disparado a niveles sin precedente. El gobierno estima que esta situación no será permanente, por lo que debe capturar ahora estos ingresos extraordinarios aun a costa de comprometer la viabilidad futura de los yacimientos.

Al examinar por regiones el comercio exterior de México, este está dominado por las ventas a Estados Unidos, las Antillas Holandesas y Canadá en América, España, Portugal y el Reino Unido en Europa y la India y antes Japón en Asia. A Africa se le vende marginalmente crudos de muyt baja calidad.

     Exportaciones por región

Crudo Mezcla TOTAL América Europa Lejano Oriente Africa
          
1990 1,277 771 351 156  N/D 
1991 1,369 834 388 146  N/D 
1992 1,368 914 361 92  N/D 
1993 1,337 971 286 80  N/D 
1994 1,307 1,030 196 81  N/D 
1995 1,305 1,094 134 77  N/D 
1996 1,544 1,335 122 87  N/D 
1997 1,721 1,470 176 63 13
1998 1,735 1,501 190 32 13
1999 1,554 1,330 177 42 5
2000 1,604 1,379 185 40  N/D 
2001 1,756 1,528 184 37 6
2002 1,705 1,478 181 47  N/D 
2003 1,844 1,604 176 63 1
2004 1,870 1,656 178 36  N/D 
2005 1,817 1,589 194 33 1
2006 1,892 1,686 175 31  N/D 
Fuente: Pemex.     
Precio de exportación por región (dólares por barril)
Crudo Mezcla TOTAL América Europa Lejano Oriente Africa
           
1990 19.09 19.28 17.87 20.91  N/D 
1991 14.58 15.33 12.19 16.70  N/D 
1992 14.92 15.34 13.26 17.22  N/D 
1993 13.20 13.71 11.01 14.77  N/D 
1994 13.88 13.91 13.12 15.40  N/D 
1995 15.70 15.79 14.52 16.48  N/D 
1996 19.00 19.20 16.82 18.96  N/D 
1997 16.46 16.70 13.81 18.39 16.37
1998 10.18 10.31 8.82 11.42 11.74
1999 15.57 15.69 14.65 16.44 9.82
2000 24.86 25.15 22.71 24.85  N/D 
2001 18.61 18.62 18.40 19.52 18.05
2002 21.52 21.56 21.20 21.46  N/D 
2003 24.78 24.98 23.30 23.74 27.20
2004 31.14 31.45 28.97 27.84  N/D 
2005 42.69 42.85 41.78 40.22 34.14
2006 53.17 53.15 53.22 53.76  N/D 

Rendimiento del petróleo

Generalmente tanto PEMEX como el gobierno consideran que la utilidad del petróleo se calcula como ventas menos costos de ventas. Esta forma de pensar tiene varios problemas:

  • Se está asignando de facto un precio cero al crudo cuando se encuentra en el yacimiento. Con esto se cancela el objetivo de PEMEX por maximizar el valor de los recursos petroleros a largo plazo, incentivando el producir la mayor cantidad posible a corto plazo.
  • Los costos de ventas no incluyen los costos de exploración.
  • PEMEX no paga impuestos sobre sus utilidades sino sobre sus ventas. Esto desalienta cualquier esfuerzo en racionalizar los costos y termina por confiscar los recursos de PEMEX.
  • El procesamiento ulterior del crudo no agrega (o agrega muy poco): la refinación del petróleo arroja una canasta de productos cuyo valor total es marginalmente superior al del crudo.

El costo de producción depende de cada yacimiento en particular. De hecho cada pozo tiene su propio costo de producción en función de su producción y su ubicación (terrestre, marino, cercanía a centros de acumulación, infraestructura de bombeo, etc.) así como infinidad de otros factores.

En promedio, estos han sido los costos de producción en los últimos años:

PEMEX Exploración y Producción (PEP)

Costo de Extracción de Petróleo Crudo Equivalente

Dólares por barril

  2000 2001 2002 2003
Total Nacional 2.99 3.14 3.04 3.16
Región Norte

Altamira, Poza Rica, Veracruz

6.24 6.74 6.11 5.91
Región Sur

Cinco Presidentes, Bellota, Chinchorro, Luna, Jujo, Tecominoacán, Samaría, Sitio Grande, Chilapilla, José Colomo, Muspac

3.58 3.86 3.43 3.94
Región Marina Noreste

Ek-Balam, Ku-Maloob-Zap, Cantarell

2.43 2.51 2.47 2.63
Región Marina Suroeste

Abkatun, Pol-Chuc, Litoral de Tabasco

2.49 2.50 2.98 2.71
Fuente: BDI, PEP

Estos costos no incluyen los costos por exploración, que como se mencionó anteriormente alcanzan los $6.50 pesos por barril y que deberían ser cercanos a los 10 dólares por barril.

El petróleo que PEP produce es vendido tanto a PEMEX Refinación como a PEMEX Internacional para su exportación a un precio ligado a los precios spot de crudos llamados referencia, tales como el West Texas Sour (WTS) ?para crudos vendidos en América? o bien el crudo Brent ?para crudos vendidos en Europa? siguiendo una fórmula que refleje los rendimientos netos de los crudos mexicanos al ser procesados en una refinería de determinada complejidad, de tal forma que se le asegure al refinador un rendimiento mínimo.

Así por ejemplo, para crudo Maya vendido a Estados Unidos (y a PEMEX Refinación), la fórmula está dada por:

Maya = 0.24WTS + 0.147ANS + 0.099 (LLS + Brent DTD) + 0.394 (FO No. 6 3%S) + K

donde

-WTS es: Precio spot del crudo Westa Texas Sour en Midland3*

-ANS es: Precio spot del crudo Alaskan North Slope

-LLS es: Precio spot del crudo Louisiana Light Sweet

-Brent DDT es: Precio spot del crudo Brent dated

-FO No. 6 3% Precio del Fuel Oil No.6 con 3 de azufre.

-K es: Constante determinada mensualmente por el Comité de Comercio Exterior de Petróleo considerando los rendimientos de nuestros crudos con la canasta incluida en la fórmula, ajustes por condiciones comerciales, ajustes por riesgos volumétricos y otros factores cualitativos del mercado.

 

Esta fórmula lo que intenta reproducir es que procesar 100 barriles de crudo Maya en una refinería de complejidad básica da los mismos rendimientos de productos que el procesar una mezcla de 24 barriles de WTS, 14.7 barriles de ANS, un barril de LLS, un barril de Brent y 39.4 barriles de combustóleo pesado.

De los ingresos que se generan por la venta de crudo e hidrocarburos procesados, PEMEX paga al gobierno por lo menos el 60.8% sobre sus ingresos.4

 

Perspectivas de los precios del crudo

No sólo las reservas de México están disminuyendo. Se estima que en los últimos 10 años se han producido 25 000 millones de barriles en el mundo mientras que solamente se han incorporado 5000 millones de barriles de reservas nuevas a pesar de las nuevas tecnologías que hacen más precisa la búsqueda de reservas.

La mayoría de estas nuevas reservas se encuentran en los países del Cercano Oriente y en Canadá, donde ahora se considera como reservas probadas sus gigantescos yacimientos de arenas bituminosas.

 

Se espera que la producción mundial llegue a un nivel máximo entre el 2010 y el 2016, cuando alcance los 90 millones de barriles diarios. Para entonces las reservas convencionales en la mayoría de los países productores estará prácticamente agotada, y sólo Arabia Saudita, Kuwait, Irak y los Emiratos Árabes continuarán teniendo existencias. Los precios del crudo se duplicarán o triplicarán, volviéndose rentable para los demás países la explotación de yacimientos no convencionales o a grandes profundidades, así como la proliferación de sistemas alternos de energía tales como celdas solares, celdas de combustible, etc., para los automóviles. Para las plantas de fuerza habrá un renovado interés en la nucleoeléctrica y la geotermia. Tan sólo en el caso de los aviones no se prevé un combustible alterno a la turbosina, por lo que los costos de viaje por avión aumentarán. El petróleo perderá importancia como combustible, pero aumentará el valor de los petroquímicos. 

El aumento en la producción se da como respuesta a las proyecciones de la demanda, pero estas no toman en cuenta ni un alza generalizada de precios ni el florecimiento de nuevas tecnologías, de modo que la realidad puede ser diferente a las proyecciones planteadas.

La estrategia de México de aumentar su producción a niveles record sin aumentar sus reservas no tiene justificación fuera de capturar los altos precios del crudo y la necesidad del gobierno de equilibrar su presupuesto ya que el aumento de la demanda interna no tiene relación con los niveles planeados de producción. Va incluso en contra de la misión explícita de PEMEX de maximizar el valor a largo plazo de los recursos petroleros. Mejor le convendría prolongar la vida de sus reservas, no sobre explotándolas y esperar que los altos precios se mantengan si no tan altos como están ahora, si muy superiores a los precios de entre $18 y $25 dólares por barril que fue la norma durante mucho tiempo. El peligro es que el desarrollo de nuevas tecnologías vuelva obsoletos los recursos petroleros. Esto parece infundado ya que el parque vehicular en México tiene un promedio de 10 años de antigüedad. Es decir, que si se mantiene esa tendencia, en el año 2016 el vehículo promedio será modelo 2006. Usando la misma tecnología que ahora.

 

La razón de que México exporte crudo e importe gasolinas

En términos generales, los productos que produce cualquier refinería son: Gas LP, gasolinas, diesel, kerosinas (turbosina), combustóleo y asfalto. Producen también un sinnúmero de otros productos en pequeñas proporciones.

Los precios de los productos varían especialmente en función de su densidad. Los que son más ligeros que el crudo valen más que éste.

  1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
Precio crudo recibido (DL/BL) 13.64 25.33 20.94 21.93 26.55 33.16 43.95 54.41
Grupo gas licuado (DL/BL) 16.68 28.90 25.65 21.34 29.64 38.59 44.42 47.97
Grupo gasolinas (DL/BL) 22.36 36.68 34.38 32.14 39.06 51.63 68.83 79.51
Grupo kerosinas (DL/BL) 20.39 35.82 30.92 28.22 34.78 46.41 70.89 77.52
Grupo diesel (DL/BL) 20.24 35.46 32.79 29.01 36.16 46.60 68.67 79.68
Grupo combustóleos (DL/BL) 11.35 18.62 15.04 18.12 21.47 21.89 28.22 37.51

Fuente: Estados de Resultados, BDR

*2003: datos preliminares

Como se puede ver el precio del combustóleo siempre es menor al precio del crudo.

La rentabilidad de una refinería depende tanto de la canasta de productos que elabora (una variable más o menos bajo su control) como de los precios de los petrolíferos y del crudo (una variable fuera de su control).

Por lo tanto, mientras mayor sea el rendimiento de los productos más valiosos que el crudo y menor el de los productos menos valiosos que el crudo, la refinería será más rentable.

El siguiente cuadro muestra los rendimientos netos (productos entregados a ventas / crudo a proceso) del Sistema Nacional de Refinación.

Entrega a ventas / crudo recibido (%)

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Gas licuado

19.40

17.31

17.52

18.91

18.63

18.64

18.98

19.16

19.41

19.15

Gasolinas (b)

32.47

31.25

32.11

33.05

32.04

31.19

32.05

34.77

35.88

35.49

Querosenos

5.36

4.76

4.60

4.77

4.53

4.55

4.56

4.64

4.77

4.93

Diesel (b)

21.01

22.17

22.60

22.14

21.64

22.50

21.46

23.99

24.91

24.77

Combustóleo

32.59

34.30

34.75

34.85

34.45

34.82

36.15

30.90

28.24

27.31

Otros ( (c))

6.90

7.12

7.28

7.25

6.88

5.97

5.89

7.80

8.57

9.36

Fuente: Estados de resultados, BDR

(a) Excluye retorno de productos por concepto de maquila de crudo.

(b) Incluye productos no terminados. Para las gasolinas excluye la producción de naftas.

(c) Incluye asfaltos, aceite ciclico ligero, lubricantes, parafinas. Grasas, aeroflex 1 y 2, extracto de furfural, coque, gas seco y combustible industrial.

De este cuadro se desprende una conclusión importante: Con las inversiones en la reconfiguración de las refinerías, los rendimientos de los productos más valiosos que el crudo finalmente han crecido mientras que los rendimientos de productos menos valiosos que el crudo (combustóleo) han disminuido, sin embargo la proporción de combustóleo sigue siendo muy alta (27.31%) mientras que el Estados Unidos, donde se procesan crudos más ligeros el valor típico es del 12%

No ha habido un incremento sustancial en le volumen de crudo procesado, como se muestra a continuación:

Periodo Crudo procesado (mbd) Crudo maya (pesado) procesado (mbd)
1995 1,267 435
1996 1,242 452
1997 1,283 402
1998 1,228 360
1999 1,227 380
2000 1,252 333
2001 1,244 345
2002 1,283 424
2003 1,303 495
2004 1,284 532
2005 1,267 435
2006 1,242 452

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Lo que sí ha habido es un incremento moderado del porcentaje de crudo maya procesado, que pasó de ser el 30.94% del periodo 1987 a 1995 a 33.05% en el periodo 1996 a 2003.

Como resultado neto, el valor total de los productos de la refinación de petróleo es marginalmente superior al valor del crudo procesado, de modo que refinar petróleo agrega muy poco valor agregado debido al gran porcentaje de productos más pesados que el crudo (combustóleo) producido:

Estado de resultados (MMDLS) 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Ventas

8814

14566

12871

12592

16191

20495

27629

Costo de insumos

6895

12617

10691

10949

13668

17009

22362

Autoconsumos

430

732

768

687

1100

1255

1618

Costo de operación ex. Depreciación

539

685

761

906

881

881

987

Servicios auxiliares

138

146

155

156

169

212

206

Depreciación

288

313

348

358

372

411

457

Utilidad antes de impuestos

662

219

302

-308

171

939

2204

Índices

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Proceso de crudo (MB)

448227

449222

456942

454571

469339

477035

468806

Margen bruto de operación (DL/BL)

4.28

4.34

4.77

3.62

5.38

7.31

11.23

Margen neto de operación (DL/BL)

2.12

1.19

1.42

0.11

1.16

2.83

5.68

Margen neto con depreciación (DL/BL)

1.48

0.49

0.66

-0.68

0.36

1.97

4.70

 

Conclusión y recomendaciones

  La realización de este documento ha tenido la finalidad de mostrar el desempeño que ha tenido el sector petrolero en la rama de petróleo crudo en los últimos años y además lo que se espera de éste sector para los siguientes.

Uno de los mayores problemas que los países en desarrollo deberán enfrentar en los próximos años será el incremento de su demanda de energéticos.

En otra perspectiva, siendo precarias las condiciones económicas de los países no altamente industrializados como para hacer inversiones cuantiosas y significativas en la acción energética, las recomendaciones generales del Banco Mundial acerca de la racionalización en el uso de estos recursos, son oportunas. Los porcentajes de ahorro de energía en países como Estados Unidos y algunos de Europa indican que estas respuestas al problema son las correctas.

Finalmente la eficiencia y la renovación tecnológica en los distintos campos de la energía serán un factor indispensable para la satisfacción de la demanda que se espera para las próximas décadas.


 

Bibliografía

Barbosa, Fabio. Exploración y reservas de hidrocarburos en México. Universidad Autónoma de México. 2000.

Call, Steven y Holahan, William Microeconomía Grupo editorial Iberoamérica, 1983

PEMEX. Las reservas de hidrocarburos de México. 1999

Secretaría de Energía. Prontuario del sector de energía : 1992-1997 / Secretaría de Energía, Dirección General de Política y Desarrollo Energéticos.

INEGI. XV censo industrial : minería y extracción de petróleo

Páginas de internet

www.inegi.gob.mx

www.pemex.com


 

 

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