El nuevo modelo es la primera fuerza en restitución de reservas

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Las reservas petroleras de 2018 tienen una característica particular este año: por primera vez en 80 años registran la aportación de empresas privadas al registro nacional.

Los trabajos de exploración (re-evaluación) que hicieron Eni y Hokchi en las áreas que ganaron en la Ronda 1.2 (en 2016) hicieron una aportación significativa a las reservas 1P, identificadas como aquellas que tienen más de 90 por ciento de probabilidad de ser extraídas. En conjunto, los dos contratos petroleros aportaron 143 millones de barriles de petróleo y 137 mil millones de pies cúbicos de gas natural de reservas 1P.

De hecho, Eni y Hokchi prácticamente duplicaron el volumen de reservas que originalmente se estimaban en sus campos.

Fig. 1: Evolución en la estimación de reservas en los campos de Hokchi y Eni

  Petróleo (mmb) Gas Natural (mmmpc) Petróleo crudo equivalente (mmb)
  2017 2018 2017 2018 2017 2018
Eni 55.7 96.4 32.9 141.8 62.1 122.4
Hokchi 19.5 122.2 9.2 37.7 21.3 128.7
Total 1P 75.2 218.6 42.1 179.4 83.4 251.1
Mmb: millones de barriles / mmmpc: miles de millones de pies cúbicos / mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente (contabilizan crudo y gas natural en unidades equivalentes)
Fuente: CNH

Estas reservas se suman a las adiciones que hizo Pemex a partir del descubrimiento de 3 campos petroleros el año pasado. Suuk, Valeriana e Ixachi que le permitieron sumar 70 millones de barriles de petróleo y 454.5 millones de pies cúbicos de gas.

Fig. 2: Adiciones a las reservas 1P del país

Petróleo (mmb) Gas Natural (mmmpc) Petróleo Crudo Equivalente (mmb)
Suuk 31.6 20.6 35
Valeriana 6 62.8 20.9
Ixachi 31.9 371.1 97.9
Total 69.5 454.5 153.8
Mmb: millones de barriles / mmmpc: miles de millones de pies cúbicos
Fuente: CNH

Si contrastamos la adición de las privadas contra Pemex, las reservas registradas por Eni y Hokchi privadas son más del doble de las de Pemex.

Otra forma de ver la importancia de las adiciones de ENI y Hokchi es a partir de su aportación a la tasa de restitución de reservas que es una medida para evaluar cuántos barriles se encuentran cada año en contraste con cuántos se extrajeron en el mismo periodo. Si consideramos que el año pasado se produjeron 711 millones de barriles de petróleo, las reservas añadidas de Hokchi y Eni serían suficientes para restituir las reservas 1P del país en 20 por ciento. Si agregamos los barriles descubiertos por Pemex, la restitución alcanzaría el 30 por ciento.

Sin embargo, CNH informó que esta tasa se quedó en 19.5 por ciento.

Esto significa que, en términos de crudo, los campos de Pemex y los de las empresas privadas, apenas pudieron contrarrestar las reducciones de reservas de otros campos.

Con este panorama, es claro que los contratos del nuevo modelo energético son la primera fuerza de incorporación de reservas del país con un potencial incremental hacia adelante. Conforme más empresas realicen trabajos exploratorios y de desarrollo, las adiciones privadas de reservas serán mayores. Para el periodo 2018-2021 el número de pozos petroleros perforados por empresas contratistas irá en crecimiento. Sólo en el caso de los pozos exploratorios marinos, las empresas privadas perforarán cada año al menos 11 pozos mientras que Pemex perforará otros 13. En otras palabras, la iniciativa privada perforará el 44 por ciento de los pozos marinos del futuro, con lo que la exploración marina tendrá su mejor nivel de desarrollo de los últimos 30 años.

Fuente: Centro Nacional de Información de Hidrocarburos

La certificación de reservas es el primer paso hacia el nuevo sector energético plural que buscamos con el nuevo modelo energético. A partir de los bloques que ganaron las empresas en las distintas rondas, éstas realizan los trabajos de exploración en cada área asignada. Tras completar el proceso exploratorio, las empresas entran en fase de desarrollo donde registran sus reservas ante la CNH. Por esta restricción, los descubrimientos de otras empresas (como Zama, que fue descubierto por el consorcio de Talos Energy, Sierra Oil and Gas y Premiero Oil) están esperando entrar a la fase de desarrollo para poder registrar las reservas que hayan descubierto.

Esto nos deja pensar que en los siguientes meses más empresas se sumarán a la certificación de reservas, con lo cual podremos incrementar la tasa de restitución de reservas.

Esto nos dice que la adición de las empresas a las reservas es positiva, pero aún nos falta mucho por hacer. Valdría la pena explorar mecanismos para que, en campos en producción, estas mismas fuerzas se puedan aprovechar con la misma velocidad que se están desplegando en fases exploratorias.

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