Las reservas de gas y petróleo representan, en su forma más simple, recursos descubiertos que se podrán aprovechar en el presente y futuro. Como tal, son uno de los principales indicadores para evaluar el potencial de producción petrolera de un país o una empresa y, por lo tanto, determinar su valor actual.

Aunque el proceso para incorporar y reportar reservas es complejo, la Securities and Exchange Commission (SEC), esencialmente busca que se tomen en cuenta tres factores para estimar las reservas: la calidad del yacimiento y la existencia de hidrocarburos; la tecnología necesaria para extraerlos; y los factores económicos de comercialidad. Dicho de otra forma, las reservas representan recursos descubiertos que, con la tecnología, precios, y estructura de costos actuales, se pueden aprovechar.

La forma más precisa de las reservas (las probadas) depende, en su gran mayoría, de información directa, obtenida a partir de pozos exploratorios, que son el único mecanismo que aporta certidumbre sobre la naturaleza y volumen de los recursos. Sin embargo, otras formas de reservas (como las probables y las posibles) utilizan una mayor proporción de información indirecta (como la sísmica, que explicamos aquí) para hacer inferencias sobre el volumen y naturaleza de los recursos.

Conforme el entendimiento del campo evoluciona, las reservas que solamente se habían inferido se pueden confirmar (por medio de descubrimientos). El resultado son incorporaciones o desincorporaciones de nuevos barriles. Además, conforme las condiciones tecnológicas y económicas (los precios petroleros) cambian, recursos estimados que antes eran considerados no recuperables pueden convertirse en valiosas reservas, o viceversa. Es decir, las reservas de un campo representan volúmenes estáticos.

Aunque ya no son considerados reservas, el caso más extremo de inferencia son los recursos prospectivos que, además de evitar los criterios económicos para estimar recuperabilidad de los recursos, dependen completamente de inferencias a partir de información geológica indirecta.

Los tres principales tipos de reservas son:

• Reservas Probadas
  Tienen una probabilidad de más del 90 por ciento de extraerse (p. 14). Las empresas y gobiernos que reportan este tipo de reservas tienen un alto grado de certidumbre sobre las características del yacimiento, tienen acceso a la tecnología para extraer los hidrocarburos y operan en un entorno económico y político que les permiten aprovechar los recursos con índices adecuados de rentabilidad.

  Por el alto grado de certidumbre de que sean recursos comercializados (y se conviertan en un flujo económico de ingresos (ver p. 2), son las reservas más importantes para gobiernos e inversionistas.

   

• Reservas Probables
  Comparadas con las reservas probadas, las reservas probables conllevan menor certidumbre de que sean aprovechables de forma rentable. Sumadas a las probadas, forman otro indicador que se llama 2P y que, de acuerdo con la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), tienen una probabilidad de 50 por ciento de ser producidas.

   

• Reservas Posibles
  Éstas tienen la menor probabilidad de extraerse de toda la gama de reservas porque su estimación depende más de información indirecta (como sísmica) que de datos de perforación. Sumadas a las 2P, forman la clasificación 3P que sólo tiene 10 por ciento de probabilidad de extraerse, según el SPE y la EIA. Como tal, las reservas 3P frecuentemente son omitidas en los análisis técnicos y financieros.

   

Adicional: Recursos Prospectivos
Los recursos prospectivos no califican como reservas. Son consideradas estimaciones que conllevan un alto grado de incertidumbre. Se basan en estudios sísmicos, extrapolaciones y otros análisis de inferencia, no en observaciones directas.