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 |
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:
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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