Las reservas petroleras probadas de México podrían agotarse en 8.9 años si no se descubren nuevos yacimientos, indican datos oficiales, sin embargo en los próximos años pueden recuperarse con las próximas exploraciones, consideran expertos.
“La caída de las reservas probadas mexicanas tiene un plazo menor de 10 años de vida” dijo Alexis Juárez Cao, quien recién presentó su investigación posdoctoral al Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) sobre la Reforma Energética.
En efecto, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH, regulador estatal) dijo que las reservas de crudo cayeron un en 10.6% a 9.160 millones de barriles durante el año pasado 2016, mientras que desde 2013 han disminuido un 34% las reservas probadas (campos con un 90% de éxito comercial).
Las esperanzas del Gobierno están centradas en los contratos por casi 70,000 millones dólares, firmados con petroleras privadas y extranjeras, desde el inicio de las licitaciones de contratos petroleros en agosto de 2015, a la fecha.
“Las reservas petroleras de México están disminuyendo tan rápidamente que las reservas del país podrían agotarse en 8.9 años si no se realizan nuevos descubrimientos”, dijo el director adjunto de Reservas de la CNH, Cesar Alejandro Mar la semana pasada.
Sin embargo, Juárez Cao explicó que “México puede incrementar sus reservas probadas de manera significativa en el mediano plazo, como resultado de las pasadas licitaciones de exploración y extracción de la Ronda Uno”, como se conoce a la apertura a la inversión extranjera y privada en la industria petrolera que puso fin a ocho décadas de monopolio estatal de Petróleos Mexicanos (Pemex).
Las expectativas también están cifradas en las siguientes licitaciones de la llamada Ronda Dos, en campos de hidrocarburos en aguas someras y terrestres, que inicia a finales de junio.
“Son áreas donde Pemex tiene mucha experiencia, donde las actividades de exploración son más accesibles y económicas respecto de las aguas profundas que exigen más inversiones y tecnología”, dijo Juárez Cao, analista de las cadenas de valor en la industria energética mexicana.
En un escenario de bajos precios, “México podría demorarse hasta dos años en la recuperación de éstas reservas probadas, se está avanzando de manera consistente en tres frentes: campos de aguas someras, campos terrestres y aguas profundas”, dijo el autor de una investigación de posgrado sobre la Reforma Energética.
México, décimo productor mundial, ha visto decrecer año tras año su producción nacional, desde un pico de 3.4 millones de barriles diarios (b/d) a niveles de 1.92 millones b/d promedio en este año, un descenso de más de 40%.
Las autoridades energéticas esperan que por primera vez en 14 años la tendencia se revierta en 2018.
Este descenso de las reservas petroleras es “temporal”, que además se ha adaptado a un largo periodo de exceso de oferta de crudo en el mercado internacional, que han generado los bajos precios, explica el académico del ITESM.
El académico considera que, sin embargo, el mercado de petróleo y las reglas que han prevalecido, “no tienen respuesta para mejorar el precio del crudo en el corto plazo”.
La única salida al entorno actual, van a ser las “decisiones de carácter político y geoestratégicas, antes que las reglas de mercado, que permitan el reequilibrio de mercado global”.
Tanto los acuerdos de la Organización de Países Exportaciones de Petróleo (OPEP) como los países no miembros, pueden coincidir por separado en próximas fechas, por ejemplo con la disminución de la producción de algunos países envueltos en conflictos políticos, como Venezuela y Catar, estima Juárez Cao.
En busca del balance
El petróleo finalizó mayo con pérdidas, por tercer mes consecutivo, con pérdidas debido a que el optimismo sobre una pronta disminución en la oferta.
“Los participantes del mercado petrolero se fueron decepcionando de los resultados que ha alcanzado el recorte en la producción petrolera de los miembros de la OPEP y otros productores relevantes”, dice un informe de Banco Base a sus clientes en los mercados financieros.
Si bien es cierto que durante el mes se observaron presiones al alza para el precio del petróleo, ocasionando que los crudos WTI y Brent alcanzaran máximos de 52 a 54.7 dólares por barril respectivamente, “el sentimiento general del mercado continúa negativo”.
“La razón está en que los jugadores de los mercados consideraron que estos recortes no serán suficientes para reequilibrar la oferta y la demanda”, dijo la institución financiera.
Sin embargo, la producción petrolera en Estados Unidos continuó aumentando.
Y como consecuencia, el recorte conjunto de la OPEP, causó que se volviera rentable nuevamente la producción de gas y crudo de esquisto (shale) en EEUU.
La técnica del fractura hidráulica en esas rocas requiere precios entre 50 a 60 dólares por barril para ser rentables y fue blanco de la “guerra de precios” desatada hace dos años por Arabia Saudita, para defender su cota de mercado estadounidense.
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (EIA, en inglés), la producción de Estados Unidos y del mundo sigue incrementando.
La agencia estima que la producción estadounidense aumentará a un récord de 9.96 millones de barriles diarios en 2018, y que en 2017 será de 9.31 millones b/d.
A nivel global, durante 2017 y 2018, la EIA estimó que “la producción de crudo aumentará de manera más acelerada frente al aumento de la demanda de crudo”.
De acuerdo con ese organismo, en el 2017 la producción mundial será de 98.47 millones de b/d, mientras que se espera que la producción aumentará a 100.4 millones b/d en 2018.
En cuanto a la demanda, la EIA espera que la demanda sea de 98.3 millones de barriles diarios en 2017, y que la estimación de la demanda para el 2018 aumente a 99.93 millones.
En ese marco, “la expectativa de un reequilibro para las bases fundamentales de petróleo en los próximos dos años es baja”, puntualiza Banco Base.