casi una tercera parte de las reservas probadas del país, no pueden ser extraídas

debido a la incapacidad económica de Petróleos Mexicanos (Pemex) para su

explotación comercial.

Informes internos de la petrolera mexicana reconocen que las reservas

probadas no desarrolladas representan 29 por ciento y no se explotan porque

se requiere de pozos e infraestructura adicional para su producción.

La mayor parte de estas reservas, 56 por ciento según la información de

Pemex, se encuentran localizadas en los campos Ku-Maloob-Zaap, Antonio J.

Bermudez y Jujo-Tecominoacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Esas

reservas probadas no desarrolladas serían suficientes para 4.3 años de

producción a los niveles actuales de 2.6 millones de barriles al día.

Hasta enero de este año, última actualización de las reservas de Pemex, las

reservas probadas de hidrocarburos ascendían a 14 mil 308 millones de barriles

de petróleo crudo equivalente, de los que 73 por ciento corresponden a crudo, 10

por ciento a los llamados condensados y líquidos de planta y 17 por ciento de gas

seco equivalente a líquido. Estas reservas probadas son recursos susceptibles de

ser recuperados de los pozos existentes mediante la infraestructura actual o

inversiones moderadas.

Riqueza en las profundidades

Pero, con todo y una mayor disponibilidad de recursos derivados de la reforma

energética de 2008, Pemex carece de recursos suficientes para extraer 29 por

ciento de los recursos ya detectados, dictaminados como comercialmente

explotables y rentables, por la profundidad a la que se encuentran.

Las reservas probadas no desarrolladas, es decir, los volúmenes que

requieren de pozos e infraestructura adicional para su producción, alcanzan 4 mil

111 millones de barriles de petróleo crudo equivalente o 29 por ciento de las

reservas probadas, revela un informe de Pemex.

La misma información detalla que 56 por ciento de estas reservas se

concentra en los complejos Ku-Maloon-Zaap y Antonio J. Bermúdez y en los

campos Jujo-Tecominoqacán, Sihil, Tsimin, May, Ayatsil y Yaxché. Las regiones

marinas concentran 50 por ciento de esta categoría de reservas, mientras las

regiones terrestres contienen el restante 50 por ciento.

Para expertos de la Academia de Ingeniería esto quiere decir que Pemex ha descubierto petróleo con los pozos que perfora, pero no se puede extraer por

falta de tecnología, así por como insuficiencia económica para construir la

infraestructura adicional requerida para explotar comercialmente esa tercera

parte de las reservas probadas del país.

Se solicitó a Pemex información más detallada sobre los requerimientos

técnicos y económicos para explotar las reservas probadas no desarrolladas,

pero no se recibió ninguna respuesta de la empresa.

En la práctica, Pemex debe establecer un compromiso para desarrollar un

nuevo campo de producción de acuerdo con un plan de explotación y un

presupuesto aprobado. De lo contrario, revelan los documentos de la petrolera,

una demora excesivamente larga en el programa de desarrollo puede originar

dudas acerca de la explotación de tales reservas y conducir a la exclusión de tales

volúmenes de la categoría de reserva probada.

Supuestos de precios de petróleo

Como parte de su análisis de riesgo crediticio, Standard & Poors utiliza

supuestos de precio del crudo uniformes a nivel global para determinar los

impactos sobre el perfil financiero de las empresas calificadas. Dichos supuestos

se preparan teniendo en cuenta que el principal propósi-to de las calificaciones es

brindar una opinión sobre la capacidad y voluntad de una compañía de cumplir

con todas sus obligaciones financieras en tiempo y forma. Por lo tanto, estos

supuestos no son pronósticos de precios futuros.

En la determinación de nuestros supuestos de precios, seguimos un proceso

cualitativo que considera las curvas de precio futuro existentes, tendencias de

oferta y demanda, capacidades ociosas, los planes estratégicos de las compañías

del sector, y las estructuras de costo de la industria, particularmente de aquellas

de activos con producción marginal, porque son las que en última instancia

concurrirán a la formación del precio de largo plazo de la industria.

A la fecha, Standard & Poors utiliza precios de 55 dólares por barril de

Western Texas Intermediate (WTI) para 2010, 60 para 2011 y 60 a largo plazo.

A pesar de la fuerte caída en los precios de crudo comparado contra los valores

de mediados de 2008, los supuestos de largo plazo en México permanecen sin

cambios en 60 dólares por barril, reflejando diversos factores.

Entre ellos destaca una demanda estructural que debería crecer aún, costos de

exploración y producción que deberían continuar altos (con proyectos complejos

como en Canadá y los de aguas ultraprofundas, que posiblemente requieran

precios superiores a 70 dólares por barril para ser económicamente viables), y un

elevado riesgo político en algunos países productores que podría resultar en

caídas en la producción. Por otro lado, se espera que las principales compañías

internacionales tengan dificultades para subir sus niveles de producción en forma

sostenida.

En países cuyos precios no siguen totalmente a los internacionales (como

Argentino), al análisis citado se incorporan los factores específicos de dicho país,

como ser acuerdos de precios, regalías, descuentos por calidad, retenciones a las

exportaciones, etc.

Si bien los supuestos de precios de largo plazo no intentan reflejar un piso en

los costos, están designados para asegurar que las calificaciones de Standard &

Poors no estén en riesgo ante caídas significativas en los valores.