El Prosener subraya que las reservas de hidrocarburos “son un asunto de seguridad energética nacional" porque constituyen los inventarios que permiten el suministro más inmediato en territorio nacional, lo que las convierte en un elemento clave para la estabilidad del país.
“Son la base para garantizar un abasto suficiente para el futuro de la economía nacional y el bienestar social. Por ello, la disponibilidad de reservas es un tema estratégico y forman parte de la planeación energética”, añade el documento.
¿Qué son las reservas petroleras?
Las reservas son uno de los valores de información más importantes dentro de la industria petrolera, ya que funcionan como indicadores para definir las acciones necesarias que aseguren las actividades de extracción de hidrocarburos a largo plazo.
Las reservas petroleras se dividen en tres categorías: 1P, 2P y 3P. Las primeras, conocidas como probadas, son aquellas con la mayor certeza de extracción. Las 2P (probadas y probables) incluyen las reservas probadas más aquellas con una posibilidad de recuperación del 50%. Finalmente, las 3P (probadas, probables y posibles) abarcan todos los recursos con opción de extracción, desde los de mayor certeza hasta los que solo tienen un 10% de probabilidad de recuperación.
De acuerdo con datos de la extinta Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), en 2018 las reservas nacionales de petróleo crudo equivalente 1P —las probadas con un 90% de éxito en su extracción— alcanzaban los 8,484 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para 2024, dichas reservas disminuyeron a 8,383 millones de barriles.
En el caso del crudo, las reservas 1P pasaron de 6,464 millones de barriles en 2018 a 5,978 millones en 2024.
En contraste, el gas natural sí mostró un incremento en sus reservas probadas: en 2018 se contabilizaban 10,022 mil millones de pies cúbicos, y para 2024 la cifra aumentó a 12,297 mil millones de pies cúbicos.
Para 2025 no existe actualización de las cifras de reservas, pues la CNH no publicó su informe anual previo a su extinción, pero se espera que las cifras sigan a la baja.
El plan en papel
El Prosener señala que dentro del Plan Estratégico de Pemex 2025-2035 se contempla una exploración focalizada y la diversificación del portafolio para asegurar la sustitución de reservas y garantizar su incremento en el mediano plazo. Sin embargo, lo cierto es que no existen planes puntuales que impulsen el desarrollo de nuevas áreas.
Aunque la meta es clara —incrementar las reservas para garantizar al menos diez años de producción—, los avances dependen de la información geológica y la perforación de pozos exploratorios en los estados de Veracruz, Oaxaca, Chiapas, Tabasco y Campeche.
El documento de Pemex indica como objetivo incrementar la incorporación de reservas para mantener una relación reserva/producción de al menos 10 años. “Se continuará la exploración en las asignaciones actuales buscando materializar el potencial remanente”, dice el documento.
Esto significa que Pemex pretende seguir explorando los campos que ya tiene asignados para aprovechar los recursos que aún podrían extraerse. Además, el texto añade que se solicitarán nuevas áreas para ampliar las oportunidades de hallazgos y reforzar la cartera de proyectos. También se indica que se retomará la evaluación de yacimientos con geología más compleja y zonas frontera mediante contratos que permitan la participación de capital privado.
Sin embargo, no se ha presentado un esquema concreto que permita a los inversionistas privados desarrollar nuevas áreas exploratorias. Tampoco se han definido los mecanismos mediante los cuales la Sener asignará nuevas zonas para la evaluación de yacimientos ni las condiciones bajo las que estas operaciones se realizarán.
Los proyectos actualmente en curso se concentran en campos maduros —áreas que ya producen petróleo— con el fin de elevar la producción y minimizar el riesgo operativo.
Una actividad costosa
Óscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), explicó que la exploración es una actividad costosa, de largo plazo y con alta incertidumbre, ya que no garantiza la recuperación de la inversión. “Si un área analizada no es productiva o resulta inviable, el dinero empleado no tiene retorno; y en caso de que sea un yacimiento exitoso, los beneficios dependen de la cantidad de recursos que se puedan extraer y de la complejidad técnica y económica para hacerlo”, señaló.
Ocampo añadió que los actuales mecanismos, como los contratos mixtos, incentivan el trabajo en campos maduros, proyectos con mínimo riesgo y menor rentabilidad. Eso no favorece la restitución de reservas, porque la exploración requiere incentivar proyectos con mayor riesgo.
Con la reforma energética de 2013, se implementaron las rondas petroleras, mediante las cuales se asignaron áreas a empresas privadas con el objetivo de impulsar una exploración masiva, incorporar nuevas reservas y elevar la producción en el largo plazo.
Sin embargo, en 2019, durante el sexenio de Andrés Manuel López Obrador, este mecanismo fue cancelado bajo el argumento de que primero debían evaluarse los resultados de las rondas previas. Desde entonces, no se ha implementado ningún otro esquema de exploración.
“Es lógico que haya caído el nivel de reservas porque se redujo la inversión en nuevos proyectos exploratorios. Eso implica menos posibilidades de revertir la tendencia a la baja en la plataforma de producción”, afirmó Ocampo.
Finalmente, el especialista destacó que en los nuevos planes de Pemex no se observa un camino claro en exploración, porque la empresa no tiene los recursos para hacerlo, y hasta el momento tampoco se ha presentado un plan que permita a los privados participar en esa tarea.
