El Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) de la CNH es el responsable de recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a las actividades de reconocimiento y exploración superficial, así como de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
En cumplimiento a su mandato, el CNIH presenta la información más destacada de la industria de los hidrocarburos de México, comparable con la información publicada por otros sistemas estadísticos internacionales.
En la siguiente tabla se muestra las principales estadísticas petroleras disponibles en el mundo.
Fuentes:
Notas: Dependiendo la división política de los países, se utiliza la denominación estado, provincia o departamento.
El año de la información especificado corresponde a la mayor antigüedad de los datos que se encontraron durante la revisión.
El Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) de la CNH es el responsable de recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a las actividades de reconocimiento y exploración superficial, así como de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.
En cumplimiento a su mandato, el CNIH presenta la información más destacada de la industria de los hidrocarburos de México, comparable con la información publicada por otros sistemas estadísticos internacionales.
En la siguiente tabla se muestra las principales estadísticas petroleras disponibles en el mundo.
Fuentes:
Notas: Dependiendo la división política de los países, se utiliza la denominación estado, provincia o departamento.
El año de la información especificado corresponde a la mayor antigüedad de los datos que se encontraron durante la revisión.
En la 33a Sesión Extraordinaria de 2020, la CNH aprobó la resolución que consolida y publica los volúmenes de reservas 1P, 2P y 3P de hidrocarburos de la Nación al 1 de enero de 2020. El volumen de reservas certificadas al 01 de enero de 2020 en campos al amparo de los contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos ascendió a 1,065 mmbpce en 1P, 2,302 mmbpce en 2P y 2,930 mmbpce en 3P.
Al respecto, el volumen de reservas 2P en campos al amparo de contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos presentó un incremento un 32% respecto a la última certificación, al pasar de 1,747 a 2,302 mmbpce.
Dicho incremento se debió por la reestimación al alza de las reservas del contrato CNH-R01-L02-A4/2015 (campos Ichalkil-Pokoch), así como aquéllas correspondientes a 6 contratos de la Ronda 1 Licitación 3: CNH-R01-L03-A1/2015 (campo Barcodón), CNH-R01-L03-A5/2015 (campo Carretas), CNH-R01-L03-A6/2015 (campo Catedral), CNH-R01-L03-A7/2015 (campo Cuichapa-Poniente), CNH-R01-L03-A18/2015 (campo Peña Blanca) y CNH-R01-L03-A21/2016 (campo San Bernardo); mismos que certificaron por primera vez reservas en el país.
Para mayor información, visitar el Sistema de Información de Hidrocarburos (https://sih.hidrocarburos.gob.mx/), Sección “Recursos y Reservas”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
En el periodo 2015-2019, se tienen reportados 41 descubrimientos de hidrocarburos al perforar 112 pozos exploratorios1, lo que representa una proporción de un descubrimiento por cada 3 pozos exploratorios perforados.
Los pozos exploratorios2 son métodos directos que tienen las actividades exploratorias para la identificación, descubrimiento y evaluación de hidrocarburos en el subsuelo.
Por su parte, los descubrimientos2 son acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo que, mediante actividades de perforación, se ha demostrado que contienen volúmenes de Hidrocarburos.
Durante este periodo, se han perforado un total de 112 pozos exploratorios en México; 101 al amparo de Asignaciones y 11 bajo Contratos. Asimismo, 28 corresponden a pozos terrestres, 55 en aguas someras y 29 en aguas profundas.
Son 41 los descubrimientos3 reportados en México desde 2015; 37 en Asignaciones y 4 en Contratos; de los cuales 10 corresponden a descubrimientos en áreas terrestres, 26 en aguas someras y 5 en aguas profundas.
1 Se consideran pozos exploratorios concluidos de 2015 a la fecha con resultado de perforación reportado, y el pozo Saasken. No se consideran pozos delimitadores.
2 Glosario de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. Para mayor información de estos y otros conceptos, visita el nuevo Glosario de la CNH (https://hidrocarburos.gob.mx/transparencia/glosario/).
3 Con información de las Reservas certificadas al 1 de enero de 2019 y los Informes de Ratificación de Descubrimientos de la CNH a febrero de 2020, disponible en: https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/535190/III.1_Informe_de_Ratificacion_de_descubrimientos.pdf
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información de los operadores petroleros en México y de reservas certificadas.
En el periodo 2015-2019, se estima que el Estado ha recaudado $6,926 millones de pesos por concepto de pagos superficiales en 112 contratos petroleros. 1
De este monto, $2,838 millones de pesos corresponden al cobro de la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria, que se paga mensualmente en función del área en contratos que no se encuentran en la fase de producción. El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo es quien recibe los montos originados por dicha cuota.2
Por su parte, $4,088 millones de pesos provienen del cobro del Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, que se origina mensualmente por los kilómetros cuadrados de los contratos que se encuentren en fases de exploración y extracción, respectivamente. El Servicio de Administración Tributaria es quien recibe este impuesto.3
Finalmente, se estima que el ingreso de ambos conceptos alcance alrededor $3,765 millones de pesos en el 2020 y $18,929 millones de pesos en el periodo 2021-2024.
1 Los Contratos para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos prevén el pago mensual en favor del Estado Mexicano tanto de la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria, como del Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos; ambos, aplicando cuotas específicas por cada kilómetro cuadrado que comprenda la extensión de los contratos. El contrato CNH-R01-L03-A14/2015 fue cancelado el 29 de mayo de 2018 mientras que el contrato CNH-R01-L03-A19/2016 fue suspendido el 13 de julio de 2017.
2 El artículo 23 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece el pago de la Cuota Contractual.
3 El Título Cuarto de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece el origen, obligados y distribución del Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Fondo Mexicano del Petróleo y estimaciones propias con base en el área superficial de los contratos adjudicados para el Impuesto.
En 2019, la producción de contratos petroleros alcanzó una producción promedio anual de 84.4 miles de barriles diarios (mbd).
Con este promedio anual, se alcanza un crecimiento de 48% con respecto al promedio anual de 2018.
En el mes de diciembre de 2019, la producción de contratos alcanzó 102.9 mbd, desagregados de la siguiente manera:
Para mayor información, visita el Sistema de Información de Hidrocarburos (https://sih.hidrocarburos.gob.mx/), Sección “Producción”, Tema “Producción por Contrato”.
Datos actualizados a diciembre de 2019.
mbd: miles de barriles diarios
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH).
En los planes de exploración y de desarrollo para la extracción relativos a Contratos aprobados por la Comisión Nacional de Hidrocarburos se contempla la perforación de 470 pozos durante el periodo 2020-2024.
59 de éstos (13%) corresponden a pozos de exploración comprometidos en los planes aprobados por la CNH, destacando las áreas contractuales de la Ronda 2 de licitaciones, con un total de 44 pozos.
Por otro lado, 411 (87%) corresponden a pozos de extracción comprometidos en planes de desarrollo aprobados por la CNH, destacando 318 comprometidos para las migraciones de Petróleos Mexicanos, 225 de los cuales se perforarán en el área contractual del Campo Ébano.
Para mayor detalle, se puede visitar el portal Rondas México, bajo el apartado de Cifras Relevantes (https://rondasmexico.gob.mx/esp/cifras-relevantes/?tab=03).
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, con información de los planes presentados por los operadores de Contratos de Exploración y Extracción. Datos reportados al 01 de diciembre de 2019.
Los ingresos del Estado por contraprestaciones de los contratos petroleros alcanzaron un total de $1,113.6 millones de dólares en los últimos 5 años.
En el periodo enero-agosto de 2019, los ingresos al Estado han representado $424.5 millones de dólares. Al cierre de este año, se espera que el monto supere al alcanzado en 2018, el cual se situó en $505.3 millones de dólares.
De manera adicional a estos ingresos, el Estado recaudó $859.5 millones de dólares durante 2017 y 2018 por concepto de bonos a la firma por desempate en las licitaciones.
Para mayor detalle de la información, se puede consultar el Portal de Estadísticas del Centro Nacional de Hidrocarburos (https://hidrocarburos.gob.mx/estadísticas/) bajo el apartado “Inversiones”, reporte “Pago por hidrocarburos al FMP”.
Los contratos petroleros generan pagos al Estado a través de:
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP).
1/ La suma de $1,113.6 millones de dólares no contempla el ingreso al Estado por concepto de bono a la firma o pago por desempate.
2/ De los 112 contratos firmados, 111 se encuentran vigentes. El contrato CNH-R01-L03-A14/2015 fue terminado anticipadamente mientras que el contrato CNH-R01-L03-A19/2016 se encuentra suspendido.
3/ Esta contraprestación se reporta por el FMP como “Ventas del Comercializador del Estado” y se refiere a los ingresos que el comercializador del Estado entregó al FMP por la venta de los hidrocarburos, conforme al artículo 27 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH).
En la 13ª Sesión Ordinaria de Órgano de Gobierno celebrada el día 13 de noviembre de 2019, la Comisión Nacional de Hidrocarburos autorizó la solicitud para perforar el pozo exploratorio en aguas ultra profundas Chibu-1EXP al operador Shell Exploración y Extracción de México.1
Para mayor información sobre pozos por operador y ubicación, visita los portales https://sih.hidrocarburos.gob.mx/ y https://cnh.gob.mx/registro-publico/pozos/.
1 CNH (2019). 13ª Sesión Ordinaria del Órgano de Gobierno CNH 2019, disponible en: https://cnh.gob.mx/registro-publico/sesiones
2 Metros desarrollados bajo mesa rotatoria.
3 Contrato CNH-R02-L04-AP-CS-G01/2018.
4 Se consideró un tipo de cambio de $19.41 pesos por dólar, publicado por el Banco de México el 20 de noviembre de 2019.
En la 12ª Sesión Ordinaria de Órgano de Gobierno celebrada el día 22 de octubre de 2019, la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprobó el documento técnico sobre la actualización de la estimación de los recursos prospectivos en el país.1
En total, se estiman 112.9 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmmbpce) como recursos prospectivos en el país, de los cuales:
La Provincia con mayor recurso prospectivo en el país es la cuenca de Tampico-Misantla, con 41.3 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Esta Provincia abarca principalmente los estados de San Luis Potosí, Tamaulipas y Veracruz.
Para más información, accede al reporte “Recursos Prospectivos”, disponible en https://hidrocarburos.gob.mx/estadísticas/, bajo el apartado de Reservas y Recursos.
mmmbpce: miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
1 CNH (2019). 12ª Sesión Ordinaria del Órgano de Gobierno CNH 2019, disponible en: https://www.gob.mx/cnh/documentos/12-sesion-ordinaria-del-organo-de-gobierno-cnh-2019
2 Los recursos prospectivos en un play, se definen como los potenciales volúmenes de hidrocarburos que aún faltan por descubrir en una extensión geográfica definida, donde convergen los elementos y procesos geológicos esenciales para que exista una acumulación de hidrocarburos.
Esta semana la Comisión Nacional de Hidrocarburos aprobó los Planes de Exploración de las asignaciones AE-0133-Cuichapa y AE-0155-Chalabil. Con estas aprobaciones, suman 5 los proyectos1 autorizados a Pemex para realizar actividades exploratorias en el periodo 2020-2023, de un total de 64 que serán evaluados.
1 Adicionalmente, se han aprobado los Planes de Exploración para las asignaciones AE-0150–Uchukil, AE-0151–Uchukil y AE-0131–Llave.
mmUSD: Millones de dólares americanos.
mmbpce: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Fuente: Planes de Exploración de las asignaciones presentado por Pemex.
*Se refiere al volumen de gas a producir y que puede discrepar al ofertado al mercado por aprovechamiento y/o autoconsumo.
1 CNH-R01-L02-A1/2015, CNH-R01-L02-A2/2015, CNH-R01-L02-A4/2015, CNH-R01-L03-A5/2015, CNH-M1-Ek-Balam/2017, CNH-M2-Santuario-El Golpe/2017, CNH-M3-Misión/2018, CNH-M4-Ébano/2018, CNH-A3-Cardenas Mora/2017, CNH-A4-Ogarrio/2017.
2 Pemex puede participar en los contratos como operador o socio financiero. Los contratos en los que cuenta con participación son CNH-M1-Ek-Balam/2017, CNH-M2-Santuario-El Golpe/2017, CNH-M3-Misión/2018, CNH-M4-Ébano/2018, CNH-A3-Cardenas Mora/2017, CNH-A4-Ogarrio/2017.
Fuente: Planes de Desarrollo para la Extracción de Hidrocarburos de los contratistas.
1 Las inversiones en capital incluyen abandono, mientras que el gasto de operación incluye el concepto “Otros egresos”. Se consideran las inversiones a lo largo de todo el proyecto. Las cifras pueden no coincidir por redondeo.
2 Campos con Planes de Desarrollo aprobados: Xikin, Chocol, Esah, Cheek, Cahua, Ixachi, Uchbal, Manik NW, Mulach, Octli, Teekit, Cibix, Tetl, Tlacame, Koban y Hok; Campos con Planes de Desarrollo presentados y en proceso de aprobación: Suuk; y Campos con Planes de Desarrollo sin presentar: Jaatsul, Pokche y Valeriana.
3 Inversiones estimadas a lo largo de cada uno de los proyectos.
4 Consultado al 20 de septiembre de 2019 en el sitio: https://www.ppef.hacienda.gob.mx/work/models/PPEF2020/docs/52/r52_t9g_pie.pdf. Se considera un tipo de cambio de 20 pesos por dólar.
mmUSD: Millones de dólares americanos.
Fuente: Planes de Desarrollo para los campos prioritarios de Pemex.
El 30 de septiembre de 2015 se llevó a cabo la presentación y apertura de propuestas de la Ronda 1 Licitación 2, que resultó en la adjudicación de 3 contratos1.
Notas:
1 Corresponde a los contratos adjudicados de las áreas 1, 2 y 4
2 83.75% de Utilidad Operativa a favor del Estado ofertado durante la licitación CNH. Para más información visita https://hidrocarburos.gob.mx/media/2387/estad%C3%ADstico-ingresos-fiscales-r12-_esp.pdf
Para más información, consultar el Sistema de Información de Hidrocarburos de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, disponible en: https://sih.hidrocarburos.gob.mx/
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
Ver detalle de notas en documento adjunto.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
Nota adicional. Los contratos petroleros vigentes generan pagos al Estado a través de distintos mecanismos:
1.Las Contraprestaciones1 comunes en Licencia y Producción Compartida son: la Regalía base y la Cuota Contractual para la Fase Exploratoria.
2.Los Contratos de Licencia contemplan una Regalía Adicional al valor contractual de los hidrocarburos y un Bono a la firma, ambos ofrecidos durante la licitación.
3.Los Contratos de Producción Compartida incluyen una Contraprestación como Porcentaje de la Utilidad Operativa2, ofertada en la licitación
Mmpesos: millones de pesos
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (FMP).
1 Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LISH), título segundo de las Contraprestaciones de los Contratos.
2 Esta contraprestación se reporta por el FMP como “Ventas del Comercializador del Estado” y se refiere a los ingresos que el comercializador del Estado entregó al FMP por la venta de los hidrocarburos, conforme al artículo 27 de la LISH. No incluye IVA, ni el pago por servicios del comercialización.
El 31 de enero de 2018 se llevó a cabo la presentación y apertura de propuestas de la Ronda 2 Licitación 4, con un total de 29 contratos ofertados, con la participación de 19 licitantes, 18 empresas y 15 países. Resultaron 19 contratos adjudicados, con una superficie de 44,178 km2.
El 25 de julio de 2019 se concluyó la aprobación de los 19 planes de Exploración. Las inversiones aprobadas en estos planes alcanzan un monto de $1,847.2 millones de dólares (MMUSD) con 20 pozos exploratorios en el escenario base, mientras que en el escenario incremental la inversión podría alcanzar hasta $3,783.9 MMUSD con la perforación de 28 pozos.
1 Corresponde a los contratos adjudicados de las áreas 2, 3, 4, 6, 7, 20, 21, 23 y 28.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
En los 3 Contratos de aguas someras adjudicados en la Ronda 1.2, se estiman aportaciones al Estado mexicano por 35,271 millones de dólares por concepto de Contraprestaciones e Impuestos1. Los Operadores (ENI, Hokchi y Fieldwood) se encuentran implementado el Plan de Desarrollo aprobado conforme al cual se estimaron los volúmenes y costos de los hidrocarburos a extraer 2.
A abril de 2019, estos 3 Operadores habían ejercido inversiones por $723 millones de dólares3 principalmente en actividades de evaluación. La inversión programada total es de $18,346 millones de dólares durante la vigencia de los Contratos4.
Estos proyectos tienen la obligación de pagar Contraprestaciones e Impuestos a favor del Estado conforme a las condiciones fiscales de Ley y el resultado del proceso de licitación5.
Considerando la estimación de producción e inversiones documentada por los Operadores, los ingresos al Estado podrían ascender a $8,444 millones de dólares al año 2024 y a $35,271 millones de dólares durante la vigencia de los Contratos6.
Ver detalle en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
Al 1 de enero de 2019, las reservas de petróleo de 5 Contratos de Exploración y Extracción presentaron un incremento respecto a lo estimado al momento de su adjudicación. Los Contratos con incremento son los 3 Contratos adjudicados en la Licitación 2 de la Ronda 1 (en aguas someras) y las 2 asociaciones estratégicas de campos terrestres de PEMEX.
1 Corresponde a las reservas Probadas + Probables. Este volumen representa un escenario medio de recuperación de reservas: cuando se emplean métodos probabilistas es la estimación con una probabilidad de al menos 50 por ciento de que el volumen a recuperar sea igual o mayor al volumen de reservas 2P.
2 Se considera el volumen a recuperar presentado en el Plan de Desarrollo del contrato CNH-R01-L02-A4/2015.
3 Se comparan las reservas de 2018 versus 2019.
4 Disponible en https://sih.hidrocarburos.gob.mx/
5 Disponible en https://reservas.hidrocarburos.gob.mx/#
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)
Entre 2015 y 2018 las inversiones ejecutadas en Contratos de Exploración y Extracción y los estudios exploratorios ascienden a 7,568 millones de dólares (mmUSD). Este monto se integra como sigue:
Las inversiones en exploración, considerando las actividades en Contratos e información por 4,252 mmUSD, significa un 69% de inversión adicional a la realizada por Pemex 6,174 mmUSD1.
Ver detalle en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Ver detalle en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), con información del Fondo Mexicano del Petróleo (FMP). Para mayor información consultar: https://hidrocarburos.gob.mx/media/1835/pagos-por-hidrocarburos.pdf
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información consulta https://cnh.gob.mx/informacion/inversionAres2.aspx
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente:
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos. Las cifras corresponden a la inversión estimada en planes de exploración y desarrollo entregados por los Operadores y aprobados por la CNH, de acuerdo a la etapa de cada Contrato. Las cifras pueden no coincidir debido al redondeo.
A la fecha, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha firmado 18 convenios de colaboración: 14 con Universidades y 4 con Centros de Investigación. Además, tiene 9 convenios en proceso de firma.
A través de estos convenios se establecen los mecanismos para acceder a la información del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH); por lo que son clave para el desarrollo de capital humano de los futuros ingenieros mexicanos, y son la base del desarrollo de ciencia y tecnología en el sector petrolero nacional.
Adicionalmente, los convenios de colaboración fomentan la transparencia y la rendición de cuentas del sector.
Los 18 convenios vigentes fueron firmados con instituciones nacionales e internacionales: 4 en Tabasco, 3 en Veracruz, 3 en la Ciudad de México, 1 en Baja California, 1 en Coahuila, 1 en el Estado de México, 1 en Nuevo León, 1 en Oaxaca y 1 en Puebla. Internacionalmente, se tienen 2 convenios con la Universidad de Austin, en Texas, Estados Unidos.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
https://www.gob.mx/cnh/documentos/convenios-cnih.
https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/normatividad/Lineamientos%20para%20el%20uso%20de%20inforamci%C3%B3n%20del%20CNIH.pdf
La cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del País, además de concentrar 21% de reservas 2P de petróleo crudo equivalente a 2018. En 2032, su potencial de producción estimado pudiera oscilar entre 666 y 929 mbd de aceite y entre 1,359 y 2,093 mmpcd de gas natural.
El volumen de producción potencial se estimó considerando asignaciones, contratos existentes y contratos futuros.
Esta estimación toma en cuenta los recursos prospectivos convencionales y no convencionales de las áreas incluidas en el Plan Quinquenal. Se suponen licitaciones anuales de 30 bloques cada una, con una tasa de adjudicación de 60%. Asimismo, se consideran 6 proyectos de exploración y desarrollo de Petróleos Mexicanos.2
En el caso de licitaciones de áreas convencionales, se estiman curvas esperadas de producción de acuerdo a las oportunidades exploratorias identificadas. En el caso de recursos no convencionales, se construye un perfil de producción considerando que cada éxito exploratorio recupera 20% del recurso estimado del área, y utilizando análogos internacionales.
Mbd: Miles de barriles diarios, MMpcd: millones de pies cúbicos diarios.
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: Estimaciones propias de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
La historia petrolera de la cuenca Tampico-Misantla, muestra que se trata de una cuenca con grandes yacimientos de aceite y gas. A continuación se describen los plays convencionales:
Más información en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
La exploración en la Cuenca Tampico-Misantla inició alrededor de 1860, comenzando la explotación en 1904. A la fecha, se han producido 5,869 millones de barriles de aceite y 8,447 miles de millones de pies cúbicos de gas. Se han perforado 10,470 pozos, 265 de ellos marinos.
La Cuenca Tampico-Misantla es la número uno en recursos prospectivos del país, con una estimación de 37 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente. El 86% del hidrocarburo esperado en esta Cuenca es aceite y el 14% es gas.
En lo que respecta a recursos descubiertos, Tampico-Misantla concentra el 21% de las reservas 2P de petróleo crudo equivalente en 2018, de los cuales 67% es aceite y 37% es gas.
MMMbpce: miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
Fuentes: BDPlay y Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE) al 31 de diciembre de 2016. Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/dashboard-sih.php
Ver otras fuentes en archivo de descarga.
En el primer semestre de 2018, se obtuvieron los siguientes indicadores de actividad petrolera:
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: CNH. Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH), disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/dashboard-sih.php
De un análisis a las obligaciones de almacenamiento relacionadas con la seguridad del suministro del gas natural en 11 Países de la Unión Europea, se encontró que:
8 de estos países tienen obligaciones de almacenamiento de gas natural, excepto Alemania, Austria y Reino Unido.
En cuanto a las obligaciones de almacenamiento (en días de consumo nacional), se pueden distinguir 3 grupos de países:
La cantidad de almacenamiento obligatorio de gas natural es calculada de forma distinta en cada país, pudiendo estar referenciada a: la demanda de consumidores en invierno, importaciones, ventas históricas de las empresas, consumo total y estándares de oferta.
Alemania, Austria y Reino Unido, cuentan con un almacenamiento equivalente a 95, 266 y 19 días de consumo nacional, respectivamente.
Ver notas en archivo de descarga.
Fuentes: Estudio "The role of gas storage in internal market and in ensuring security of supply", disponible en: https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/REPORT-Gas%20Storage-20150728.pdf. Unión Europea. Regulación (EU) No 994/2010, disponible en: https://eur-lex.europa.eu/LexUriServ/LexUriServ.do?uri=OJ:L:2010:295:0001:0022:EN:PDF
La Comisión Nacional de Hidrocarburos, a través del Centro Nacional de Información de Hidrocarburos (CNIH) recaba, acopia, resguarda, administra, analiza, usa y actualiza la información propiedad de la Nación, derivada de las Actividades de Reconocimiento y Exploración Superficial y de Exploración y Extracción de Hidrocarburos.1
Actualmente los usuarios externos del CNIH pueden:
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Portal de Información Técnica del CNIH desde https://portal.cnih.cnh.gob.mx/
México se posiciona en primer lugar en transparencia en procesos licitatorios y administración de contratos en el sector extractivo, de acuerdo con el reporte “Contratación abierta para derechos del petróleo, gas y minerales: una luz a las buenas prácticas”, publicado en junio pasado por el Natural Resource Governance Institute (NRGI) y el Open Contracting Partnership (OCP)1.
En la evaluación se consideraron 14 países y la aplicación de 16 mejores prácticas internacionales en diferentes rubros, como resultado la CNH destacó en 7, posicionándose como institución líder en transparencia.
Los rubros en que destacó son los siguientes: 1) Explicación de la totalidad del sistema de contratación; 2) Comunicación sobre los tomadores de decisiones; 3) Comunicación clara, efectiva y oportuna sobre las áreas a adjudicar; 4) Declaración de intereses de servidores públicos; 5) Publicación de resultados de adjudicaciones; 6) Publicación de contratos con anexos, y 7) Seguimiento y comunicación del cumplimiento del contrato.
La CNH ha elaborado una agenda de transparencia proactiva que ha podido avanzar y dar resultados gracias a un diálogo permanente y abierto con organizaciones de la Sociedad Civil.
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
En términos de la participación de utilidades, las condiciones económicas a favor del Estado Mexicano derivadas de los contratos petroleros marinos son mejores que en Estados Unidos y en Brasil.1
Para los contratos de producción compartida (32) el porcentaje de la utilidad a favor del Estado fue del orden de 75% y para los contratos licencia (27) de 63%.2
El porcentaje de la utilidad a favor del Estado para los contratos licencia mexicanos es superior a las concesiones en Brasil y los contratos licencia en Estados Unidos, donde el Estado participa con 59% y 55% de las utilidades, respectivamente.3
A marzo de 2018, los ingresos al Estado Mexicano por Contratos ascienden a 304.9 millones de dólares.4
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente. Comisión Nacional de Hidrocarburos. Ver detalle en archivo de descarga.
Del 2013 a la fecha se han descubierto 49 campos que incorporaron reservas por un volumen total de 917 (mmb) de aceite y 2,041 (mmmpc) de gas.1
En 2017, PEMEX anunció el descubrimiento del campo Ixachi, incorporando reservas por 65.6 (mmb) de aceite y 761.8 (mmmpc) de gas. Esto representó el 37% del volumen total de gas descubierto entre 2013 y 2017.2
En 2023, Ixachi alcanzará su pico de producción, con 22 (mbd) de aceite y 233 (mmpcd) de gas.3
mmb: millones de barriles, mmmpc: miles de millones de pies cúbicos, mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente, mbd: miles de barriles diarios, mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.
Ver notas en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Ver detalle en archivo de descarga.
Las reservas 2P de crudo pesado en México alcanzan los 12,089 mmb. De estos 1,421 mmb corresponden a campos sin producción, cuya producción estimada es de 330 mbd, en conjunto.1
Por otra parte, Venezuela ha sufrido una caída en su producción de 700 mbd (33%) desde el acuerdo de recorte de oferta con la OPEC en 2016. Se estima la producción continúe cayendo en al menos unos 300 mbd adicionales en 2018.2
En tanto, Canadá, enfrenta dificultades para comercializar su crudo, debido a restricciones en la capacidad de ductos para transportar crudo desde Alberta a la Costa del Golfo de Estados Unidos3, así como los retrasos en la construcción del ducto Transmountain que permitiría llevar el crudo a Asia4. En esa coyuntura, el precio de su crudo ha sufrido severos descuentos (brecha entre el WTC y WCS -17.4 usd/b).5
El entorno internacional representa una gran oportunidad para el desarrollo de crudos pesados en México.
mbd: miles de barriles diarios, mmb: millones de barriles
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, ver detalle en archivo de descarga.
Inversión aprobada por CNH en los planes de exploración y desarrollo de Contratos:
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Fuente:
Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos.
Indicadores de la actividad petrolera de enero a abril 2018:
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Fuentes: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Para mayor información, diríjase al Sistema de Información de Hidrocarburos y al reporte de equipos de perforación y pozos disponible en el Portal de Estadísticas de la CNH.
MMbpce: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Fuentes:
Los pozos marinos de Cuencas del Sureste son los más productivos de las cuencas mexicanas. Durante los primeros cinco años de vida alcanzan una producción acumulada de 13.1 millones barriles de petróleo, en promedio. Al llegar a los 25 años de vida, estos pozos logran una producción acumulada de 28.2 millones de barriles.
Los pozos marinos en la cuenca de Tampico-Misantla acumulan producción por 3.1 millones de barriles de petróleo a los 25 años, superando a los pozos terrestres de Cuencas del Sureste.
En lo que respecta a la producción de gas no asociado, destacan los pozos ubicados en las cuencas de Veracruz y Sabinas, que tan solo en los primeros cincos años alcanzan una producción acumulada de más de 5 mil millones de pies cúbicos.
Nota: Se consideran los pozos con más de 2 años de producción que dejaron de producir en el primer trimestre de 2018.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, para mayor información dirigirse al reporte “Pagos por Hidrocarburos”, así como al “Tablero de empresas petroleras en México” disponibles en el portal de Estadísticas de la CNH.
Las reservas probadas (1P) en México alcanzaron un nivel de 6,424.2 mmb de aceite y 10,022.4 mmmpc de gas en 2018.
Asimismo, la relación de reservas probadas (1P) respecto a la producción nacional aumentó en 2018 comparado con 2017:
En el caso de aceite, la relación aumentó de 8.9 a 9.1 años; para el caso de gas, subió de 4.9 a 5.4 años.
La nueva estimación de reservas 1P en las áreas de la Segunda Licitación de la Ronda 1 permitió aumentar 3 veces el volumen de reservas en dichas áreas, al pasar de 83.4 a 251.1 mmbpce.
Asimismo, se realizaron descubrimientos por el orden de 153.8 mmbpce en las Cuencas de Veracruz y del Sureste.
Notas: mmb: millones de barriles; mmmpc: miles de millones de pies cúbicos; mmbpce : millones de barriles de petróleo crudo equivalente
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). Reservas por campo, disponibles en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/estadisticas.php.
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En la Ronda 3.1 de aguas someras de México, se adjudicó 45.7% de los contratos ofertados, cifra similar a Brasil, en que se logró adjudicar 46.8% y con un resultado muy sobresaliente respecto a Estados Unidos en que se colocó 1% de los contratos.
La licitación en México fue concurrida, con participación de 18 compañías originarias de 12 países, de las cuales, 14 fueron ganadoras.
En la Ronda 3.1 se observó un alto nivel de competencia; en promedio, se recibieron 2.3 ofertas por contrato, cifra superior a la alcanzada en la más reciente licitación de Brasil y de Estados Unidos, en las que se recibieron 1.5 y 1.1 ofertas por contrato, respectivamente.
En la Ronda 3.1, se adjudicó 42.3% de la superficie ofertada, mientras en Brasil fue 48.4% y en Estados Unidos del 0.1%.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (2018). Resultados del acto de apertura y presentación de propuestas. y “Tablero de empresas petroleras en México”.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, Resultados del acto de apertura y presentación de propuestas. Para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, Lista de empresas participantes. Para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”.
mmb: millones de barriles; mbd: miles de barriles diarios
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Tablero de Reservas de Hidrocarburos”, “Tablero de Producción de Hidrocarburos”, al “Sistema de Información de Hidrocarburos (SIH)” , así como los reportes de reservas y producción disponibles en la página de Estadísticas.
Durante los últimos 5 años el crudo pesado Western Canadian Select (WCS) ha ganado 14 dólares en relación con la cotización del West Texas Intermediate (WTI).
Esta caída en el diferencial puede ser explicada en el incremento en la demanda en la UE de crudo pesado en las refinerías del golfo, así como en la caída en las exportaciones de los países latinoamericanos.
Para aumentar el abasto de crudo pesado en estas refinerías, se propuso la construcción y ampliación de oleoductos desde Canadá; Sin embargo, estos proyectos pueden tomar años en concreto.1
A nivel mundial también se observa una tendencia creciente en la demanda de crudo pesado, principalmente en China e India. Lo anterior representa una oportunidad para este tipo de crudos en México; Particularmente en los campos marinos ya descubiertos.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos
Nota: Los levantamientos sísmicos con cobertura azimuthal amplia (WAZ) proveen datos de los trayectos de rayos que viajan en una amplia gama de direcciones.
Fuente: 1 Se consideran los estudios Ayatsil Pit, Centauro, Centauro Sur y Yaxiltun Oriente. 2 CNH (2018). Inventario de la Sísmica 3D e Inventario de Sísmica 2D, disponibles en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/info.php. 3 CNH (2018). Reporte de Autorizaciones de Reconocimiento y Exploración Superficial, disponible en: https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/estadisticas/Reporte%20ARES.pdf
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de equipos de perforación y pozos” y los reporte resúmenes de cada licitación, disponibles en la sección de “Contratos y Licitaciones” de la página de Estadísticas.
Fuente: SHCP, BOEM, Daniel Johnston and Co. Ver detalle en archivo de descarga.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Tablero de empresas petroleras en México”.
Fuente: /1 CNH (2018). Base de datos de producción por pozo. Considerando pozos con más de 24 periodos mensuales de producción y que han terminado de producir (sin producción desde diciembre de 2015). /2 Wood MacKenzie (2018). Eagle Ford Type Curve Review June 2017, disponible en: https://my.woodmac.com/reports/upstream-oil-and-gas-eagle-ford-key-play-21635996?contentId=21635996&source=13
mmpc: millones de pies cúbicos
Notas: mmUSD: millones de dólares americanos
Fuente: /1 Comisión Nacional de Hidrocarburos (2017). Reporte de Inversión estimada de Contratos de Exploración y Extracción. El monto de las inversiones se refieren al Costo de Capital (CAPEX) asociado a las Actividades de Exploración y Extracción en cada contrato y suponen el éxito comercial de todos los bloques adjudicados.
Notas: Mbd: miles de barriles diarios; USD: dólares americanos
Fuentes: /1 Comisión Nacional de Hidrocarburos (2017). Reporte de precios de petróleo y gas. El promedio de precios en Diciembre 2017 se calcula hasta el 13 de diciembre de 2017. /2 EIA (2017). How much shale oil is produced in the United States?, disponible en: https://www.eia.gov/tools/faqs/faq.php?id=847&t=6; se considera la producción en el estado de Texas y la cuenca de Permian.
MMbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente; MMb: millones de barriles
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Fuentes: Para Brasil y EUA: Wood Mackenzie Upstream Data Tool. Considera reservas recuperables al año de descubrimiento en campos marinos. Las reservas recuperables se definen como “el total de reservas de aceite, gas, condensados y GNL que son recuperables”. Para México: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Ver más en el reporte “2017 Reservas por campo”.
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Fuentes: Comisión Nacional de Hidrocarburos. “Producción de petróleo por clasificación de grados API" (https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/estadisticas/Producci%C3%B3n%20de%20petr%C3%B3leo%20API.pdf) y "Exportación de Petróleo" (https://portal.cnih.cnh.gob.mx/downloads/es_MX/estadisticas/Exportaci%C3%B3n%20de%20petr%C3%B3leo.pdf).
Notas: m.n. = milla náutica
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mmpcd: Millones de pies cúbicos diarios; USD / mmBTU: Dólares por millón de BTU (Unidad Térmica Británica); mn: Millas náuticas
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Fuente: SENER (2013).
Para 2017, México cuenta con un volumen de 112.8 MMMbpce de recursos prospectivos. Las cuencas Tampico-Misantla y Golfo de México Profundo representan en conjunto el 58% de estos recursos.
Los recursos prospectivos de Tampico-Misantla se estiman en 37.1 MMMbpce, que significan el 33% del total de recursos.
Por su parte, los recursos prospectivos del Golfo de México Profundo se estiman en 28 MMMbpce, y representan el 25% del total de recursos.
Las Cuencas del Sureste, Sabinas-Burro-Picachos y Burgos acumulan el 38% de los recursos prospectivos. Mientras que las cuencas de Veracruz, Plataforma de Yucatán y Cinturón Plegado de Chiapas significan en conjunto apenas el 4% del total.
MMMbpce: miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información consulta el nuevo reporte “Recursos Prospectivos”.
MMBPCE: Millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse al “Tablero de producción de Petróleo y Gas”
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Fuente: 1\Pemex [http://www.pemex.com/ri/finanzas/Paginas/InversionCifras.aspx] y Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Resultados de la licitación TRION”, “Resultados de la licitación CARDENAS-MORA” y “Resultados de la licitación OGARRIO”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Seguimiento a la cuestión y el gas natural asociado”
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Inversiones en Contratos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
* Estimado con base en las ofertas de inversión adicional de los licitantes ganadores.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de equipos de perforación y pozos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Inversiones en Contratos”, “Resultados de la Ronda 1.4”, “Resultados de la Ronda 2.1”, “Resultados de la Ronda 2.2” y “Resultados de la Ronda 2.3”.
Fuente: Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía, para mayor información dirigirse al “Balance de Gas Natural”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Seguimiento a la quema y venteo de gas natural asociado”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de producción de petróleo y gas”.
* Cuenca de Burgos, Plataforma Burro-Picachos, Sabinas y Veracruz.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Reporte de equipos de perforación y pozos”, “Precios de petróleo y gas” y “Producción nacional de petróleo y gas”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Equipos de perforación”.
Nota: La oferta de gas natural no considera el consumo de Pemex.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información dirigirse a “Balance de Gas Natural”.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos con información de WoodMackenzie, Talos Energy LLC y Eni, para mayor información dirigirse a los comunicados publicados en los vínculos de las empresas o “Boletín de Prensa 021” de la CNH.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte: “Empresas petroleras en México".
PEMEX obtuvo dos bloques, uno en consorcio con DEA Deutsche Erdoel y otro en consorcio con Ecopetrol
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en “Resultados de la Ronda 2.1".
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el “Tablero de Producción de Petróleo y Gas".
Mbd: Miles de barriles diarios.
mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Reservas por campo 2017“, xlsx y pdf y en http://www.gob.mx/cnh/documentos/presentaciones-sobre-reservas.
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Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, para mayor información consultar el reporte “Empresas Petroleras en México” y la página http://rondasmexico.gob.mx.
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Fuente: Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo (http://www.fmped.org.mx/estadisticas/ ). Más información en el reporte “Pagos por hidrocarburos".
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos, con información proporcionada por los Contratistas. Más información en el reporte “Inversiones en Contratos".
Cifras en millones de dólares
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en los reportes "Equipos de Perforación".
Incluyen datos de equipos en asignaciones y áreas contractuales.
Se modificó este reporte con información actualizada en junio de 2017.
* Promedio de enero a marzo.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Producción nacional de petróleo y gas".
mbd: miles de barriles diarios.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Actividad Exploratoria".
mvbmr: metros verticales bajo mesa rotaria.
-Las reservas probadas (1P) al 1º de enero de 2017 fueron de 9,161 mmbpce.
-Esta cifra representa una disminución del 10.6% respecto a reportado en 2016 (10,243 mmbpce).
-El 77% del volumen de reserva 1P corresponde a Aceite (7,037 mmb).
-La región Marina Noreste concentra el 53% del total de reservas 1P.
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Reservas 1P 2017".
mmbpce: millones de barriles de petróleo crudo equivalente / mmb: millones de barriles.
El 12 de febrero de 2017 se terminó el pozo exploratorio Teekit-1001 resultando productor de aceite de 22.4 °API
Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos. Más información en el reporte “Actividad Exploratoria".
mvbmr: metros verticales bajo mesa rotaria.
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