En 2007, las reservas probadas de petróleo en México eran 12,4 mil millones de barriles (1,97 × 10 9 m 3 ). La Administración de Información Energética de Estados Unidos estimó que las reservas probadas mexicanas eran de 10,3 mil millones de barriles (1,64 × 10 9 m 3 ) a partir de 2013. [1]
México fue el séptimo productor de petróleo del mundo en 2006, produciendo 3,71 millones de barriles por día (590 × 10 3 m 3 /d) de productos petrolíferos, de los cuales 3,25 millones de barriles por día (517 × 10 3 m 3 /d) d) era petróleo crudo. La producción petrolera mexicana ha comenzado a disminuir rápidamente. La Administración de Información Energética de Estados Unidos había estimado que la producción mexicana de productos petrolíferos disminuiría a 3,52 millones de barriles por día (560 × 10 3 m 3 /d) en 2007 y 3,32 millones de barriles por día (528 × 10 3 m 3 /d) en 2008. [2]
La producción mexicana de petróleo crudo cayó en 2007 y estaba por debajo de los 3,0 millones de barriles por día (480 × 10 3 m 3 /d) a principios de 2008. A mediados de 2008, Pemex dijo que intentaría mantener la producción de petróleo crudo por encima de 2,8 millones de barriles por día (450 × 10 3 m 3 /d) durante el resto del año. [3] Las autoridades mexicanas esperaban que la caída continuara en el futuro y eran pesimistas de que pudiera volver a niveles anteriores incluso con inversión extranjera. [4]
La constitución de México otorga a la compañía petrolera estatal, Pemex , derechos exclusivos sobre la producción de petróleo, y el gobierno mexicano trata a Pemex como una importante fuente de ingresos. Como resultado, Pemex no tiene capital suficiente para desarrollar recursos nuevos y más costosos por sí solo, y no puede contratar socios extranjeros para que le suministren el dinero y la tecnología de los que carece. [5] Para abordar algunos de estos problemas, en septiembre de 2007, el Congreso de México aprobó reformas que incluían una reducción de los impuestos aplicados a Pemex. [2]
La mayor parte de la disminución de la producción de México tiene que ver con un enorme yacimiento petrolífero en el Golfo de México . De 1979 a 2007, México produjo la mayor parte de su petróleo en el supergigante campo Cantarell , que solía ser el segundo campo petrolero más grande del mundo por producción. Debido a la caída de la producción, en 1997 Pemex inició un proyecto masivo de inyección de nitrógeno para mantener el flujo de petróleo, que ahora consume la mitad del nitrógeno producido en el mundo. Como resultado de la inyección de nitrógeno, la producción en Cantarell aumentó de 1,1 millones de barriles por día (170 × 10 3 m 3 /d) en 1996 a un máximo de 2,1 millones de barriles por día (330 × 10 3 m 3 /d) en 2004. Sin embargo, durante 2006 la producción de Cantarell cayó un 25% de 2,0 millones de barriles por día (320 × 10 3 m 3 /d) en enero a 1,5 millones de barriles por día (240 × 10 3 m 3 /d) en diciembre, con la caída. continuando hasta 2007. [2]
A mediados de 2008, Pemex anunció que intentaría terminar el año con Cantarell produciendo al menos 1,0 millón de barriles por día (160 × 10 3 m 3 /d). [3] Sin embargo, en enero de 2008, Pemex dijo que la tasa de producción de petróleo en Cantarell había caído a 811.000 barriles por día (129.000 m 3 /d) en diciembre de 2008, una disminución del 36 por ciento respecto al año anterior. Esto resultó en una disminución de la producción total de petróleo de México, que cayó un 9,2 por ciento de 3,1 millones de barriles por día (490 × 10 3 m 3 /d) en 2007 a 2,8 millones de barriles por día (450 × 10 3 m 3 /d) en 2008. , la tasa más baja de producción de petróleo desde 1995. [6]
En cuanto a sus otros campos, el 40% de las reservas restantes de México se encuentran en el Campo Chicontepec , que fue descubierto en 1926. El campo ha permanecido sin explotar porque el petróleo está atrapado en roca impermeable, lo que requiere tecnología avanzada y un gran número de pozos petroleros para extraerlo. él. El resto de los campos de México son más pequeños, más caros de desarrollar, contienen petróleo pesado y se comercializan con un descuento significativo respecto del petróleo ligero y mediano, que es más fácil de refinar.
En junio de 2007, el ex presidente de la Reserva Federal de Estados Unidos, Alan Greenspan, advirtió que la disminución de la producción de petróleo en México podría causar una importante crisis fiscal allí, y que México necesitaba aumentar la inversión en su sector energético para evitarla. [7]
En febrero de 2009, DeGolyer y MacNaughton estimaron que el campo Chicontepec tenía 139 mil millones de barriles de petróleo en su lugar, pero que todavía no existía una forma técnica de recuperarlo. [8] Algunos funcionarios del gobierno estaban descontentos con los resultados en Chicontepec, expresando preocupación porque los costos eran más altos y la producción de petróleo era menor de lo esperado. México había gastado 3.400 millones de dólares en el campo, pero estaba produciendo sólo 30.800 barriles por día (4.900 m 3 /d) en junio de 2009 y aumentó sólo ligeramente a 46.000 barriles por día (7.300 m 3 /d) en el tercer trimestre de 2010. , lo que les hizo preguntarse si se justificaba una mayor inversión en este campo. [9]
La Reforma Energética de 2013 introdujo la inversión privada de compañías energéticas internacionales en esfuerzos de exploración en México. La empresa italiana Eni anunció en julio de 2017 que un nuevo pozo en su proyecto de exploración del campo Amoca elevaba los recursos del campo a mil millones de barriles. La compañía planea comenzar la producción en el campo en 2019 a un ritmo de 30.000 a 50.000 barriles por día. [10] También en julio de 2017, Premier Oil , Talos Energy y Sierra Oil & Gas anunciaron que la perforación exploratoria en el campo Zama-1, ubicado en las aguas poco profundas del Golfo de México, había descubierto una formación con entre 1,4 mil millones y dos mil millones de barriles de petróleo crudo ligero. Debido a que no todo el petróleo presente en dicha formación se recupera técnicamente, se cree que la formación podría producir alrededor de 425 millones de barriles. [11]