Apartado 2.1.4.3 Evolución de las Reservas 2010-2024
Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos · Plan de Desarrollo del Sector Hidrocarburos 2025-2039 · Apartados del plan
2.1.4.3 Evolución de las Reservas 2010-2024
Las Reservas 3P de petróleo crudo equivalente en el periodo de 2010 a 2015 se mantuvieron en un promedio de 42,342 MMbpce, en 2016 sufrieron una caída de casi 30% respecto del año anterior. En 2019, se implementaron estrategias de exploración y extracción para el corto y mediano plazo para detener la declinación natural de los campos y procurar la incorporación de nuevos campos, dando como resultado que, durante el periodo 2019 a 2024 se mantuvieron las Reservas 3P en un promedio por encima de 23,238 MMbpce (Figura 2.10).
Entre 2010 y 2018, las reservas de petróleo crudo equivalente se redujeron a una tasa media anual de 6.4%, lo anterior debido a la acelerada declinación asociada al agotamiento de campos maduros y una menor reposición de las reservas. Por otro lado, durante el periodo 2019-2024, la tasa media de declinación anual (TMDA) se redujo a 1.6%, debido a una mejor gestión de la producción de los campos y de la incorporación constante de reservas.
Figura 2.10 Histórico de la cuantificación de las reservas de petróleo crudo equivalente, 2010-2024
FUENTE: Elaboración SENER.
Entre 2010 y 2024, las reservas de hidrocarburos líquidos (Figura 2.11), mostraron una tendencia decreciente, al pasar de 30,497 a 16,383 MMb, lo que equivale a una TMDA de 4.3%. Dicha reducción se debe principalmente al agotamiento natural de los campos maduros. No obstante, a partir de 2019 se implementaron estrategias de incorporación de reservas y desarrollo acelerado de nuevos campos en áreas terrestres y aguas someras, lo que estabilizó los volúmenes de las reservas.
Del total de reservas 3P de la Nación de hidrocarburos líquidos el 38% corresponde a petróleo pesado y extrapesado (8,911 MMb). Este tipo de petróleo, debido a su alta densidad y viscosidad, presenta mayores retos en cuanto a su extracción y procesamiento en comparación con los petróleos ligeros, lo que plantea tanto desafíos como oportunidades para el sector energético. Para su explotación eficiente, es necesario invertir en tecnologías especializadas y en la mejora de la infraestructura de producción, de proceso y de refinación, lo que podría contribuir a incrementar la capacidad productiva, asegurando el suministro de este recurso en el largo plazo.
Figura 2.11 Histórico reservas probadas, probables y posibles de líquidos (petróleo + condensados) de la Nación, 2010-2024
FUENTE: Elaboración SENER.
En el caso del gas natural, las reservas 3P disminuyeron de 61,236 a 34,858 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) entre 2010 y 2024 (Figura 2.12), lo que representa una TMDA de 3.9%. Esta tendencia refleja el comportamiento de la producción de gas asociado en campos petroleros y la reducción de inversiones en proyectos. En los años recientes se registra una ligera recuperación, atribuible a la incorporación de nuevos volúmenes en cuencas con potencial de gas.
Figura 2.12 Histórico reservas probadas, probables y posibles de gas natural de la Nación, 2010-2024
FUENTE: Elaboración SENER.
Apartado 2.1.4.2 Reservas · Apartado 2.1.4.4 Descubrimientos