Cuestiona CNH datos de las reservas de Pemex

Trión es un activo en exploración que no debe incluirse en reporte, dice; empresa sobreestima capacidad de campos con alta incertidumbre, afirma
Recientemente, Pemex aseguró que hay un incremento en las reservas probables y posibles de petróleo en campos mexicanos. (ARCHIVO EL UNIVERSAL)
31/05/2017
01:44
Noé Cruz Serrano
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Petróleos Mexicanos (Pemex) estaría sobreestimando las reservas de petróleo en campos con alta incertidumbre y en los que todavía no existe un plan de desarrollo que sustente la extracción de hidrocarburos, como el caso del proyecto Trión, advirtieron comisionados de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).

Integrantes del órgano regulador cuestionaron la incorporación de reservas del campo Trión por parte de Pemex en su evaluación al 1 de enero de 2017, ya que se inyectó agua como parte del proceso de recuperación secundaria para contabilizar hidrocarburos, y además se trata de un activo todavía en exploración.

Este activo es el primero en aguas profundas, ubicado en los límites marítimos con Estados Unidos, en donde Pemex firmó su primer contrato de asociación con la empresa BHP Billiton el pasado 3 de marzo.

Durante la sexta sesión ordinaria de 2017, para dar a conocer la resolución por la que la CNH consolida y publica los valores de las reservas probables y posibles (2P y 3P), hubo discrepancias sobre lo que Pemex reportó como incremento de este tipo de reservas al 1 de enero pasado, cuya probabilidad de extracción oscila entre 50% y 10%.

Las cifras dadas a conocer revelan que las reservas probables y posibles de aceite aumentaron ligeramente al 1 de enero de este año, en comparación con el ejercicio pasado, al aumentar de 5.6 a 5.8 mil millones de barriles y de 6.2 a 7.1 mil millones de barriles, respectivamente.

César Alejandro Mar, director de Reservas de la CNH, comentó que para el caso de aguas profundas en 2016 hubo campos que fueron reclasificados, por el tema de la evaluación económica, como campos con recursos contingentes. Uno de ellos considerado sustentable para la cuantificación de reservas fue Trión, sustentado en un cambio de la estrategia de desarrollo que derivó en tener prácticamente un incremento considerable de reservas, “alrededor del doble” de lo que tenía.

A su vez, el comisionado Sergio Pimentel Vargas señaló que “hay algunas cifras que están reportándonos que preocupan porque en el resumen total, si bien la cifra de aceite incrementa marginalmente, la cifra de petróleo crudo equivalente tiene una disminución, la cual ha sido la constante de los últimos cinco años, déjenme no irme tan atrás, es decir, las reservas han venido consistentemente declinando”. Indicó que el número de pozos exploratorios ha ido a la baja.

Además, añadió: “Veo, por ejemplo, el caso de Trión, que claramente en mi concepto es un aspecto fundamental del incremento marginal en el tema de aceite. Trión tiene un incremento de 86% respecto del año pasado y se nos reportó aquí que por reinterpretación sísmica y por el reconocimiento del tercero independiente (empresa privada contratada para evaluar las reservas) de métodos de recuperación secundaria”.

Trión, afirmó, “todos lo tenemos fresco”, es la primera asociación de Pemex en aguas profundas, de la que resultó ganadora la empresa australiana BHP Billiton, en donde ya hay un pozo, “pero nada más”.

Es decir, que no hay un plan de desarrollo que sustente la extracción del hidrocarburo acumulado. “Nos quedamos en una etapa del proyecto primaria (...) y no obstante Pemex reporta un incremento de sus reservas de 86%, y el tercero independiente certifica esa cantidad”, dijo Pimentel.

En tanto, el comisionado Gaspar Franco reconoció que la información que entregó Pemex y la empresa certificadora obligan a la CNH a definir algunos criterios. “Tiene altas incertidumbres ese proyecto, y bueno, se le dio la reserva, lo permitan o no los lineamientos internacionales”.

En la sesión, la CNH calificó como un “foco de alerta” el comportamiento de las reservas de gas de México.

Indicaron que entre 2013 y finales de 2016, el volumen de reservas de este hidrocarburo se redujo 50%.

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