“Pemex no puede solo”

Pemex, con su tecnología y presupuesto actual, tardaría 100 años en extraer crudo de aguas profundas del Golfo de México, dice Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
juan carlos zepeda  (Foto: Gilberto Contreras)
Leticia Gasca Serrano

Pemex podría tardar más de 100 años en extraer el petróleo que descubrió en aguas profundas del Golfo de México si no teje alianzas con otras empresas petroleras, dice Juan Carlos Zepeda, presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y encargado de regular Pemex Exploración y Producción (PEP), la subsidiaria que explora, extrae, transporta y comercializa el petróleo y el gas natural en México.

En octubre, Felipe Calderón anunció que Pemex encontró casi 600 millones de barriles de petróleo en el Golfo de México, frente a las costas de Tamaulipas. "Estamos descubriendo el sistema de petróleo más importante de Pemex quizá en décadas", dijo el entonces presidente en una ceremonia en Los Pinos.

Pero el anuncio del hallazgo fue demasiado optimista, dice Zepeda. No es posible saber con exactitud cuánto petróleo hay en un yacimiento, por lo que las petroleras presentan tres estimaciones: 1P, 2P y 3P. La cifra que anunció Calderón fue la estimación 3P, la más optimista pero menos certera, porque presenta el potencial máximo con las menores probabilidades de extracción. En cambio, la 1P arroja una menor estimación con 90% de certeza de extracción.

El hallazgo de petróleo en aguas profundas libera un poco de presión a la paraestatal, que busca nuevas reservas para contrarrestar la caída de su producción. Pero todo dependerá de cuánto crudo realmente logre extraer. De 2005 a 2012, la producción de crudo de la paraestatal disminuyó 23%. En 2005 produjo 3.3 millones de barriles diarios de crudo, pero para 2012 sólo obtuvo 2.5 millones de barriles.

Como presidente de la CNH, Zepeda tiene la tarea de convencer al gigante petrolero de que no posee la tecnología ni el presupuesto para extraer petróleo en aguas profundas. La única opción, dice, es que se alíe con otras petroleras, tanto estatales como privadas. (Pemex no había respondido a las declaraciones de Zepeda al cierre de esta edición).

Durante siete décadas, México fue, junto con China y Malasia, uno de los pocos países productores de petróleo sin un regulador en la materia. No fue sino hasta 2008 cuando se fundó la CNH, como resultado de los acuerdos de la reforma energética de ese año.

El propósito de la comisión es procurar que los yacimientos de hidrocarburos se aprovechen con una visión de largo plazo, suministrar información a la industria y promover la seguridad industrial. Aunque no fue un suceso que entrara en su jurisdicción, la explosión del 31 de enero en el edificio B-2 junto a la torre de Pemex en el Distrito Federal -que al cierre de esta edición dejaba al menos 37 muertos- generó nuevas dudas sobre cómo se maneja la paraestatal.

La labor de la CNH no es sencilla, dice Zepeda, quien antes de ser nombrado su presidente fue director general de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Secretaría de Energía.

Los recursos de la comisión no se comparan con los de la empresa que regula. El presupuesto de la CNH para 2013 es de 4.9 millones de dólares (mdd). El de Pemex es de 37,401 mdd.

La Agencia Nacional de Petróleo de Brasil, que regula a Petrobras, tiene para 2013 un presupuesto de 3,147 mdd. El presupuesto programado de Petrobras para este año es de 47,300 mdd.

Optimismo excesivo

El primer descubrimiento de petróleo en aguas profundas en territorio mexicano fue en el pozo Trion-1, a 177 kilómetros de la costa de Tamaulipas y a una profundidad de 4.5 kilómetros. Pemex estima que en ese yacimiento hay 400 millones de barriles de petróleo ligero, el más cotizado, pues de él se obtiene la gasolina y el diésel.

Más tarde, Calderón anunció que en otro pozo en esa misma área, Supremus-1, Pemex había encontrado un yacimiento de hasta 175 millones de barriles.

Tanto Trion-1 como Supremus-1 están en un área del Golfo de México de poco más de 27,000 kilómetros cuadrados, similar en tamaño al estado de Nayarit, denominada Cinturón Plegado Perdido. Allí podría haber hasta 13,000 millones de barriles de petróleo, según la estimación 3P de Pemex. Es decir, casi 33% de las reservas actuales del hidrocarburo en México.

Actualmente, Pemex trabaja en la estimación de las reservas 2P y 1P para Trion-1 y Supremus-1. En marzo debe presentar las cifras a la CNH.

¿Cuál es la importancia de los nuevos descubrimientos de Pemex en aguas profundas?

Hay dos yacimientos descubiertos: Trion y Supremus. Se ha dicho que a estos descubrimientos se les asocia un potencial de 13,000 millones de barriles de petróleo. Pero para materializar ese potencial, México requiere perforar muchos más pozos exploratorios.

Hasta ahora, el tamaño de lo descubierto ha sido moderado y pequeño. Trion y Supremus están en el límite de ser económicamente viables. Lo que va a hacer la diferencia es descubrir Maximino, que es el próximo que se está empezando a perforar. Si Pemex descubre Maximino, entonces sí ya tendrías una escala que asegura la viabilidad económica.

Apuesta costosa

Si Pemex quisiera extraer todo el petróleo en el Cinturón Plegado Perdido, tendría que invertir 27,300 mdd al año durante toda una década, dice Zepeda. Hoy, la paraestatal destina 1,500 mdd al año a la exploración y producción en aguas profundas. Petrobras, en cambio, invertirá 28,360 mdd en aguas profundas cada año hasta 2016, según su plan de negocio.

Para desarrollar el Cinturón Plegado Perdido, Pemex además necesita perforar en la próxima década más de 70 pozos al año, según Zepeda. El máximo número de pozos que la paraestatal ha perforado en un año fue cuatro en 2012. "Explorar en aguas profundas equivale a ir a Las Vegas y apostarle a la ruleta, porque no sabemos si la exploración va a ser exitosa", dice Ernesto Marcos, director de la firma de abogados Marcos & Asociados, quien fue director de Finanzas de Pemex durante el sexenio de Carlos Salinas (1988-1994). "La única forma de desarrollar Perdido es en asociación con compañías internacionales que puedan compartir los riesgos y los resultados. De otra forma, aguas profundas será un lastre".

A fines de enero, el presidente Enrique Peña Nieto se reunió en Chile con su par de Brasil, Dilma Rousseff, para explorar alianzas en las que Pemex y Petrobras intercambien tecnología y desarrollen proyectos compartidos.

No es la primera ocasión que Pemex evalúa una alianza con Petrobras. En 2009, Calderón expresó en São Paulo interés por una alianza en refinación, petroquímica, exploración y producción.

En octubre, Pemex anunció una alianza con la petrolera británica BP para compartir información sobre la construcción, operación y mantenimiento de pozos en aguas profundas.

Pero estas alianzas -que no requieren un cambio constitucional- distan mucho del tipo de trabajo en equipo que sugiere Zepeda. El titular de la CNH propone asociaciones entre petroleras para compartir la inversión y el riesgo de explorar en aguas profundas. Éstas sí necesitan una reforma a la Constitución.

Por ejemplo, la petrolera estatal colombiana Ecopetrol y la petrolera privada estadounidense Chevron trabajan juntas desde hace 35 años, pues el marco legal de Colombia permite que Ecopetrol trabaje con otras petroleras mediante contratos de concesión y asociación. En agosto arrancaron la producción conjunta de dos pozos de gas natural en el campo Ballena, en el norte de Colombia.

¿Puede Pemex explorar por sí solo aguas profundas?

No hay forma de que Pemex lo pueda hacer solo. Aunque canalices todo el presupuesto de exploración y producción, no te da. Tendrías que abandonar aguas someras, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, y lanzarlo todo para aguas profundas y, aun así, estás lejos.

No hay forma de que esto lo pueda hacer Pemex sin ayuda. Es muchísimo dinero y requiere una capacidad de ejecución que en lo individual no tiene ninguna empresa petrolera del mundo.

Si Pemex quisiera descubrir y desarrollar por sí solo el total de recursos prospectivos del área del Cinturón Plegado Perdido en los próximos 10 años, necesitaría perforar 77 pozos anuales.

¿Son muchos 77 pozos al año? Fíjate que no. En el lado norteamericano se perforan más de 100 al año en aguas profundas. Es necesario complementar el esfuerzo de Pemex en aguas profundas con la participación de otras empresas petroleras. De otra forma, no vamos a poder materializar esta riqueza o la vamos a poder materializar en más de 100 años.

Manos atadas

En febrero de 2012, la ex secretaria de Relaciones Exteriores, Patricia Espinosa, y la entonces secretaria de Estado de Estados Unidos, Hillary Clinton, firmaron un acuerdo para explotar, de forma conjunta, los yacimientos transfronterizos en el Golfo de México.

El anuncio generó entusiasmo sobre la posible apertura de Pemex a capital privado.

Cinco días antes, Zepeda dio una entrevista al diario estadounidense The Wall Street Journal.  En lugar de elogiar el acuerdo, habló sobre la falta de capacidad de Pemex para contener un potencial accidente en la perforación de pozos en esa zona.

La entrevista es un reflejo de la falta de facultades de la CNH para obligar a la paraestatal a cumplir con sus recomendaciones, asegura Miriam Grunstein, especialista en el sector energético del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE).

"El poder mediático que tiene la comisión sustituye el poder que no le da la Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos", dice.

Zepeda explica que no todas las resoluciones de la comisión son vinculantes. Como ejemplo, recuerda que en diciembre de 2010, la CNH concluyó que la zona de Agua Fría, en el campo petrolero de Chicontepec, Veracruz, no era apta para explotación.

Pemex continuó trabajando el área. "Dijimos que Chicontepec todavía no tiene la madurez necesaria para que Pemex perfore a gran escala, pero a pesar de esa opinión, que es pública, Pemex mantiene un plan de explotación a gran escala en Chicontepec", dice el regulador.

El Pacto por México, el acuerdo firmado por Peña Nieto y los principales partidos políticos para impulsar iniciativas y reformas, tiene entre sus propósitos fortalecer la CNH.

El compromiso número 58 es "ampliar las facultades de la CNH", algo que facilitaría -según Zepeda- la labor del regulador.

¿Qué le gustaría lograr de aquí a mayo de 2014, cuando termina su gestión al frente de la CNH?

Tengo dos objetivos. Primero, consolidar la CNH. Quiero dejar una institución sólida (...)

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Segundo, apoyar a la Secretaría de Energía para hacer realidad la reforma energética. En la CNH estamos convencidos que la dirección que ha trazado el nuevo gobierno es una ruta de éxito para la industria petrolera nacional y en general para el país.

Juan Carlos Zepeda estudió Economía en el Instituto Tecnológico Autónomo de México. Cursó una maestría en Economía y Finanzas en la Universidad de Warwick, en Inglaterra. También tiene una maestría y un doctorado en Economía de la Universidad de Georgetown, en Estados Unidos. Antes de presidir la CNH fue director general de Exploración y Explotación de Hidrocarburos en la Secretaría de Energía.

GIGANTE INDOMABLE
Desde su creación en 2008, la CNH ha sufrido para que Pemex cumpla con sus regulaciones en materia de exploración y producción.
Acción de la CNH Resultados
2008: Reducción en la quema de gas
La primera acción de la CNH fue imponer un límite en la cantidad de gas que Pemex quemaba en Cantarell, como resultado de la extracción de petróleo. No fue sino hasta 2011 cuando la paraestatal cumplió la meta impuesta por la CNH, al dejar de quemar ese año 600 millones de pies cúbicos de gas en Cantarell.
2009: Cuantificación de reservas
A partir de 2009, la CNH, con la ayuda de un certificador externo, puso a prueba todas las estimaciones de reservas de Pemex. Cuando la diferencia entre la cifra estimada por la paraestatal y el certificador fue mayor a 10%, la CNH no avaló el cálculo. En 2010 y 2011, la CNH no aprobó las reservas estimadas por Pemex, ya que eran muy diferentes a los cálculos de los certificadores externos. No fue sino hasta el primer trimestre del año pasado cuando la CNH avaló la totalidad de las estimaciones de la paraestatal.
2011: Seguridad industrial en aguas profundas
En respuesta al derrame del pozo Macondo en 2010, que la petrolera BP perforó en el Golfo de México, la CNH emitió la primera regulación en México para la seguridad industrial en aguas profundas. La regulación obligó a Pemex a contratar al consorcio Wild Well Control para los servicios de contención de derrames submarinos y adquirir una póliza de seguros para sus operaciones en aguas profundas.
2012: Medición de producción de hidrocarburos
En 2012, la CNH impuso a Pemex estándares de medición de producción de petróleo y gas. Ahora la producción deberá medirse de acuerdo con las normas más usadas en el mundo: ISO y API (American Petroleum Institute). Hasta la fecha, Pemex no ha cumplido con los estándares impuestos por la comisión. Actualmente, la paraestatal trabaja para que su metodología de medición cumpla los mejores estándares internacionales.
Fuente: CNH.
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El decálogo de Peña Nieto sobre la implementación de reformas estructurales
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