El petróleo en aguas profundas: la última frontera
El gobierno planea cerrar la Ronda Uno con un broche de oro. La cuarta de las series de licitaciones (Ronda 1.4) que iniciaron la reforma energética pondrá a concurso 10 proyectos de exploración en aguas profundas, además del primer proyecto de asociación con Pemex, también en aguas profundas.
Esos son los campos más complejos y costosos de explorar y explotar. También son los que tienen las mayores reservas estimadas, y los que, por fin, traerán al país a los gigantes del sector.
Las autoridades creen que cada proyecto, que se subastará el 5 de diciembre, puede dejar inversiones de 4,400 MDD en la etapa de exploración y desarrollo, que toma entre ocho y 12 años, más una inversión de 464 MDD para quienes quieran entrar como socio de Pemex en el campo de Trión. Es un total de 45,000 MDD.
En comparación, los 30 contratos de las tres subastas realizadas hasta la fecha dejarán cerca de 7,000 MDD en su conjunto —2,700 MDD de la Ronda 1.1, más 3,100 MDD de la segunda y 1,200 MDD de la tercera—, según estimaciones de la Secretaría de Energía.
Ante el tamaño del capital exigido, los operadores que acudirán al concurso son grandes firmas. Las empresas precalificadas son: las estadounidenses Atlantic Rim, Chevron, Exxon Mobil, Hess, Murphy Sur y Nobel Energy; la australiana BHP Billiton; la británica BP; las europeas Repsol (España), Shell (Holanda), Statoil (Noruega), Total (Francia) y ENI (Italia); y las asiáticas China Offshore Oil (China) y PC Carigali (Turkmenistán). Y Pemex
¿De qué tamaño puede ser el reto?
Pemex no ha logrado extraer un solo barril de crudo, a pesar de llevar más de una década explorando esas aguas del golfo del lado mexicano.
Algunas de las candidatas, sin embargo, tienen experiencia a pocos kilómetros, del otro lado de la frontera. Chevron ya invirtió más de 16,000 MDD en dos proyectos en el golfo de México de Estados Unidos, donde tardó cerca de una década en sacar su primer barril.
Para mostrar que va en serio con la apertura energética, el gobierno quiere atraer a empresas como ésta con la licitación de aguas profundas.
Por ello, la Secretaría de Hacienda puso una regalía de 1.9 y 3%, para los 10 bloques. En las otras licitaciones, aunque no es comparable por las características muy diferentes de los proyectos, las regalías estuvieron entre 25 y 40%.
“Todos los bloques en oferta recibieron, por lo menos, dos empresas interesadas. Además, los mínimos establecidos por Hacienda son realmente competitivos a nivel internacional”, explica Pablo Medina, analista de la consultora internacional Wood MacKenzie. El experto apuesta a que todos los bloques pueden adjudicarse.
En el caso de Trión, donde Pemex perforó un pozo exitoso en 2012 y donde ahora busca un socio para explotarlo, el acuerdo de operación conjunta genera dudas entre las firmas interesadas, pues las condiciones están menos claras y, además, se requiere una inversión inicial de 464 MDD, opinan expertos y empresas del sector.
Pese a ello, las inversiones ya realizadas por la petrolera nacional, y el hecho de que ya existen reservas certificadas, deben servir como un aliciente para entrar a la puja, considera Rubén Cruz, socio de la consultora internacional KPMG.
“Traemos mucho interés en desarrollar estos campos nuevos”, explica Gustavo Hernández, de PEP. “No hemos desarrollado ninguno en el área de Perdido (en aguas profundas del golfo de México). Pero para inversiones mayores, como ésta, que se habla del orden de 11,000 MDD (durante toda la vida del proyecto), claramente nadie puede ir solo”, añade.
Esta licitación en aguas profundas marcará el fin del primer gran experimento de la reforma energética, luego de casi tres años de su entrada en vigor. También puede suponer la llegada de los gigantes globales del sector, que se unirán a los primeros exploradores privados —como Nuvoil, Petrobal, Lifting y Diarqco— del petróleo mexicano.
