Los campos que Pemex se quiere quedar

Exploración y Producción revela sus objetivos en la lista de la Ronda Cero que entregará a la SE.

3,2,1... arranca la Ronda Cero

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pemex  (Foto: Agencias)

"Queremos quedarnos en áreas que ya conocemos (...) y seguir explorando en áreas donde ya hemos invertido", dice Gustavo Hernández, encargado de Pemex Exploración y Producción, en referencia a la lista de campos petroleros que quiere retener para su exploración y explotación, y la cual debe entregar a la Secretaría de Energía antes del próximo 20 de marzo.
Ésta será la primera fase de la llamada Ronda Cero, que definirá el futuro de la paraestatal, ahora que deberá competir con firmas nacionales y extranjeras de todos los tamaños

Para Hernández si la reforma energética fuera una partida de cartas, Pemex llevaría la mano. “Ese llevar mano es decir: Yo escojo qué campos me quiero quedar”. “Y en este sentido, cómo queremos crecer”, dice a la revista Expansión del 1 de marzo de 2014.

La Ronda Cero también creará las reglas del juego para las empresas privadas, pues aclarará qué campos petroleros podrán entrar a operar.

Pemex quiere los grandes proyectos que mejor conoce y donde lleva décadas operando, la mayoría en aguas someras (de menos de 500 metros de profundidad), como Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, litoral de Tabasco y Abkatun-Pol-Chuc. En 2012, los cuatro representaron 74% de la producción de crudo.

También pedirá los campos más rentables, como los anteriores.

También los costosos proyectos de exploración en aguas profundas donde ya invirtió y redujo el riesgo, como en el Área Perdido. En estas áreas buscará asociarse con empresas privadas. Y Hernández dice que pedirá los demás pozos, en tierra o en mar, que sean rentables.

En cuanto la Secretaría de Energía reciba la lista de la petrolera, tendrá 180 días para decidir cuáles campos otorga a Pemex.

Energía tendrá la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Juntos evaluarán que la petrolera cumpla los requisitos para poder explorar o explotar cada yacimiento.

Toda área que Pemex no elija o que la Secretaría de Energía no le conceda quedará a disposición de la participación privada, que podrá acudir a las licitaciones —Ronda Uno y siguientes— que hará la CNH. Pemex podrá concursar como una empresa más.

Hernández advierte que lo hará si Energía no le da algún campo que la petrolera estatal desee operar. Lo ideal, dice, es que “de lo que pido, me lo dé todo”.

“Es la oportunidad de oro para la petrolera”, dice Ernesto Marcos, consultor energético y presidente de la Asociación Mexicana de Empresas de Servicios Petroleros (Amespac). Porque es la ocasión “para deshacerse de todo lo que no le da rentabilidad”, añade.

Pero no todos están de acuerdo. “Con esta reforma se corre el riesgo de que Pemex quede debilitada o maniatada”, dice Fluvio Ruiz, consejero profesional de Pemex. “No veo que estén dadas las condiciones para que Pemex vaya de la mejor manera a enfrentar la competencia”, agrega. Para ello necesitaría “autonomía presupuestal y de gestión”, algo que, según Ruiz, “está esbozado pero no precisado” en la ley.

¿Qué campos se quedará Pemex?

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exxon shell  BP, Chevron o Shell podrían ser socios de Pemex en la explotación en aguas profundas. ✓  (Foto: Especial)

En las asignaciones de extracción de petróleo y gas, Pemex “mantendrá sus derechos en cada uno de los campos que se encuentren en producción”, según la reforma energética. En las actividades de exploración tendrá un plazo de tres años para seguir operando en las áreas donde ya haya invertido.

Pero deberá demostrar que tiene la capacidad técnica y financiera para trabajar cada campo. Por tanto, hay nombres obvios: activos en los que Pemex tiene mucha experiencia, lleva muchos años, tiene instalada mucha infraestructura y ya amortizó la inversión inicial. La mayoría son en aguas someras del Golfo de México: Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, litoral de Tabasco y Abkatun-Pol-Chuc. En 2012, los cuatro representaron 74% de la producción de crudo.

Pemex también pedirá los campos más rentables, como los anteriores. Otros maduros cuya producción sea marginal y que no sean rentables para alguien tan grande podrían quedar a la iniciativa privada.

El caso de Chicontepec es complejo. Es un conjunto de campos terrestres en Puebla y Veracruz, donde está casi 40% de las reservas del país. Pero la complejidad del subsuelo hace difícil la explotación.

La petrolera estatal firmó Contratos Integrales de Exploración y Producción con empresas privadas para que le ayuden a explorar y explotar crudo. La tercera ronda de estos contratos se enfoca en Chicontepec. “Esos contratos que ya tenemos formalizados (...), ésos son campos y áreas que estamos metiendo en Ronda Cero”, dice Hernández, “porque ya lo tenemos asignado, alguien más lo está haciendo por nosotros, entonces lo vamos a conservar”.

Entre las empresas que tienen estos contratos están la mexicana Grupo R, la británica Petrofac, la estadounidense Halliburton y la francesa Schlumberger. Estas compañías podrían cambiar su contrato con Pemex y operar solas o con alguna de las nuevas modalidades -como de producción compartida o de utilidad compartida- que permite la reforma.

Pemex no explota los yacimientos de aguas profundas y ultraprofundas -de 500 a más de 3,000 metros- que hay en el Golfo de México, pero ya invirtió en exploración y encontró reservas en zonas como el Área Perdido, frente al litoral de Tamaulipas.

Pemex necesitará socios para estos proyectos. Probablemente acudirán gigantes como BP, Chevron, Shell y ExxonMobil, dice John Padilla, director de la consultora energética IPD Latin America.

Por último, está el gas shale del norte que no es tan atractivo para Pemex. Por ejemplo, en los campos de gas de la cuenca de Burgos, en Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila, Pemex produce a 4.5 dólares los 1,000 pies cúbicos y vende a 3.5, dice Hernández.

Eso no quiere decir que la petrolera vaya a abandonarlos todos, aclara Hernández. “Sería muy fácil decir: dejo el gas. Pero no es así de simple la ecuación, porque el país está requiriendo gas. También estamos ponderando la posibilidad de escoger áreas para gas shale”. Sin embargo, “no queremos agarrarlas todas porque sabemos que hay un interés de la iniciativa privada por entrar”, añade Hernández.

Hay firmas nacionales como Alfa, Altos Hornos de México y Monclova Pirineos Gas, que quieren el negocio.

La eficiencia y la competencia

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pemex gas  (Foto: Getty)

¿Es posible que Pemex pida todos los campos de México y no deje nada a las empresas privadas? “Si Pemex se queda con la totalidad de los campos existentes (...), se pierde la posibilidad de incrementar la producción petrolera y de gas”, dice Gonzalo Monroy, director de la consultora energética GMEC.

La petrolera, añade, no debería quedarse con los campos maduros de producción marginal, que dan menos de 3,000 barriles diarios por pozo. Los maduros son aquellos donde ya se extrajo más de la mitad de la reserva o cuya vida de explotación rebasa en dos tercios la vida estimada de producción del campo.

Pemex tampoco debería pedir los proyectos de gas shale o ciertas áreas profundas del Golfo de México donde no hay estudios de sísmica, que ayudan a revelar las potenciales acumulaciones de hidrocarburos en el subsuelo, finaliza Monroy.

“El monopolio estatal puede ser muy cómodo (...), pero también impone unas obligaciones que son muy costosas para Pemex”, dice Ernesto Marcos, consultor de Amespac.

El miedo a que Pemex se quede con todo es infundado, pues la riqueza energética de México es demasiado grande y variada para un solo operador, dice Édgar Rangel, de la CNH.

“Me queda claro que lo están viendo con un enfoque económico (...), como empresa”, comenta.

Gustavo Hernández, encargado de Pemex Exploración y Producción, zanja el debate: “Lógicamente, Pemex no pretende hacer una propuesta en la que planee quedarse con todo, porque primero sería absurdo (...) cuando tenemos campos en los que nos cuesta más producirlo que venderlo”.

La reforma energética establece que Pemex tiene dos años para convertirse en una “empresa productiva del Estado”.

El objetivo es hacer que la petrolera estatal sea más eficiente y permitir que las compañías privadas entren al sector para aumentar la producción de hidrocarburos de México. Ésta baja desde que Cantarell, el mayor yacimiento del país, en la costa de Campeche, comenzó su declive natural a partir de 2004.

En 2012, Pemex produjo unos 2.5 millones de barriles diarios de crudo, según su último informe anual. En 2004, cuando alcanzó su máximo, produjo algo más de tres millones, 63% en Cantarell.

“Entendemos que esta reforma va a ser para apoyar a Pemex para hacerla más eficiente, más competitiva (...), pero también da oportunidad a otros jugadores”, dice Hernández. “Si yo les dejo el campo de más alto costo de producción y de menor rentabilidad, pues ¿quién va a venir?”

El ¿apresurado? proceso de la Ronda Cero

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petroleo  Expertos coinciden que 90 días para hacer la Ronda Cero es precipitado, hace falta hacer un estudio detallado de los yacimientos que le convienen a México. /  (Foto: Getty)

Pemex debería salir fortalecido de este proceso, dice Ernesto Marcos, consultor de Amespac. “Puede deshacerse de las obligaciones onerosas que le impone el monopolio y se puede concentrar en lo que sea negocio para generar más valor”.

“En la Ronda Cero, Pemex va a afirmar su predominancia en México”, añade Miriam Grunstein, consultora de empresas energéticas y académica del Centro de Investigación y Docencia Económicas (CIDE).

Algunos se muestran en desacuerdo hasta que no se aclare el horizonte. Las leyes secundarias de la reforma, que el Congreso debe aprobar a mediados de abril, desarrollarán los detalles del nuevo panorama energético.

En algo sí coinciden los expertos: 90 días para hacer la Ronda Cero es precipitado. “Es poco tiempo para realizar un estudio detallado y pormenorizado de los yacimientos que le conviene mantener a México”, dice Josefina Cortés, especialista en temas energéticos y catedrática del ITAM.

“Hay un deseo de acelerar la explotación de los recursos petroleros que me parece preocupante”, opina Fluvio Ruiz, consejero profesional de Pemex.

Brasil abrió su sector energético a la iniciativa privada en noviembre de 1995 y completó la Ronda Cero en agosto de 1998. El proceso fue similar al que los expertos esperan en México.

“Como regla general, lo que Petrobras (la petrolera estatal brasileña) ya tenía lo mantuvo después de la reforma energética que acabó con el monopolio”, dice Olavio Colelo, asesor de directoría de la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil (ANP), regulador del sector equivalente a la CNH.

Petrobras presentó a la ANP todo lo que estaba explotando, y donde quería seguir produciendo, o donde estaba haciendo trabajos iniciales”, explica Haroldo Lima, director general de la ANP entre 2005 y 2011. “A partir de ahí, las subastas que se hicieron fueron en áreas donde Petrobras no estaba y tampoco pretendía quedarse con ellas”.

Es importante que la Ronda Cero “resguarde los intereses y los campos petrolíferos de Pemex”, dice el político, pues poner fin al monopolio no es lo mismo que privatizar la petrolera estatal, “un error que Argentina cometió”.

LOS PLAZOS DE LA RONDA CERO
1. Pemex tiene hasta el 20 de marzo de 2014 para presentar su lista de campos a la Secretaría de Energía.
2. El Congreso tiene hasta el 19 de abril de 2014 para publicar las leyes secundarias.
3. La Secretaría de Energía tiene hasta el 16 de septiembre de 2014 para responder a Pemex sobre la Ronda Cero.
4. A finales de 2014 o en 2015, pueden comenzar las licitaciones privadas en el sector energético.