Adelantándose a los plazos –estaban previstos para la segunda quincena de septiembre–, el gobierno de Enrique Peña Nieto comenzó a ofertar los recursos petroleros a los inversionistas privados. El lunes 11 el mandatario decidió “acelerar” la Ronda Cero de Petróleos Mexicanos y la primera fase de licitaciones de los nuevos contratos, conocida como Ronda Uno. Luego, el director de Pemex, Emilio Lozoya, anunció los primeros cuatro paquetes de la privatización. Ahora falta que la Secretaría de Energía autorice la “migración de esos contratos a otras modalidades” y cuente con la opinión técnica favorable de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, la cual aún no tiene ni reglamento ni nuevos comisionados.
Por Jenaro Villamil
Sólo transcurrieron dos días luego de la promulgación de las 21 leyes secundarias de la reforma energética para que la Secretaría de Energía y Petróleos Mexicanos anunciaran —el miércoles 13— de qué tamaño será el negocio de la apertura petrolera a los consorcios privados: los 10 proyectos que la paraestatal pondrá en manos de inversionistas privados tienen un valor de 144 mil 178 millones de dólares, con una probabilidad de 50 a 90% de éxito.
Este cálculo fue divulgado por la propia dirección de Pemex tras conocerse los primeros resultados de las llamadas Ronda Cero y Ronda Uno, es decir, las asignaciones de campos de hidrocarburos que se le harán a Pemex para explotar en los próximos 20 años y que estarán disponibles para las compañías privadas.
Los 144 mil 178 millones de dólares del negocio que Pemex pone a disposición de los inversionistas privados (denominados farm outs) derivan de multiplicar el actual precio de 92.66 dólares por barril por los mil 566 millones de barriles diarios de producción que estarían involucrados en estos 10 proyectos.
De acuerdo con sus cálculos, por esas “10 oportunidades de asociación estratégica” por consolidar en los próximos 13 meses, la paraestatal recibirá una inversión de 32 mil 296 millones de dólares en un lapso de cinco a 10 años, según cada proyecto que inicialmente se conformará por cuatro paquetes. En su comunicado de prensa, el director de Pemex, Emilio Lozoya Austin, explica éstos así:
Los paquetes
“El primer paquete consistirá en la migración de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses, y otro paquete también de 11 contratos integrales o de Obra Pública Financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de mil 600 millones de barriles de reservas 2P. Estos contratos migrarán a las nuevas modalidades entre febrero y agosto de 2015.
“El segundo paquete está enfocado a tres campos de crudo extra-pesado con densidad menor o igual a 11 grados API (American Petroleum Institute), que es como si fuera una miel pesada y por lo tanto representa un reto tecnológico para Petróleos Mexicanos: éstos son Ayatsil, Tekel y Utsil.
“El tercer paquete está asociado al desarrollo de dos campos gigantes de gas en aguas profundas que contienen 212 millones de barriles de petróleo crudo, equivalentes en reservas 2P y que suponen inversiones de 6 mil 800 millones de dólares en un horizonte de 10 años.
“El cuarto paquete tiene como objetivo establecer dos asociaciones estratégicas y está enfocado a desarrollar los campos recientemente descubiertos en aguas profundas en el área de Perdido, en particular, Trión y Exploratus”.
La migración hacia los contratos de asociación público-privadas deberán ser autorizados por la Secretaría de Energía (Sener) y con la opinión técnica favorable de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el organismo regulador con más atribuciones.
Hasta ahora no se ha emitido el reglamento de la CNH ni se conoce quiénes serán sus nuevos comisionados. En su discurso del lunes 11, el presidente Enrique Peña Nieto anunció que “este mes” enviará al Senado las candidaturas para la CNH y para la Comisión Reguladora de Energía, y en octubre se conocerán “todos los reglamentos de la legislación secundaria”.
El adelanto de las rondas
En la prisa por avanzar en la entrega de los recursos petroleros a los inversionistas privados, Peña Nieto anunció el mismo lunes que decidió “acelerar” la Ronda Cero de Petróleos Mexicanos (previsto originalmente para la segunda quincena de septiembre) y la primera ronda de licitaciones de los nuevos contratos, conocida como Ronda Uno.
El miércoles 13 se conocieron los datos generales de ambas rondas y “las oportunidades de inversión” con privados. A Pemex se le entregaron 83% de las llamadas reservas probables (2P), que ascienden a 26 mil 200 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), y 21% de las reservas prospectivas (3P), equivalentes a 22 mil 126 mmbpce.
Las restantes 5 mil 600, equivalentes a 17% de las reservas 2P, quedarán a disposición del Gobierno Federal para asignarlas a empresas privadas vía el nuevo modelo de contratos: de utilidad compartida, de producción compartida o licencias.
Ni en la información oficial ni en las versiones oficiales que se conocieron el miércoles 13 se explicó cómo va a recuperar Pemex las inversiones que ya realizó en los demás campos de las reservas 2P, que por cierto no le fueron asignadas.
Para la senadora Dolores Padierna, del Partido de la Revolución Democrática (PRD), la inversión realizada por Pemex en los campos que contienen reservas 2P y que no le fueron asignados “es de aproximadamente 97 mil 440 millones de dólares”.
Consultada por Proceso, la legisladora señala que esta cifra debe precisarla la paraestatal y “el Gobierno Federal debería pagarle a Pemex los gastos ya realizados en los campos que no le fueron asignados”.
El verdadero negocio está en las reservas 2P, que se definen como “la suma de las reservas probadas (1P) y las reservas probables, que en conjunto tienen una probabilidad de extracción de al menos 50%”, indica el documento oficial de Pemex Reservas y recursos de México.
Las reservas 3P, definidas como “la suma de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles, en conjunto tienen una posibilidad de extracción de al menos 10%”.
Los grandes negocios a futuro
El área con mayor volumen de reservas probadas (1P), de reservas probadas (2P) y de reservas probables (3P) es el sureste mexicano; ahí suman 45 mil 400 mmbpce.
En esa región de aguas someras y aceites extrapesados, a Pemex se le otorgaron 11 mil 374 mmbpce de las reservas 2P y 7 mil 472 mmbcpe de las reservas 3P.
“En el caso de aguas someras, Pemex ha demostrado capacidades técnicas y de ejecución satisfactorias, lo cual se refleja en su plan de incorporación de reservas atractivo para los próximos años (2 mil 886 mmbpce), incluyendo la perforación de 89 pozos exploratorios, y con altas probabilidades de éxito geológico y comercial”, afirma el estudio de la Sener.
En áreas terrestres, a Pemex se le entregaron 4 mil 579 mmbpce de las reservas 2P que abarcan las cuencas de Veracruz y del sureste; es decir, 80% de lo solicitado por la paraestatal.
En la zona de Chicontepec, al norte de Veracruz, así como en las cuencas de Burgos y Sabinas, en Tamaulipas, es donde a Pemex se le asignaron menos reservas y donde existen ya contratos con inversionistas privados.
“En la región Ébano-Pánuco se otorga el área asignada en contratos incentivados por parte de Petróleos Mexicanos, igualmente en el caso de los contratos otorgados en Chicontepec. En total, se asignaron 3 mil 81 mmbpce de reservas 2P”, aclara el documento de la Sener.
En las áreas de Burgos y Salinas, a Pemex se le entregaron sólo 426 mmbcpe de reservas 2P y ninguna 3P porque “no fueron solicitados por Petróleos Mexicanos”.
Es precisamente en Chicontepec y en Burgos donde la compañía prevé “la migración” de los contratos de 11 campos en los próximos seis meses y de otros 11 Contratos Integrales o de Obra Pública.
En su balance sobre la Ronda Cero, la senadora Dolores Padierna comenta a Proceso que “subsisten muchas interrogantes de cómo va a operar Pemex en el nuevo esquema. La Ronda Cero lo único que definió son las áreas que se asignan a la empresa para la exploración y explotación de hidrocarburos; no está claro cómo va a operar Pemex”.
En la nueva Ley de Petróleos Mexicanos, dice, se prevé la división de la empresa “en un número indeterminado de empresas productivas subsidiarias. Esta división no eliminará las relaciones comerciales entre ellas”.
Fuente: Proceso
