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Hacia un esquema para el desarrollo de aguas profundas

La incursión en aguas profundas requiere de un nuevo marco institucional y legal. Ante la falta de este marco, Pemex ha hecho un planteamiento de “alianzas” con compañías petroleras internacionales. Pero todavía hay que construir el andamiaje que permita enfrentar este nuevo reto con éxito.

JAVIER H. ESTRADA ESTRADA*

La situación de la industria petrolera mexicana es crítica por la tendencia a la baja de la producción petrolera desde el 2005 y por la esperada declinación en Cantarell. Pemex se encuentra en quiebra técnica. Tiene una deuda de 54 mil millones de dólares, que algunos creen que pueda aumentar a 60 mil millones, además de pasivos laborales por casi 40 mil millones de dólares y deudas operativas de otros 10 mil millones.

Sin embargo, el sector petrolero del país no está en quiebra, si se considera el valor de las reservas probadas y su potencial. Como ejemplo de ese potencial, puede mencionarse que las reservas en la parte norteamericana del Golfo de México siguen aumentando.

Se han realizado importantes inversiones en exploración y producción (EyP) en los últimos 6 años, pero no se ha logrado resolver los problemas de fondo. De hecho, si se comparan las inversiones en exploración y desarrollo con la adición de reservas probadas durante el mismo periodo, se puede concluir que reponer las reservas tiene un muy alto costo por barril. También, considerando las inversiones y gastos de los últimos 6 años respecto al total de petróleo producido, el costo promedio ponderado de la producción está aumentando rápidamente. En caso de explotar Chicontepec y otros campos marginales, los costos serán aún mayores.

Importantes grupos políticos del país niegan que se necesiten cambios legales o institucionales para enfrentar los retos, en parte porque en su diagnóstico la producción puede caer, lo que los lleva a concluir que también se deberían reducir las exportaciones y concentrarnos en refinar todo lo que se produzca. Son visiones que de manera implícita excluyen el potencial que puede aportar la exploración y la producción en la totalidad del territorio nacional y en sus zonas marinas exclusivas. Existe también miedo a que una apertura signifique que los extranjeros terminen por dominar nuestro sector petrolero. Su análisis no se basa en la experiencia probada de numerosos países que han logrado establecer legislación, instituciones y mecanismos para conservar la soberanía, el control y la parte más jugosa de la renta económica, como por ejemplo Noruega.

Los contratos de servicios múltiples (CSM) han dado algunos resultados para aumentar la producción de gas natural en Burgos, pero no han mostrado ser la solución de fondo que requiere esa industria para el futuro, pues son contratos que incorporan múltiples restricciones. México tiene la opción de optar por un modelo en que muchas empresas pequeñas y medianas podrían producir gas en tierra firme, como es el caso en Alberta, Canadá. Ese modelo para explotaciones en tierra también podría usarse para desarrollar Chicontepec.

Debemos reconocer que ni a mediano ni a largo plazo México logrará reemplazar a tiempo las reservas para mantener los actuales niveles de producción en tierra y en aguas someras (hasta 300 metros de tirante de agua).
De acuerdo con estimaciones de Pemex, en aguas profundas existe un potencial de más de 50 mil millones de barriles de petróleo equivalente. A un costo conservador de EyP de 10 dólares por barril, se necesitarían 500 mil millones para desarrollar esas reservas. Son negocios de alto riesgo geológico, técnico y financiero, por lo que es fundamental pensar la forma en la que el Estado Mexicano deba participar en esos riesgos.

Adicionalmente, la tecnología y la infraestructura que ha desarrollado Pemex no está adaptada para aguas profundas, donde todo debe estar robotizado (subsea, perforación a 2 mil o 3 mil metros de tirantes de agua y más de 2 mil metros de perforación, perforación horizontal múltiple, entre otras tecnologías). Las presiones y temperaturas de los hidrocarburos pueden causar nuevos riesgos técnicos. En algunas zonas no se podrán construir ductos a tierra firme.

Los desarrollos pueden llevar hasta 10 años antes del inicio de la producción, y aún durante y después de ese proceso, este tipo de campos petroleros pueden seguir implicando riesgos tecnológicos y geológicos importantes, además del riesgo de sobrepasar los presupuestos, lo cual sucede con bastante frecuencia en los grandes desarrollos costafuera en aguas profundas.

La entrada a aguas profundas requiere de un nuevo marco institucional y legal. Es comprensible que ante la falta de este nuevo marco, Pemex proponga soluciones parecidas a los CSM, pero ahora llamadas “alianzas”. Por ley, el operador sigue siendo Pemex; los servicios sólo pueden pagarse en efectivo; no puede ser un contrato de riesgo; las empresas seleccionadas (¿cómo se seleccionarían?) deben aportar capital, conocimientos, tecnología, laboratorios… y una buena red de proveedores (¿cuál sería el porcentaje de contenido nacional en estos desarrollos?).

Reproduzco una cita que fue publicada en los periódicos en agosto de 2006: En reuniones con la Directiva de Pemex, se les planteó a los actores principales de las empresas transnacionales y a otras compañías el papel que jugarían en el desarrollo de este proyecto, el cual se sujetaría a la oferta de servicios de operación, supervisión y consulta, financiando con sus propios recursos el costo total del proyecto y los costos relacionados, así como la presentación oportuna de los planes a desarrollar que serían aprobadas una vez presentadas; por su parte, Pemex tendría dentro de sus funciones aprobar el presupuesto y pagar en efectivo los servicios prestados por los consorcios.

No existe un concepto unánime de lo que en la industria petrolera deba entenderse por “alianza”, pero las empresas sobre las que Pemex le gustaría apoyarse quieren un joint operation agreement, igual o bastante similar a los que se establecen en otras provincias petroleras alrededor del mundo.

Para el caso de aguas profundas podríamos sugerir que Pemex fungiera como el operador permisionado y que las petroleras privadas fungieran simultáneamente como operadores técnicos de una licencia obtenida bajo un sistema de concesiones. Eso ya lo han aceptado las petroleras en otros países. Sin embargo, lo que estas empresas piden es poder inscribir en libros las reservas que les corresponden de acuerdo a su porcentaje de inversión. También quieren tener derecho a comercializar su parte de producción. Quieren un sistema impositivo claro, aunque el Estado se quede con el 80% de las utilidades como sucede en otros países, pero que en ese sistema se reconozca la deducción de los costos de exploración y desarrollo.

No olvidemos que en cualquier sistema de verdadera cooperación tecnológica y económica de gran escala, en el que se usen los servicios de las petroleras internacionales, al final de cuentas se tratará de un contrato de riesgos compartidos bajo alguna de sus múltiples variantes. Tampoco olvidemos que, al final del día, quien termina tomando los mayores riesgos es el propio Estado a través del sistema impositivo. Esto se debe a las fluctuaciones en los precios de los hidrocarburos, pero también a los riesgos técnicos inherentes a los proyectos petroleros y a la deducción de los costos.

De todos los sistemas de riesgos compartidos en la industria petrolera, el sistema de concesiones es el que da mayor control al Estado. Para que México pueda transitar hacia un sistema de concesiones se necesita un edificio institucional que debe construirse antes de que se realicen los cambios constitucionales. Se necesitan autoridades técnicas que supervisen el buen manejo y control de los recursos, que cuiden de la seguridad laboral y del medio ambiente.

Un objetivo fundamental es que para maximizar la producción de un yacimiento ya se tenga contemplado su comportamiento durante su ciclo de vida desde antes de que se inicie el desarrollo del mismo. Esto es muy distinto a simplemente esperar a la madurez del yacimiento para echar a andar los proyectos de producción mejorada (Improved Oil Recovery, IOR). Cuidar que la planeación de la EyP se realice de esta manera debe ser uno de los objetivos principales de una Autoridad Técnica Petrolera autónoma con visión de largo plazo y buen conocimiento de la geología y potencial petrolero del país.

También se necesita definir un nuevo sistema impositivo para la exploración y producción de hidrocarburos (impuesto sobre la renta, más impuestos especiales al sector petrolero, que deben ser correctamente calculados), además de determinar el papel que jugarán las empresas nacionales como proveedoras de bienes y servicios para el sector petrolero. Veamos simplemente las grandes sumas que hoy pagamos por rentar equipos e importar tecnología.

Una vez establecido el marco legal e institucional, podría ser conveniente crear una segunda compañía petrolera nacional, llamada Pemex Aguas Profundas S.A. La inversión del Estado en esa empresa puede ser total o mayoritaria, con participaciones de no menos de 80 %, por dar un ejemplo.

El Pemex actual se encargaría de las actividades actuales en EyP, procesamiento y refinación. El Pemex actual debería también modernizarse y capitalizarse para que dé mejores resultados y que en el futuro pueda expandir sus actividades de EyP dentro y fuera del país.

Por su parte, el Pemex nuevo tendría derecho a una Ronda Cero –como se hizo en el caso de la compañía estatal Petrobras en Brasil al plantear un sistema de concesiones en ese país– escogiendo los bloques que quiera conservar, pero con la obligación de devolverlos al Estado después de un tiempo razonable si no piensa desarrollarlos. Mantener derechos sobre un área deberá tener un alto costo.

El gobierno, a través de la Secretaría de Energía (Sener), con el apoyo de la Autoridad Técnica Petrolera autónoma, decidiría el orden de prioridades de las zonas del Golfo de México que deban desarrollarse. También decidirá la composición de los consorcios que participen en cada licencia. La elección se haría en función a las propuestas técnicas y económicas que reciba. Se buscaría la diversificación de empresas en porcentajes que puedan resultar atractivos para que se comprometan con los proyectos, pero que no den a las empresas extranjeras mas espacio del necesario a fin de evitar que puedan llegar a dominar.

En su caso, como lo hizo Noruega, el Estado puede crear una tercera empresa petrolera puramente financiera que invierta directamente en las concesiones que muestren los mejores índices de rentabilidad. Esto ayudaría a separar las decisiones y riesgos del Estado del riesgo y prioridades de la o las petroleras nacionales, lo que también ayudaría a disminuir la intervención política en decisiones operativas y, por lo tanto, haría más eficientes y competitivas a la o las empresas petroleras nacionales.

La Sener, apoyada por la Autoridad Técnica Petrolera, propondría al Congreso las regiones en las que se realizarían las rondas de concesiones. A partir de la primera ronda de concesiones, Pemex Aguas Profundas S.A. tendría que competir por ser el operador de la licencia.

Estas son algunas consideraciones básicas sobre cómo México podría integrar un esquema viable que le permita explorar y desarrollar sus reservas de hidrocarburos en aguas profundas, apoyándose en modelos y experiencias que se han dado a nivel internacional. La explotación de hidrocarburos en aguas profundas representa un reto fundamentalmente nuevo para México, por lo que la estructura de las instituciones y de industria petrolera nacional debe evolucionar para poder encararlo con éxito.

* Licenciado en administración por la Universidad Iberoamericana, con licenciatura, maestría y estudios predoctorales en la Universidad de Paris. Profesor investigador de temas energéticos en Noruega y Estados Unidos. Es ex comisionado de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y ex presidente de la Asociación Mexicana para la Economía Energética (AMEE). Actualmente es presidente de Analítica Energética S.C. (javier.estrada@analiticaenergetica.com)