La Ronda Cero ha concluido. Y “la instrumentación de la Ronda Uno” ha comenzado con un “acercamiento” con los potenciales inversionistas buscando una “retroalimentación”. Tomamos algunas expresiones de un documento fundamental: Versión estenográfica de la presentación de las rondas Cero y Uno en el Museo Tecnológico de la Comisión Federal de Electricidad. Dicho evento fue presidido por el secretario de Energía y en él también participaron subsecretarios, los directores de Petróleos Mexicanos (Pemex) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), así como otros importantes protagonistas de estas etapas culminantes de la reforma.
En este artículo veremos algunos aspectos de lo que creemos es un giro en la estrategia del gobierno de Enrique Peña. Para ello utilizaremos ampliamente la “versión estenográfica” que hemos citado.
Empecemos con la intervención del director general de Pemex, Emilio Lozoya Austin.
“El día de hoy, 13 de agosto de 2014, a menos de 48 horas de que el presidente de la República firmara los decretos de ley con los que culminó el proceso legislativo de la reforma energética, estamos reunidos para dar a conocer las primeras acciones concretas:
“Pemex ha identificado, de entre los campos que se le han asignado, 10 oportunidades de asociación estratégica a consolidar en el corto plazo, un lapso de 13 meses que comenzará en noviembre del presente año.
“Estos proyectos seleccionados nos permitirán establecer asociaciones estratégicas, a las cuales Pemex no tenía posibilidad […]
“En conjunto, los 10 proyectos de asociación estratégica, los 10 farmouts –como se denominan en inglés– involucran la inversión de 32 mil 295 millones de dólares [sólo para que el lector pueda comparar: toda la inversión de Pemex Exploración y Producción en 2013 fue de alrededor de 25 mil millones de dólares]…
“Es éste, sin duda, un primer efecto dinamizador de corto plazo que debemos contabilizar en el haber de la reforma energética.”
Gustavo Hernández, director de Pemex Exploración y Producción, reveló en qué campos se aplicarán este tipo de contratos, con los que “se logrará acelerar” la explotación e “incrementar la producción”.
Los ejemplos son, empezando por los terrestres:
• En los campos maduros Ogarrio, Mora y Cárdenas, del estado de Tabasco, se licitarán acciones de rehabilitación.
• En aguas someras: Bolontikú, Sinán y Ek, también para rehabilitación.
• En una zona de ultrapesados: Ayatsil y Tekel, Utsil (para ampliar información sobre los dos primeros, véase Contralínea del 31 de enero de 2010). Estos yacimientos apenas están comenzando el desarrollo.
Todos los demás están en aguas profundas:
• Frente a la costa Sur de Veracruz, los campos de gas Lakach, Piklis y Kunah. Por los precios actuales de gas su rentabilidad es muy dudosa.
• En aguas profundas cerca de la frontera con Estados Unidos, en el Golfo de México, pozos recientemente perforados, pero que ni siquiera han sido evaluados, como Trión y Exploratus.
El político Gustavo Hernández, actual director de Pemex Exploración y Producción (PEP), aclaró que la estadunidense Securities and Exchange Commission (SEC) obliga a Pemex a mantener a Trión y Exploratus como reserva 3P, es decir, como “reserva posible” (algunos la traducen como volúmenes con sólo 10 por ciento de probabilidad). Dijo textualmente: “De acuerdo con los lineamientos de la SEC, no podemos reclasificar a reserva 2P hasta que no empecemos la delimitación y el desarrollo, por eso están en reserva 3P, pero tienen un potencial de inversión de 11 mil millones de dólares a ejercerse en 8 años”. En otras palabras, si Pemex no ha empezado a “delimitar”, reconoce que ni siquiera se sabe su extensión en el subsuelo, ni cuenta con estimaciones del volumen de hidrocarburos, menos si resultarán comerciales, no obstante, como cualquiera puede leer en la Versión estenográfica de la presentación de las rondas Cero y Uno en el Museo Tecnológico de la Comisión Federal de Electricidad, el político ya los quiere ofrecer al capital privado para ser explotados en “asociación” con Pemex usando el nuevo tipo de contrato llamado farmout.
¿Qué es la delimitación de un yacimiento?
Si el político Hernández hubiera consultado a un ingeniero petrolero, o siquiera a algún estudiante de ingeniería, habría recibido información acerca de que la exploración pasa por diversas etapas de un proceso interdisciplinario que puede prolongarse varios años, dependiendo de la complejidad geológica, del tipo de hidrocarburo, etcétera. La delimitación es sólo una de las fases de la cadena de actividades que tienen que ser realizadas y, aún siendo exitosas, sería erróneo festinar los ingresos por ventas. La conducta de Hernández recuerda la vieja canción boricua llamada El jibarito, en la que un campesino magnifica sus ingresos mucho antes de llegar al mercado.
La delimitación del yacimiento tiene como objetivo obtener datos para las primeras evaluaciones de la extensión de las formaciones productoras, su espesor y otros parámetros que apenas darán inferencias sobre volumen in situ y algunos apoyos para diseñar las primeras propuestas de cuántos pozos perforar, su ubicación, es decir, el inicio de la explotación. Las incertidumbres que existen sólo se irán reduciendo con el avance del desarrollo del campo.
Pero no se pueden pedir peras al olmo. El actual director de Pemex Exploración y Producción ni siquiera conoce el nombre de los campos petroleros de este país. Así, incluyó en su enumeración de campos para ser aplicado el contrato farmout nombres de campos que no existen, como el que llamó el campo “Jurásico” (véase la página 16, párrafo nueve, de la Versión estenográfica…).
¿Qué son los farmouts?
Como podemos ver los farmouts son un tipo de contrato. ¿Por qué, si ya estaban aprobados: 1) los contratos de producción compartida; 2) los contratos de utilidad compartida; 3) los contratos-licencia, ahora se sacan de la manga esta nueva modalidad?
¿Qué características o qué nuevos atractivos, ofrecen los farmouts para que, como señaló el director de PEP, sean ahora los primeros que se van a licitar, en noviembre de este año? ¿Por qué pueden “acelerar la extracción”? ¿Por qué pueden “incrementar producción”?
El acuerdo farmout surgió en Estados Unidos, en la zona de las Montañas Rocallosas, en estados como Colorado y Nuevo México, así como otras cuencas de Texas. Casi todas en zonas desérticas y deshabitadas, en algunos condados apenas unos cientos, incluso unas decenas de habitantes.
Un granjero (farmer en inglés, de donde se deriva el nombre del contrato), además de alguna ganadería, puede tener los derechos de explotación de hidrocarburos en su rancho, pero desde luego por la pobreza de la región no tiene dinero para alquilar equipos de perforación y otros servicios; entonces acude a un acuerdo tipo farmout, con una empresa especializada, con sede en Dallas o Houston, que realizará las actividades. La forma de pago que predomina en las Montañas Rocallosas es bastante similar al sistema mexicano de los “medieros”, es decir, la mitad a la empresa propietaria de los “intereses” llamada farmor y la mitad como remuneración para la empresa que realizará la explotación, llamada farmee.
El abogado nigeriano Adenike Akinnurun, autor de varios textos al respecto, ha explicado cómo este tipo de acuerdo fue adoptado ampliamente en países africanos como un medio alternativo de financiación de las actividades de exploración y explotación, porque se adapta a pequeñas empresas dada su, relativamente, poca inversión y bajo riesgo (que no es el caso de todas las propuestas de Pemex). Por razones de espacio pasaremos a describir un caso colombiano que permite ilustrar su “flexibilidad” y formas de compartir las ganancias.
Un contrato farmout, celebrado en 2013 en la cuenca llamada del Valle Medio del Río Magdalena, para explorar y explotar diversos estratos prospectivos tanto de lutitas aceitíferas como de hidrocarburos convencionales, tiene las siguientes características:
1. En este caso las dos empresas son privadas. La dueña de los derechos sobre el subsuelo es la Canacol Energy (su nombre indica la asociación de inversionistas de Canadá y de Colombia), la materia del contrato es sólo un pocito, que será disparado en dos estratos: uno de lutitas y otro de convencionales.
2. La empresa que financiará las operaciones de perforación es la estadunidense ConocoPhillips y, si encuentra aceite, recibirá el 30 por ciento de la renta petrolera. La otra empresa, la que obtuvo la concesión del gobierno colombiano, se quedaría con el 70 por ciento de las ganancias de los hidrocarburos extraídos.
3. Si hay éxito, el gobierno colombiano cobrará sus impuestos, regalías y otros bonos.
4. En ese acuerdo específico, la empresa que aportará el dinero, es decir, ConocoPhillips anota en la columna de sus activos la parte de los derechos que adquirió.
La Canacol borra de sus activos la parte que vendió. Eventualmente, si se produce flujo de efectivo, anotará esos montos en la columna de su activo circulante.
Los acuerdos farmout pueden celebrarse para una variedad de actividades, incluyendo, como hemos visto, la rehabilitación de campos aislados, como se pretende en Tabasco en los que hemos señalado.
Para concluir anexamos tres mapas: el mapa 1 muestra en color azul los ocho bloquecitos que serán licitados en las áreas prospectivas gasíferas de lutitas en la frontera Norte, que, actualmente, han perdido importancia, tal como en Contralínea hemos estado anunciando en varios artículos.
El mapa 2 ilustra los campos en los que Pemex celebrará contratos farmout que le permitirán, supuestamente, elevar la producción en el corto plazo.
El mapa 3 muestra las nuevas áreas de bloques lutitas al Norte de Veracruz, las de Chicontepec, y de los llamados viejos contratos integrales que se transformarán (“migrarán”) a otras modalidades más atractivas para las empresas.
Este cambio en la estrategia de la privatización podría modificar las perspectivas sobre los resultados de la reforma energética de Peña Nieto.
1. Con los farmouts comenzará la Ronda Cero, por sus peculiaridades algunos la llamamos la Ronda 0.5, con el cambio, al licitar áreas con menor incertidumbre, en algunos casos, o para alguna operación muy específica, podría atraer a muchas pequeñas empresitas que no realizarán grandes inversiones. De hecho, para trabajos de optimización, ya hay muchas experiencias en México.
2. Permiten prever también pequeños aumentos rápidos de la extracción. Desde luego eso significa dinero adicional en este mismo sexenio.
3. Pero de ninguna manera el logro de los 3 millones de barriles diarios de las expectativas oficiales. Es más: esa meta ya fue explícitamente abandonada, primero por los gringos de la Energy Information Administration y luego por el propio gobierno de Peña, como puede leerse en los criterios de Política Económica 2015, presentados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
4. El éxito de la reforma ahora dependerá de los farmouts y de las licitaciones de bloques prospectivos aceiteros en lutitas al Norte de Veracruz, y de la respuesta de Chicontepec al fracking.
5. Los contratos para campos pequeños y pobres crearían una explotación peculiar en este umbral de una nueva etapa. En la década 2004-2013 estuvimos en el periodo postcantarell, ahora vamos a entrar a la que podríamos llamar postku-Zaap-Maloob (al finalizar este sexenio, estaríamos debajo de 2 millones de barriles diarios). El panorama de la extracción estaría dominado por un número relativamente amplio de pequeñas empresas (pobretonas, como la Canacol, coyoteando en busca de swet spots, negociando con los líderes y/o enfrentados a las comunidades campesinas, desplegados por todas las zonas prospectivas en el territorio nacional.
Dejamos por el momento para otro artículo las aguas profundas, cuyos resultados se verán hasta la década 2020-2030, el nuevo centro de gravedad podría surgir en la exploración en busca de lutitas aceitíferas en el Norte de Veracruz, donde la Comisión Nacional de Hidrocarburos licitará decenas de bloques en municipios y localidades como Pánuco, Pueblo Viejo, Tantima, Villa Cacalilao, Ozuluama, Tantoyuca, etcétera. En suma, el empeño en mantenerse anclados en el modelo fósil, a pesar de que está agotado, presagia nuevas dificultades para el campo mexicano.
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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