La “ronda cero” es el próximo paso de la reforma petrolera. Consiste en que Petróleos Mexicanos (Pemex) presente a la Secretaría de Energía (Sener) una lista de campos y proyectos que considera puede continuar desarrollando, porque tiene el presupuesto necesario y dispone de la capacidad técnica o puede comprarla, o puede asociarse con otra empresa, continuando como la operadora responsable.
Oficialmente se define la “ronda cero” como el mecanismo que le otorga ventajas a Pemex en la nueva situación de apertura, pues se quedará con los mejores campos, los de mayores reservas, menores costos y menos dificultades geológicas.
Uno de los artículos transitorios de la reforma establece el plazo de 90 días para que Pemex presente su propuesta, misma que tendrá que ser aprobada por la Sener y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), es decir, podría ser rechazada por lo menos en algunos puntos. Esta fase culminará en septiembre de 2014.
Muchas veces, al referirme a la reforma petrolera la llamo “el intento de aumentar la producción petrolera”, para insistir en mi interpretación de que entre sus objetivos específicos se encuentra el de ampliar la actividad en nuevas áreas prospectivas o bien en proyectos difíciles. ¿Cuáles son éstos?
Lo hemos examinado en Contralínea y básicamente son tres:
2) Aguas profundas
3) Chicontepec
Este último ha sido señalado en varios documentos, por ejemplo el del Senado gringo, suscrito por el senador Richard Lugar, también reseñado en Contralínea. Muchos analistas mexicanos han planteado su incosteabilidad, sólo como un negocio para los contratistas, financiado con pérdidas para Pemex.
Como se sabe, los campos del Sureste, en tierra y en aguas someras, en primer lugar Ku Zaap y Maloob y los que quedan en la Sonda de Campeche, aportan hoy el 90 por ciento de la producción aceitera de este país. Pemex no los puede soltar. En el caso de que se los quitaran implicaría hoy la desaparición de la empresa estatal.
Sin embargo, en la polarización y confusión que impera, algunos colegas me han alegado que “todo está perdido” y hasta me llevaron una revista en cuya portada decía “Adiós a Pemex”. Pero no veo ninguna propuesta que defienda soltar campos actualmente en explotación. Resultaría más agresiva que la de los mismos gringos. ¿Por qué invitar a los extranjeros a participar en las cuencas del Sureste, en las que Pemex ha continuado descubriendo diversos campos, aunque no similares a los del auge? ¿O donde Pemex ya ha iniciado proyectos importantes, como Tsimin y Xux, en las costas de esa entidad? (véase Contralínea 358, “Los primeros contratos petroleros de Peña Nieto”).
Las dudas sobre qué campos perderá Pemex con la reforma tal vez queden parcialmente aclaradas con los resultados de la “ronda cero”.
Otros campos que también (es casi seguro) serán desgajados, es decir que Pemex tendrá que entregar, son los campos viejos, de los que se cree que con nuevos instrumentos y recursos tecnológicos puede exprimírseles un poco más.
Que Pemex se desprenderá de ellos no es novedad porque ya lo ha estado haciendo: en el sexenio de Felipe Calderón se entregaron a una alianza de Diavaz y los chinos de Sinopec el 10 por ciento de los pozos de Pemex, en ese entonces. Más tarde también soltó bloques en Tabasco, el Norte de Veracruz y frente a las costas de Tamaulipas.
De esos experimentos, el único que permite suficiente perspectiva para ser evaluado desde el punto de vista de sus resultados en incrementos de la extracción es el de Diavaz-Sinopec. Comenzó con expectativas relativamente elevadas: pretendían una producción incremental de 200 mil barriles diarios y al final sólo lograron un 15 por ciento de lo que esperaban.
Como nuevos contratos de la reforma de 2013 se ensayarán nuevos proyectos de rehabilitación, por ejemplo en Cantarell, donde, por la explotación salvaje que sufrió, más de la mitad del crudo aún permanece en el subsuelo; se dice que podrían licitarse trabajos de calentamiento in situ u otros recursos, que permitieran incrementos de producción. Claro que un porcentaje de ella se convertiría en ganancias de la empresa privada que lograra revertir la caída del complejo que ya cumplió 10 años de disminución constante. Si el caso anterior u otros similares ocurre, tendríamos en un mismo campo a Pemex explotando en un sector del yacimiento en unos pozos, en una profundidad, y a otros operadores en otros diferentes, quizá, por ejemplo, más profundos.
También existen dudas sobre si ciertos sectores difíciles pasarán al capital privado en bloque o sólo se les concesionarán algunos segmentos.
Veamos tres casos:
1) Unos 30 campos de Chicontepec.
2) Otro paquete de aproximadamente 20 campos de crudo ultrapesado en las isobatas de más de 100 metros frente a Campeche.
3) El área pre-sal mexicana, precisamente ubicada en Tabasco y otras porciones del Sureste, como el Istmo veracruzano y Chiapas.
En Chicontepec, el argumento de los privatizadores es que Pemex ha fracasado y se apoyan en anuncios, como los del expresidente Vicente Fox, que aseguró que Chicontepec produciría 1 millón de barriles diarios, pretendiendo ignorar que esas afirmaciones eran sólo rollo político.
La verdad es que recientes experimentos en el campo Escobal de Chicontepec, ubicado en plena Sierra Madre de Puebla, así como en otros pocos de esta compleja área, Pemex ha logrado, con 32 fracturas, tasas de retorno en menos de 1 año. No se trata de producciones de decenas de millones ni estamos defendiendo que se aplique el fracking, sino la necesidad de mantenernos actualizados sobre lo que ocurre en los campos petroleros en la “ronda cero” o fuera de ella. Si continuáramos defendiendo los recursos de nuestro país requerimos informaciones correctas.
El pasado 18 de febrero sigilosamente Pemex asignó un gran paquete de más de 1 mil pozos para Chicontepec (para dar una referencia que permita una comparación, el promedio anual de pozos perforados en la década pasada en todo México fue de 1 mil 200 pozos, es decir, Pemex se adelantó a programar un volumen de pozos de casi 1 año). Inmediatamente los gringos protestaron señalando que se adelantan a las adjudicaciones que les tiene que autorizar la CNH. Denuncian que entre los favorecidos hay empresas que insinúan “corruptas”, como aquellas donde participan exfuncionarios de Pemex Exploración y Producción (como si no supiéramos que también en las empresas gringas participan funcionarios del más alto nivel del gobierno de ese país).
El último episodio de la enigmática disputa es una nota publicada el 24 de febrero en The Wall Street Journal, que especula sobre remociones en la Comisión Nacional de Hidrocarburos mexicana.
Son un paquete de campos que empezó a formarse hace 40 años. Desde el sexenio de Luis Echeverría, Pemex empezó a avanzar hacia aguas un poco más profundas. En 1978 cruzó la isobata de más de 100 metros y perforó Tunich; luego, en 1982 perforó Zazil Ha; entre 2004 y 2013 aceleró el paso y perforó un segundo Tunich y otros pozos (casi 20) que se ubican en profundidades de más de 100 metros de tirante de agua. Todos permanecen sin explotar.
Los primeros campos descubiertos como Tunich y Zazil Ha no se podían explotar aisladamente. Se tenía que reunir un paquete que permitiera distribuir costos y elevar la rentabilidad. Aunque también se presenta el asunto de que todos están en tirantes de agua mayores de 100 metros, y hasta la fecha Pemex no tiene un solo campo en esa profundidad. La causa principal de que permanezcan sin explotar es que todos ellos son extrapesados y muy viscosos (ver cuadro, que presenta el caso más extremo de Kanché, de 6 grados API).
En la superficie son sólidos. Otros, tan espesos que no se mueven al ser agitados. Su explotación requiere perforar muchos pozos que permitan llegar a todos los rincones del yacimiento. Aún así, el factor de recuperación es muy bajo. Algunos proponen pozos horizontales o multilaterales; el problema de la dificultad de flujo también se expresa para llevarlos a la superficie, para lo cual se necesita calentar el aceite in situ, sistemas de bombeo o solventes, lo que eleva los costos; vuelve a manifestarse para transportarlos, para lo que se propone calentar la tubería (pueden usarse celdas solares). Por todo ello se le llama “petróleo difícil”.
En el momento presente, en vísperas de la “ronda cero”, Pemex cuenta con 718 campos; los más importantes de ellos están agrupados en 190 proyectos, con el 97 por ciento de la reserva probada más la probable de Pemex.
Por otro lado, en la rama de la exploración para finales de 2013, Pemex contaba con 200 proyectos.
Sin la reforma de diciembre de 2013, ninguno de ellos pasaría al capital privado. Ahora, después de la “ronda cero”, Pemex quedará disminuido y perderá un porcentaje de sus activos; debe conocerse la información precisa. No es correcto que solamente los funcionarios de la Sener y las otras dependencias involucradas en las negociaciones con los extranjeros tomen decisiones sin consultar a nadie, como si fueran un poder absoluto.
El movimiento de resistencia contra la privatización debe conocer el curso concreto de la reforma petrolera. Debe invitarse a legisladores y otros funcionarios de diversos partidos que hoy están dedicados a la organización de la consulta en las elecciones de 2015 a que compartan la información de la que dispongan. ¿Acaso sólo el grupo más cercano a la Presidencia de la República dispone de información?
A finales de 2014 o comienzos del próximo año llegará el momento de las licitaciones. Algunos esperamos un escenario que podría parecer imposible: licitaciones desiertas o con muy pobres resultados. La de Enrique Peña Nieto puede ser una reforma inútil. La geología dirá la última palabra, no las ilusas expectativas como las que en su momento expuso el expresidente Vicente Fox sobre Chicontepec.
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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