Sólo transcurrieron dos días de promulgadas las 21 leyes secundarias de la reforma energética para que la Secretaría de Energía y Pemex anunciaran el miércoles 13 de agosto de qué tamaño será el negocio de la apertura petrolera a los consorcios privados: los 10 proyectos que la paraestatal pondrá en manos de privados tienen un valor de 144 mil 178 millones de dólares, con un rango de 50 a 90 por ciento de éxito.
Este cálculo fue distribuido 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 entregarán a Pemex para explotar en los próximos 20 años y las que estarán disponibles para las compañías privadas.
Los 144 mil 178 millones de dólares del negocio que Pemex pone a disposición de los privados (denominados farm outs), derivan de multiplicar el actual precio de 92.66 dólares por barril por los 1 mil 566 millones de barriles diarios de producción que estarían involucrados en estos 10 proyectos.
Pemex calcula que por esas “10 oportunidades de asociación estratégica” a consolidar en los próximos 13 meses recibirá una inversión de 32 mil 296 millones de dólares, en un lapso de 5 a 10 años, según cada proyecto que inicialmente se conformarán por cuatro paquetes.
En su comunicado de prensa, el director de Pemex, Emilio Lozoya explicó así los cuatro paquetes de la privatización:
“El primer paquete consistirá en la migración de los contratos de 11 campos en los próximos 6 meses, y otro paquete también de 11 contratos integrales o de Obra Pública Financiada en Chicontepec y en Burgos, con más de 1,600 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; que es como si fuera una miel pesada y por lo tanto representa un reto tecnológico para Petróleos Mexicanos: estos 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 suponen inversiones de 6,800 millones de dólares en un horizonte de diez años.
“El cuarto paquete tiene como objetivo establecer dos asociaciones estratégicas y está enfocado a desarrolla 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 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 11 de agosto, el primer mandatario Enrique Peña Nieto anunció que “este mes” enviará al Senado las candidaturas para la CNH y para la Comisión Reguladora de Energía y hasta octubre se conocerán “todos los reglamentos de la legislación secundaria”.
En otras palabras, el gobierno federal primero anunció el gran negocio para los consorcios petroleros y luego se conocerán las reglas del juego completas y quiénes serán los integrantes de la CNH que darán su “opinión técnica” favorable.
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 11 de agosto que decidió “acelerar” la Ronda Cero de
Petróleos Mexicanos (previstos originalmente para la segunda quincena
de septiembre) y la primera ronda de licitaciones de los nuevos
contratos, conocida como Ronda Uno.
“Ello permitirá que los posibles
inversionistas nacionales y extranjeros puedan empezar a prepararse
desde ahora para participar en la primera ronda de licitaciones cuyas
bases se publicarán en el primer trimestre del próximo año 2015”,
afirmó el presidente de la República en su discurso.
El miércoles 13 se conocieron los datos
generales de ambas rondas y “las oportunidades de inversión” con
privados. A Pemex se les entregaron el 83 por ciento de las llamadas
reservas probables (2P) que ascienden a un total de 26, 200 miles de
millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), y el 21
por ciento de las reservas prospectivas (3P), equivalentes a 22, 126
mmbpce de los cuales.
Los restantes 5,600 mmbpce,
equivalentes al 17 por ciento de las reservas 2P quedarán a disposición
del gobierno federal para poderlas asignar 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 hasta el miércoles 13 se explicó
cómo va a recuperar Pemex las inversiones que ya realizó en todos los
demás campos de las reservas 2P, que no le fueron asignadas.
Según la senadora Dolores Padierna, del
PRD, la inversión realizada por Pemex en los campos que contienen
reservas 2P que no le fueron asignados a Pemex, “es de aproximadamente
97,440 millones de dólares”. Consultada por Proceso, la legisladora
señaló que esta cifra debe precisarla Pemex 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 por ciento”, según el documento oficial de
Pemex sobre “Reservas y Recursos de México”.
En las reservas 3P definidas como “la
suma de reservas probadas, reservas probables y reservas posibles, que
en conjunto tienen una posibilidad de extracción de al menos 10 por
ciento”.
Según el documento oficial de la
Secretaría de Energía, al contar Pemex con el 83 por ciento de las
reservas 2P y el 21 por ciento de las reservas 3P “se establece un piso
para que Pemex pueda producir del orden de 2.5 millones de barriles
diarios en los próximos 20.5 años”.
Es decir, el mismo nivel de producción que mantiene actualmente. No se incrementará lo que Pemex produce tras la “Ronda Cero”.
“Con las primeras 120 asignaciones a
Pemex, se cubre el 71 por ciento de la producción anual de petróleo, y
el 73 por ciento de la producción nacional de gas natural”, agregó el
comunicado de Sener.
La Secretaría de Energía presumió que
con estas reservas certificadas, Pemex se ubica en el lugar número 5 de
las empresas petroleras con mayor número de reservas probadas a nivel
mundial (por debajo sólo de Exon Mobil, Royal Duthc/Shell, Petrochina y
Petrobras).
Esto le permitirá reportar mejor en los
mercados financieros, precisó la subsecretaria Lourdes Melgar, quien
también precisó que Pemex “podrá participar en las rondas de
licitaciones siguientes”.
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 del sureste mexicano que suman un total de 45 mil 400 mmbpce.
Es en ésta área de aguas someras y
aceites extrapesados, a Pemex se le otorgaron 11,374 mmbpce de las
reservas 2P y 7,472 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 u plan de incorporación de reservas atractivo para los
próximos años (2,886 mmbpce), incluyendo la perforación de 89 pozos
exploratorios, y con altas probabilidades de éxito geológico y
comercial”, afirmó el estudio de la Secretaría de Energía.
En áreas terrestres, a Pemex se le
entregaron 4,579 mmbpce de las reservas 2P que abarcan las cuencas de
Veracruz y del sureste, es decir, el 80 por ciento de lo solicitado por
la paraestatal.
En las áreas de Chicontepec (al norte
de Veracruz), así como en las cuencas de Burgos y Sabinas (en
Tamaulipas), donde a Pemex se le asignaron menos reservas y donde
existen ya contratos con privados.
“En la región Ebano-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 3,81 mmbpce de reservas 2P”, aclaró el documento de 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”.
Será precisamente en Chicontepec y en
Burgos donde Pemex prevé “la migración” de los contratos de 11 campos
en los próximos 6 meses y de otros 11 Contratos Integrales o de Obra
Pública.
En su balance sobre la Ronda Cero, la
senadora Dolores Padierna afirmó 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”,
sentenció la legisladora. Y ejemplificó: en la nueva Ley de Petróleos
Mexicanos se prevé la división de la empresa “en un número
indeterminado de empresas productivas subsidiarias. Esta división no
eliminará la relaciones comerciales entre ellas”.
“Por ejemplo, las subsidiarias
productoras de hidrocarburos tendrán que seguir entregando petróleo
crudo y gas a las refinerías y plantas petroquímicas existentes, por lo
menos hasta que dejen de operar, lo que no será en el corte plazo”,
afirmó.
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