¿Qué hacemos con el petróleo?

El lanzamiento de la primera ronda de licitaciones de la reforma energética mostró una nueva cara de la apertura que tendrá México en los próximos años hacia las empresas privadas.

La primera ronda, que licitará 14 bloques en aguas someras con el régimen de producción compartida, es un vuelco a todo el discurso del Gobierno Federal durante el proceso de aprobación de la reforma.

Mientras se habían justificado los cambios legales para propiciar las inversiones privadas en la exploración y extracción del petróleo “caro y difícil”, los primeros contratos que se adjudicarán en julio próximo serán para petróleo “fácil y barato”.

Así lo muestran las estimaciones de la Secretaría de Energía, las cuales establecen que los campos que ahora explotarán privados tendrán un costo de producción de 20 dólares por barril.

Aún con el precio actual del petróleo en una caída que ha llegado a los 50 dólares, estos contratos que se firmarán por los próximos 25 años representan ganancias para las compañías de al menos 20 dólares por barril, considerando el régimen de exención de impuestos que le garantiza el modelo de contrato.

Esta sorpresa se suma a la imposibilidad de conocer exactamente cuánto se llevarán los privados en esta primera ronda.

Lejos de la promesa de una máxima publicidad a las regalías, lo que publicó la autoridad fue una serie de fórmulas matemáticas que llevarían solo a expertos a conocer realmente cuánto dinero recibirá el Estado mexicano de esta primera ronda.

Producción barata y compartida

“La reforma no impulsa o considera contratos de producción compartida. Lo que busca es facultar al Estado para celebrar Contratos de Utilidad Compartida que permitan a la Nación mantener el control absoluto sobre el petróleo.

“Con los Contratos de Utilidad Compartida el país se mantiene como el único dueño de las reservas petroleras, de la renta petrolera y de la gran empresa que es Petróleos Mexicanos”.

Esta frase fue pronunciada por Enrique Peña Nieto el 12 de agosto de 2013, cuando presentó su propuesta de reforma energética.

Pero cuando llegó la ronda uno de la reforma energética se enfocó precisamente en estos contratos que no estaban originalmente en el plan presidencial, cuya inclusión como parte de los artículos transitorios de la reforma se dio de madrugada, a propuesta del Partido Acción Nacional.

En ese momento, los senadores priistas José Yunes Zorrilla y David Penchyna defendieron la inclusión de estos contratos en la reforma energética porque era una forma de atraer el capital extranjero hacia la exploración y explotación del “petróleo difícil” el cual, según esta línea de discurso, era muy caro, Pemex tenía poca experiencia y tecnología.

Cuando compareció ante el Senado en octubre del año pasado, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, defendió los contratos de producción compartida para aguas profundas como unos donde existe un mayor riesgo para las compañías.

“Mientras fuimos un país de grandes yacimientos convencionales, podíamos transitar con este régimen de contratos.

“Pero si ya vemos que el petróleo del futuro en México, la nueva era del petróleo en México, 75 por ciento de esos recursos están en aguas profundas y ultra profundas del Golfo de México y en campos no convencionales, necesitamos un régimen de contratos que le transfiera los riesgos a las empresas que vienen a producir, o que vendrían aquí a invertir a México”, añadió.

Como ejemplo de un buen uso de estos contratos, el secretario habló de que se había usado el modelo de producción compartida para el campo brasileño Libra, situado a 5 mil metros de profundidad bajo una gruesa capa de sal.

Ese mismo día, el secretario declaró que Pemex “es una potencia en aguas someras”.

La ronda de licitación que ahora presentó Coldwell contradice ambas afirmaciones.

Los bloques que puso la Sener a concurso se encuentran en el área llamada por Pemex como Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino, que abarca 176 mil kilómetros cuadrados enfrente de las costas de Veracruz, Tabasco y Campeche.

Esta Cuenca era antes de la reforma una de las principales áreas de interés exploratorio para Pemex, según escribió la petrolera en su informe anual 2012.

El Informe de Inversión 2014 de la Comisión Nacional de Hidrocarburos muestra que Pemex invirtió 19 mil 406 millones de pesos en hacer actividad exploratoria en estos bloques entre 2012 y 2014.

Este dinero ahora suministra información con la que se licitan los bloques que serán operados por privados durante los próximos cuatro sexenios.

Aunque promedian un porcentaje máximo de éxito de 25 por ciento, todos los bloques que ahora se licitan están ubicados precisamente en aguas someras, donde Pemex ha extraído petróleo durante toda su existencia como paraestatal.

Los contratos que ahora entran a concurso también fueron catalogados como “de riesgo” en la fundamentación del decreto que llevó a reformar la constitución en diciembre del año pasado.

Posturas encontradas

La especialista en contratos petroleros Miriam Grunstein considera que es correcta la elección de este tipo de contratos para la Cuenca del Sureste Marino, ya que en la producción compartida “hay más control del Estado. La utilidad compartida es un contrato de servicios muy caro y no atraes a empresas petroleras internacionales. Están en una fase piloto de probar un instrumento contractual”.

Esta fase piloto pasará por la firma de una primera versión de los contratos que darán a los privados la posibilidad de registrar en sus finanzas las ganancias esperadas para los próximos 25 años, aunque no las reservas.

En octubre del año pasado, la propia Grunstein advirtió durante un foro en el Senado que “en un mal diseño la cláusula de recuperación de costos puede ser muy difícil de monitorear y, por ende, puede dar pauta a muchísima corrupción, ‘porque la persona que audite los cotos,  le pueden pagar’ para que dé costos de riesgos más altos”.

Grunstein advierte que la tasa de declinación de Pemex muestra que “tampoco lo estaba haciendo bien” en aguas someras, lo cual abonaría a intentar una mejora en la producción contratando estas áreas con privados.

Otras posturas como la del geólogo Raúl González indican que la declinación de las aguas someras que explota Pemex se debe a que por cuestiones políticas se hizo una explotación acelerada de los yacimientos.

Esto impidió aprovechar su máxima capacidad antes de que llegaran a su pico máximo de producción, que fue en 2004 para la región de la cuenca de Campeche, la más productiva para la petrolera.

Sabíamos y es muy caro. Aquí sí sabemos y no es caro.

“Tú pagas con producción compartida cuando no tienes dinero, cuando es muy difícil”.