Ronda Cero: Inicia la verdadera competencia global de Pemex

CIUDAD DE MÉXICO.- Al igual que hace dos décadas el Tratado de Libre Comercio de América del Norte definió el rumbo de la política industrial y comercial, la Reforma Energética pretender convertirse en el eje central de la estrategia de crecimiento económico.

La expectativa es que la entrada de la inversión privada al sector energético mexicano se ubique como la principal fuente de Inversión Extranjera Directa, y que gracias a las alianzas y proyectos compartidos con el sector privado se acceda a las reservas petroleras de aguas profundas, cuya explotación se traduzca en empleo, crecimiento económico y miles de millones de dólares en nuevos ingresos. El mayor abasto de energéticos, a su vez, implicaría una reducción en sus precios, mejorando la competitividad de la economía mexicana. La reforma, aunque aún no cuenta con las leyes secundarias, podría empezar a tener sus primeros efectos formales a partir de este 21 de marzo.

Ese día se cumple el plazo para ver qué posición y cuánta cancha ocupará Petróleos Mexicanos (Pemex) en un largo partido que jugará como local frente a competidores globales. Ese día Pemex deberá proponer los proyectos de exploración y producción que, de acuerdo a su estrategia de desarrollo, desea continuar operando en una práctica conocida como “Ronda Cero”. En esta elección, Pemex tiene preferencia sobre cualquier empresa privada para elegir primero los proyectos más rentables de acuerdo a su capacidad tecnológica, financiera y de recursos humanos. Esta “ventaja” o privilegio tiene por objeto proteger las inversiones de Pemex y dar continuidad a su actividad.

Pasos de la apertura

Los proyectos o asignaciones que no sean escogidos, o no sean ratificados por la Secretaría de Energía, serán “restituidos” al Estado, y éste podrá asignarlos a empresas privadas para su explotación. Luego de la Ronda Cero, en la “ronda uno” y sucesivas, Pemex competirá en igualdad de condiciones para obtener asignaciones o proyectos petroleros frente a empresas privadas, sean nacionales o extranjeras.

Según las modificaciones constitucionales, Pemex tiene hasta diciembre de 2015 –dos años a partir del decreto–  para convertirse de organismo descentralizado o “paraestatal” a Empresa Productiva del Estado, lo que implica que Pemex deberá transitar de ser  el único organismo del Estado facultado para llevar a cabo las actividades estratégicas del sector energético hacia una empresa con criterios comerciales de rentabilidad y ganancia y en plena competencia con los grandes jugadores del sector energético mundial.

Una vez que Pemex envíe la solicitud a la Secretaría de Energía, esta dependencia, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, emitirá la resolución correspondiente dentro de un plazo de 180 días estableciendo en la misma la superficie, profundidad y vigencia de las asignaciones procedentes.

De acuerdo a las reglas establecidas en el decreto, las asignaciones de exploración de hidrocarburos se ratificarán conforme a los siguientes requisitos: Pemex podrá continuar los trabajos de exploración en los cuales haya realizado descubrimientos comerciales o inversiones durante tres años más, y podrá contar con una prórroga de dos años de acuerdo a las características y dificultades de los proyectos. En caso de éxito, podrá continuar con las actividades de extracción. De lo contrario, el área en cuestión deberá revertirse al Estado.

En lo que se refiere a las asignaciones de explotación, Pemex mantendrá sus derechos en cada uno de los campos que se encuentren en producción, y presentará un plan de desarrollo para la determinación de las características de cada asignación petrolera.

En consecuencia, se prevé que Pemex mantenga todas las zonas en las que actualmente está llevando a cabo su producción y exploración y que a la fecha resultan los más productivos y rentables (Cantarell, Ku Maloob Zaap y Litoral de Tabasco, por ejemplo),  además de concentrarse en los proyectos más prometedores que están surgiendo en áreas terrestres y en la plataforma continental (aguas someras), donde destacan las Cuencas del Sureste, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz.

Sin embargo, se estima que en muchas de ellas se subdividan los campos de acuerdo a los niveles de profundidad, y algunas de esas asignaciones se hagan a empresas distintas a Pemex incluso dentro de una misma área. En aquellas situaciones en las que se haga uso de las instalaciones, equipos y, en general, inversiones de Pemex, ésta deberá ser compensada en su justo valor económico, según las disposiciones de la Secretaría de Energía. También se contempla que en algunas áreas en las cuales Pemex actualmente está llevando a cabo trabajos de exploración y explotación, plantee una propuesta de alianzas o proyectos compartidos con otras empresas, como podría ser el caso de Chicontepec.

Con esto, Pemex tiene la “ventaja” de elegir primero y podrá conservar una posición importante en los actuales proyectos más rentables (los más productivos, los de menores costos de producción y los más prometedores en cuanto a reservas totales).

El futuro en hidrocarburos

Con el agotamiento de la enorme capacidad de producción del complejo Cantarell, el cual llegó a producir entre 2000 y 2008 un promedio de 1.7 millones de barriles diarios, casi seis veces más que cualquiera de los pozos más productivo que actualmente opera Pemex (Ku Maloob, Zaap o Akal), Pemex buscó alternativas y se enfocó en la producción y reservas de los yacimientos en el sureste, tanto terrestres como dentro del Golfo de México, e incrementó su exploración de aguas profundas, logrando el primer hallazgo importante en 2012, dentro de la zona de la zona Cinturón Plegado de Perdido, lo que le dio perspectivas favorables en ese campo.

Allí, en las aguas profundas, se encuentra el futuro: los análisis calculan que 49% de las reservas en territorio mexicano están en aguas profundas. Actualmente Pemex está trabajando al menos 23 pozos en aguas profundas, y en el caso del Cinturón Plegado de Perdido ha logrado perforar un pozo (El Supremus-1) con un tirante de agua de 2,900 metros y 1,100 metros por debajo del lecho marino.

Sin embargo, la exploración de aguas profundas y de aguas someras  de los grandes recursos no convencionales de petróleo y gas implican una complejidad tecnológica y requerimientos de inversión muy elevados, y requieren años de reinversión antes de convertirse en una fuente importante de producción. En este sentido, los principales análisis coinciden en que Pemex no tiene la capacidad financiera ni tecnológica para extender su actividad prioritaria a aguas profundas. Por tanto, es probable que Pemex permanezca enfocada en sus yacimientos tradicionales, y que en los campos de aguas profundas se decante por una participación en conjunto con otras empresas privadas, incluso en los proyectos en los cuales está participando actualmente.

* Analista de llamadinero.com