EFE.- Petróleos Mexicanos (Pemex) encontró dos aliados para explotar dos campos maduros terrestres, en un concurso en el que si bien quedó desierto un tercer bloque, en aguas someras, fue celebrado desde la empresa estatal, inmersa en un plan de modernización.
«Es un resultado favorable para Pemex, que recibe un pago en efectivo de más de 500 millones de dólares, y para el Estado mexicano, que recibe además de las regalías máximas, un pago al fondo del petróleo de cerca de 30 millones de dólares», destacó el titular de la petrolera, José Antonio González. De este modo se celebraron tres concursos para que Pemex encontrara socio para explorar y extraer hidrocarburos mediante un farm out, una asociación estratégica entre una empresa que tiene los derechos de explotación y producción y que migra estos a otra firma.
El primero de ellos quedó desierto al no haber interesados en el bloque Ayín-Batsil, con una modalidad de contrato de producción compartida. La falta de interés en esta zona, la más grande por extensión y por millones de barriles de petróleo crudo equivalente con 350 en reservas 3P (probadas, probables, posibles), hizo temer un fracaso en las licitaciones. González explicó que este campo es «complicado», pues pese a estar formalmente en aguas someras, se encuentra algo más profundo, lo que aumenta los costes y la tecnología. De haberse adjudicado, las estimaciones apuntaban a que la producción inicial daría en 2020 un máximo de 80.000 barriles diarios para los siguientes años.
El segundo concurso correspondió al área Cárdenas-Mora, un campo maduro terrestre licitado bajo el contrato de licencia de asociación con Pemex. Dos grupos ofertaron y finalmente ganó la egipcia Cheiron, perteneciente a Pico International Petroleum y fundada en 1989, tras presentar la mejor propuesta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 41,5 millones de dólares. González puntualizó que ello implica un pago inicial a Pemex de 167 millones de dólares y supondrá una inversión, a dividir entre las partes de la asociación, de 1.100 millones de dólares. En su etapa más alta, el campo producirá entre 13.000 y 14.000 barriles diarios.
En este concurso hubo dos interesados, la egipcia Cheiron Holdings Limited, que competía individualmente, y Gran Tierra Energy (Canadá) en consorcio con Sierra Blanca P&D (México), que quedó en segundo lugar. Al tratarse de un licitante individual, el operador designado contará con una participación del 50% en la explotación del área Cárdenas-Mora. Los campos Cárdenas y Mora, que suman 168 kilómetros cuadrados, cuentan en su conjunto con reservas 3P (probadas, probables y posibles) de 93,2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La producción actual de estos campos es de aceite ligero con gas asociado.
Finalmente, en un concurso muy reñido con cuatro interesados, la empresa alemana DEA se adjudicó el bloque Ogarrio, un campo maduro terrestre ubicado, al igual que Cárdenas-Mora, en Tabasco. DEA Deutsche Erdoel AG, fundada en 1899 en Hamburgo, tiene como principales unidades de negocio la exploración y producción de hidrocarburos con operaciones en Europa, Norte de África, Sudamérica, Caribe y Mar Caspio. Además, ya tenía intereses en México, pues suscribió un contrato derivado de la primera licitación de la Ronda 2, que forma parte de la reforma energética de 2013.
DEA ganó la licitación tras presentar una oferta con un valor de regalía adicional del 13%, el máximo, y un pago en efectivo de 213,9 millones de dólares. Así, la aportación total de DEA será de casi 400 millones de dólares, y la explotación del campo implicará una inversión de unos 490 millones de dólares, llegando a producir unos 15.000 barriles diarios, señaló el director de Pemex, que subrayó que «es un buen resultado, el mayor pago en efectivo de todas las rondas petroleras. Es un buen día para Pemex».
El campo Ogarrio tiene reservas 3P de 54 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Tiene un área de 160 kilómetros cuadrados, y de él se extrae principalmente aceite ligero y gas asociado. Este concurso fue el que despertó mayor interés de los inversores; dos compitieron de manera individual y los dos restantes en consorcio. Las interesadas fueron la chilena Ogarrio; la estadounidense California Resources Corporation, en consorcio con la mexicana PetroBal; la alemana DEA, y el grupo conformado por la argentina Tecpetrol International y la mexicana Galem Energy. Al tratarse de un licitante individual, el operador contará con una participación del 50% en Ogarrio, bajo un contrato de licencia.
A su vez, el comisionado presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), Juan Carlos Zepeda, explicó que en estos dos campos licitados los costes de producción son «significativamente bajos», de 11 dólares por barril en Ogarrio y 16 en Cárdenas-Mora. La Secretaría de Hacienda detalló que en estos contratos de licencia, si se toman en cuenta todos los elementos fiscales, la participación total del sector público en las ganancias será del 84% en promedio.
Pemex está inmersa en un proceso de cambios y proyectos dentro de la reforma energética, una era marcada por las alianzas, la modernización y la austeridad presupuestaria. En marzo, Pemex formalizó su primer farm out con la australiana BHP Billiton para explotar el campo Trión, en aguas profundas del Golfo de México, que fue otorgado a la estatal en 2014 en el marco de la Ronda Cero de la reforma energética de 2013, que abrió el sector al capital privado tras más de siete décadas de monopolio estatal. Además, la petrolera mexicana celebrará en enero de 2018 un concurso para elegir su socio en el área Nobilis-Maximino, en aguas profundas.
Junto con la estadounidense Chevron y la japonesa Inpex, Pemex firmó en febrero un contrato de licencia para la exploración y extracción de hidrocarburos en aguas profundas, en la que supuso la primera alianza de la estatal tras ganar un concurso en una ronda petrolera. En este escenario, y pese a presiones como los precios del petróleo, que no remontan, Pemex ratificó que sigue con su apuesta de futuro. «Yo todos los días quiero ir más rápido, pero solo se puede ir a la velocidad para hacerlo responsablemente bien. En 2018 va a haber una aceleración en el proceso de los alianzas«, concluyó su director.
