Diez campos valen más que cien invitaciones

Los contratos mixtos han tenido mala prensa en las últimas semanas. Se ha dicho que las adjudicaciones recientes no atrajeron a las grandes petroleras ni frenaron la caída de la producción, y más de un titular ha usado la palabra fracaso. Es una lectura entendible, pero apresurada, y sobre todo mira al lugar equivocado. Una convocatoria que no llena expectativas dice poco. Lo que va a decidir el futuro de este esquema son los diez campos que ya se entregaron y que apenas están arrancando.

Ahí es donde están puestos todos los ojos, aunque no aparezca en ningún titular. Y lo que se observa no es el diseño del contrato, que ya está escrito y publicado, sino cuatro cosas mucho más terrenales.

Si los datos cuadran. Cada empresa ofertó con base en información sobre pozos, presiones e historiales de producción, y comprometió inversión sobre esos números. Lo que hoy se está resolviendo, campo por campo, es qué tanto se parece lo que encontraron a lo que les contaron. Un inversionista perdona un yacimiento difícil; no perdona una sorpresa.

En qué estado recibieron las instalaciones. Un campo maduro no es un terreno vacío: es un sistema que lleva décadas funcionando. Pozos perforados hace treinta o cuarenta años, algunos produciendo apenas un hilo; líneas de descarga que han pasado por muchas reparaciones; baterías de separación, tanques, bombas, medidores, caminos de acceso y sistemas eléctricos que han envejecido al ritmo del presupuesto disponible. Buena parte de ese equipo sigue operando porque alguien lo ha mantenido con oficio, no porque esté nuevo. El socio que llega recibe todo eso tal como está, y antes de poder aumentar un solo barril tiene que revisarlo, repararlo y, en algunos casos, reemplazarlo. Es una etapa que consume dinero sin producir nada, y ocurre justo en el momento en que el proyecto todavía no genera ingresos. Por eso la condición real de la infraestructura, más que la geología, suele ser lo que decide si un campo maduro resulta un buen negocio o una lección cara.

Cuánto tarda cada permiso. Programas de trabajo, presupuestos, autorizaciones de gasto: cada hito relevante requiere el visto bueno de Pemex y, en su caso, de las autoridades del sector. Es lógico que así sea, porque el recurso es del Estado y alguien debe responder por él. Pero un equipo de perforación cuesta lo mismo trabajando que esperando una firma.

Y si el dinero llega. En el monto y en la fecha pactados. Que los costos aprobados se reconozcan y efectivamente bajen al operador. Aquí Pemex no es árbitro: es la parte que paga, y por lo tanto la que está siendo evaluada.

Nada de esto es una acusación. Es la descripción de un examen que apenas comenzó y que el Estado tiene todo el interés en aprobar. De hecho ya hay señales de que se toma en serio, porque Gobierno y sector privado están revisando las condiciones de estos contratos para hacerlos más atractivos. Y la lupa apunta en ambas direcciones: los operadores que ganaron estos campos también deben demostrar que cumplen programas, que no inflan costos y que aportan la capacidad que ofrecieron. Si alguno falla, arrastra al esquema completo. En un modelo tan nuevo, todos comparten reputación.

La experiencia de otros países muestra que este primer tramo pesa más que cualquier campaña de promoción. El acuerdo con el que Argentina abrió Vaca Muerta en 2013 fue durante años la vara con la que se midió todo lo que vino después. Brasil recuperó el interés por sus aguas profundas cuando dejó de haber dudas sobre cómo y cuándo se pagaba. Noruega tiene uno de los regímenes más exigentes del mundo y no le falta capital, por la misma razón. El dinero no lee convocatorias: lee historiales.

“El dinero no lee convocatorias: lee historiales”.

De ahí que lo más útil hoy no sea diseñar una ronda más ambiciosa, sino documentar bien esta. Ya existe la obligación de publicar informes periódicos sobre el seguimiento de estos contratos. Bastaría con enriquecerlos con datos simples y agregados: cuánto se ha invertido, cuánto tarda una autorización, a qué precio se han pagado los barriles, cuántos días pasan entre la factura y el pago, qué proporción de costos se ha reconocido. Nada de eso compromete secretos comerciales, y convertiría la experiencia de estos primeros campos en el mejor argumento disponible para los que vengan.

Vendrán más. Pemex tiene identificados veintiún campos para este esquema y apenas ha entregado la mitad. Los que sigan se van a valuar con lo que ocurra en estos, no con lo que prometa la convocatoria. Si el arranque camina, el interés llegará solo; si no, ningún ajuste al modelo lo compensará.

Los contratos mixtos en operación no solo están produciendo barriles. Están escribiendo la carta de recomendación con la que México se presentará la próxima vez que convoque inversión. Y esa carta se escribe una sola vez.