Farmouts (asociaciones)… son lo que Pemex necesita

David Shields * / Energía a Debate

Hace apenas dos años Petróleos Mexicanos (Pemex) anunció que apostaría de manera decidida por los farmouts o asociaciones con capital privado en proyectos de exploración y producción que le permitan complementar sus capacidades operativas al compartir riesgos financieros, tecnológicos y geológicos, a fin de estabilizar su producción e incrementarla gradualmente. Estas asociaciones aumentarían la disponibilidad de recursos para acelerar su recuperación financiera y estaban alineadas con su Plan de Negocios en ese momento.

Sin embargo, sólo se concretaron tres farmouts y hoy el plan es diferente. El Presidente Andrés Manuel López Obrador ha secuestrado la política energética y ha frenado las rondas petroleras, dejando en entredicho la continuidad de los procesos para concretar nuevos farmouts, pero asegura que cuando las empresas privadas empiecen a producir hidrocarburos de manera significativa, él revisará la posibilidad de continuar con los farmouts y las rondas.

“Vamos a revisar la posibilidad de seguir con esos contratos, pero es que hasta ahora no tenemos producción (de los privados)”. Ciertamente, la producción es poca, tratándose de contratos recién otorgados, pero no queda claro qué nivel de actividad o producción sería suficiente para que el Presidente decidiera reactivar esos esquemas. Más bien, se sospecha que ideológicamente no le gusta la invitación al capital privado a través de las asociaciones y las rondas que planteó la Reforma Energética del sexenio anterior.

Los primeros farmouts

Hasta el momento, Pemex participa como socio en farmouts con la australiana BHP Billiton en el campo Trión en aguas profundas, con la egipcia Cheiron Holdings en el campo terrestre de Cárdenas-Mora y con la alemana DEA Deutsche Erdoel AG en el campo terrestre de Ogarrio.

BHP Billiton concretó el primer Farmout con PEMEX en aguas profundas, donde explotarán el campor Trión conjuntamente. 

Se producen cerca de 6 mil barriles por día en Cárdenas-Mora y 8 mil barriles por día en Ogarrio. Faltan varios años para ver el primer barril en Trión. Sin embargo, los tres socios de Pemex se han comprometido a invertir 2.5 mil millones de dólares de capital fresco en los proyectos.

Los ingresos para el Estado Mexicano ya son significativos. Sólo por los farmouts de Ogarrio y Cárdenas-Mora, el Estado ya recibió 2 mil 296 millones de dólares por contraprestaciones e impuestos, que es el 5 por ciento de la recaudación en el Fondo Mexicano del Petróleo, según datos oficiales.

El contrato con BHP Billiton es el primero en su tipo que establece Pemex con una empresa privada para el desarrollo de un campo en aguas profundas que, en este caso, tiene una producción pico prevista de 100 mil barriles diarios de petróleo crudo.  BHP Billiton ganó la licitación realizada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al ofertar por encima de los 2 mil 100 millones de dólares. La inversión total para el desarrollo de Trión será de 11 mil millones de dólares y la vigencia del contrato es por 35 años, con derecho a dos prórrogas, una de 5 años y la otra por otros 10. En una primera fase, el socio australiano aporta toda la inversión hasta cubrir el carry, es decir, hasta igualar el monto de inversión que ya había realizado Pemex.

Wintershall Dea (antes DEA Deutsche Erdoel) desarrollará el campo Ogarrio junto con Pemex y está en vías de consolidarse como uno de los principales operadores petroleros del país al participar en varios proyectos.

El bloque Trion se encuentra en el área conocida como Cinturón Plegado Perdido, ubicado a 179 kilómetros de las costas de Tamaulipas, tiene una profundidad de 2.5 kilómetros y una superficie de mil 285 kilómetros cuadrados. Trión posee reservas estimadas en 485 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Cheiron Group es un conglomerado egipcio con sede en El Cairo que se dedica a explorar y desarrollar yacimientos petroleros maduros. En 2012, Cheiron ingresó a México tras adjudicarse un contrato de servicios de desarrollo y producción de petróleo pesado para Pemex en el yacimiento terrestre Altamira, ubicado en Tamaulipas. En 2017, Cheiron Holdings se asoció con Pemex para desarrollar el campo de Cárdenas-Mora, con una extensión de 168 kilómetros cuadrados, como operador y con el 50% de los intereses del bloque. En la licitación realizada por la CNH, Cheiron ofreció una regalía adicional al Estado del 13% (el nivel máximo) y 41.5 millones de dólares en efectivo.

DEA Deutsche Erdoel AG — compañía ahora conocida como Wintershall Dea, gracias a una reciente fusión que la convierte en la operadora independiente de gas y petróleo líder en Europa — fue la compañía ganadora del área contractual Ogarrio, ubicada en Tabasco, donde se extrae aceite ligero. Ofreció una regalía adicional al Estado del 13% y 213.87 millones de dólares en efectivo. Además de ser socio de Pemex en Ogarrio, DEA Deutsche Erdoel tiene participaciones en 10 bloques de exploración en las cuencas Tampico-Misantla y del Sureste del país, en tres de las cuales actúa como operador.

La compañía también amplió su cartera en México a través de la adquisición de Sierra Oil & Gas. En consecuencia, DEA Deutsche Erdoel tiene una participación del 40% en el Bloque 7, donde se encuentra el yacimiento Zama. El operador del bloque es Talos Energy con el 35% y Premier Oil posee el 25% restante. En marzo pasado, DEA Deutsche Erdoel anunció la finalización de la adquisición de Sierra Oil & Gas y se encuentra actualmente en la fase de consolidación de sus dos compañías en México, Deutsche Erdoel México y Sierra.

El pozo Zama-1 fue la punta de lanza para la exploración del campo Zama. El consorcio está en proceso de perforar tres pozos delimitadores en Zama. Se reportó un flujo de hidrocarburos del pozo delimitador Zama-2 ST1, que fue de 7,900 barriles de petróleo crudo equivalente por día (bpce/d). Por la ubicación del yacimiento Zama, se requiere un acuerdo de unificación con Pemex, ya que el yacimiento traspasa los límites del Bloque 7.

Con una estrategia diversificada de entrada a México, DEA Deutsche Erdoel no sólo estableció un farmout con Pemex, sino que ha aprovechado los diversos mecanismos que brindan las reformas del sexenio pasado para consolidar una amplia presencia en México.

Por ahora, queda pendiente una nueva licitación de farmouts que la CNH deberá resolver el 9 de octubre próximo. Al momento de esta publicación, el proceso sigue en pie, pese a la oposición presidencial a los nuevos operadores privados.

Alma América Porres, quien preside la CNH, aseguró, según una nota de prensa, que “hasta ahora, quien tendría que definir si se bajan o no las áreas sería la Secretaría de Energía y no nos ha comunicado nada.  Por lo tanto, nosotros seguimos en el proceso”. Este procedimiento busca encontrar socios que compartan con Pemex el proceso de explotación en siete áreas en las Cuencas del Sureste. Once empresas han expresado interés en participar.

El gobierno prefiere contratos de servicios

Por lo pronto, el gobierno de López Obrador se ha manifestado reacio a que Pemex comparta riesgos en sus proyectos inmediatos. Ha anunciado planes para el desarrollo acelerado de 20 campos petroleros y para la reactivación de campos maduros, todo con base en contratos integrales similares a los que se aplicaban antes de la Reforma Energética.

El Programa de Desarrollo Acelerado de Campos se basa en la explotación a corto plazo de campos pequeños por contratistas nacionales. De los 20 campos -16 en aguas someras y 4 en tierra- a ser desarrollados en ese programa, sólo uno, el campo terrestre Ixachi en Veracruz, tiene un potencial de reservas importante. Se perforarán 120 pozos en total, 34 de ellos en Ixachi, pero se prevé que no se logrará un gran impulso a la producción por esta vía en el mediano plazo.

Para la reactivación de sus campos maduros, PEP asignará los primeros 4 bloques por licitación el próximo 26 de noviembre y apuesta ahora por el esquema contractual de servicios tipo Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Producción (CSIEE), desechando el esquema de farmouts.

El nuevo modelo de contrato se basa en las siguientes premisas:⁽¹⁾ Pemex mantiene la titularidad de la asignación y continúa como operador;⁽²⁾ el plazo máximo del contrato puede variar entre 15 y 25 años;⁽³⁾ la remuneración al contratista se realizará a través de una tarifa en dólares por unidad de hidrocarburo producido;⁽⁴⁾ el prestador de servicios realizará las actividades pactadas en el contrato aportando el 100% de la inversión de capital (CapEx) y del gasto de operación (OpEx);⁽⁵⁾ y se considerarán diversos aspectos para hacer viables los proyectos (mejora en el régimen fiscal, cuentas segregadas, tarifas variables en función del precio de los hidrocarburos y recuperación de costos en componentes de mayor riesgo).

Se percibe que es un esquema complejo, seguramente oneroso para el contratista al tener que absorber gastos iniciales de CapEx y OpEx –aun cuando podrán ser recuperables– y se aplicará en campos con grandes dificultades técnicas, algunas con una problemática social. No se podrá recurrir a un “project finance”, ya que, siendo PEP el operador, el contratista no tendrá derecho a recibir producción ni podrá contabilizar reservas. Se descarta la participación de los grandes operadores petroleros, mientras que muchas compañías nacionales no tienen el capital para participar. Así, se limitan las opciones para que participen compañías con capital y con acceso a las tecnologías que se necesitan para mejorar la recuperación de petróleo en este tipo de campos. En cambio, los farmouts atraerían capital y tecnología al permitir que el socio de Pemex sea el operador y participe en la producción de hidrocarburos y en las utilidades.

¿Cómo pagará Pemex su deuda?

El debate sobre el futuro de los contratos petroleros y las asociaciones debe entenderse en el contexto de los elevados pagos de deuda que Pemex deberá realizar en los próximos años. Con 105.8 mil millones de dólares de deuda financiera, Pemex es la petrolera más endeudada del mundo y necesitará más apoyos en años futuros. Si no cubre sus pagos, podría perder su grado de inversión. De hecho, Pemex deberá pagar deuda por cerca de 9 mil millones de dólares en éste y en cada uno de los próximos tres años (9.74 mil millones de dólares este año, 9.65 mil millones en 2020, 9.37 mil millones en 2021, 8.72 mil millones en 2022, luego un total de 68.31 mil millones en años posteriores).

Si bien la autoridad hacendaria ha informado que se tomará 100 mil millones de pesos del Fondo de Estabilización de los Ingresos Presupuestarios (FEIP) para apoyar las finanzas de Pemex y cubrir sus necesidades de financiamiento para este año, no está nada claro cómo se podrá enfrentar esos pagos, en ausencia de voluntad del gobierno para recurrir al mercado de deuda y alargar los plazos de los vencimientos. Lo que sí es un hecho es que Pemex no podrá avanzar como empresa petrolera sin un plan de negocios que incluya una estrategia robusta en exploración y producción.

Joydeep Mukherji, analista soberano de S&P Global Ratings, definió la situación de Pemex como la principal preocupación económica y financiera para el país. “No se ha planteado un plan de negocios que garantice la viabilidad de Pemex en el largo plazo”, señala.

Obtener mejores resultados en exploración y producción implica aprovechar oportunidades de asociación con la iniciativa privada en el sector petrolero. Salvo que se optara por el fracturamiento hidráulico (fracking) –también prohibido por López Obrador–, los farmouts serían la mejor opción, porque los socios aportarían capital fresco, tecnología y conocimiento, mientras que Pemex aportaría áreas con buena prospección que obtuvo en la Ronda Cero.

Asociarse, la mejor opción

La pregunta que se hace en la industria energética nacional –y por supuesto, en las agencias crediticias también—es: ¿Cuándo se planteará una transformación profunda en Pemex y cuándo se verá una actitud por parte del Presidente López Obrador que no desanime los planes de inversión privada directa en la industria? Con la producción petrolera a la mitad de sus niveles de hace 15 años y con varias refinerías semi-paradas, Pemex requiere una cirujía mayor y de emergencia en sus formas de operar y en lo fiscal, lo administrativo, lo laboral y lo  sindical.

Los programas de desarrollo acelerado de campos y de reactivación de campos maduros son apenas una panacea de corto plazo, en el mejor de los casos, permitiendo sólo un incremento marginal de la producción, sin detener la declinación de los yacimientos mayores y sin descubrir nuevos campos, cuando se requiere urgentemente un esfuerzo exploratorio de gran magnitud que abra nuevos horizontes.

Para ello, Pemex necesita una fuerte inyección de capital privado para respaldar sus actividades productivas a través de asociaciones con compañías líderes. Ni siquiera con una reforma fiscal significativa tendría Pemex la manera de invertir, por sí solo, en muchas áreas que le fueron asignadas en la Ronda Cero. Además, se trata de áreas con mayor prospectividad que las que se concursaron entre compañías privadas en las rondas de la Reforma Energética. Habría que lograr que esas áreas tengan niveles de actividad óptimos y eso sólo sería posible con inversión privada cuantiosa en apoyo a Pemex a través del modelo mixto de inversión que son los farmouts.

Promover masivamente asociaciones con capital privado, nacional y extranjera, a través de nuevos farmouts enviaría un mensaje de sensatez a los mercados sobre el futuro de Pemex. Es una medida imprescindible, pragmática, aunque no guste ideológicamente. Es lo mínimo y lo más obvio que se tiene que hacer para rescatar a Pemex. No es ceder ante el capital privado, es realismo, es diversificar cartera, es fortalecer a la empresa estatal. Si no es por esta vía, es difícil imaginar cuál sería el cambio de paradigma que pudiera evitar la degradación crediticia de Pemex y brindarle un futuro promisorio como empresa petrolera.

* Director general de esta revista.