Karol García
El Economista
Petróleos Mexicanos (Pemex) obtuvo una producción total de 23 millones 749,060 barriles de petróleo de los 15 contratos integrales de exploración y producción (CIEP) que adjudicó a privados entre febrero del 2012 y agosto del 2014, y por este volumen pagó a los contratistas un total de 387 millones 903,450 dólares, sin deducir los gastos recuperables de las empresas, lo que implica que con una producción promedio diaria de todos los contratos en 30 meses de 26,388 barriles, la estatal les pagó a 16 dólares en promedio el barril.
Según información proporcionada por la Unidad de Enlace de Pemex Exploración y Producción, las 22 empresas que se adjudicaron uno de estos contratos (ya que algunas participan en más de uno y otras en consorcio) realizaron inversiones por 771 millones 624,625 dólares en el mismo periodo sin contar los gastos recuperables de cada proyecto, ya que la estatal no reportó más que los de la Región sur que, si se restan al total, dejan una inversión privada de 527 millones 809,814 dólares.
En estos contratos de la Región Sur, el campo Carrizo adjudicado a Schlumberger siguió sin producir un solo barril hasta el cierre del reporte, ya que fuentes de la estatal aseguran que en él hay predios ocupados en los que se han construido casas.
Gastos recuperables, por las nubes
Pero los datos que reflejan la mayor ganancia para la IP están en los campos Santuario y Magallanes adjudicados a la inglesa Petrofac, en los que Pemex reporta que en 30 meses la empresa reportó gastos recuperables por 213 millones 814,811 dólares, que es el 74% de la inversión que reportan como gastos elegibles. Así, la estatal dio una remuneración de 435 millones 159,537 dólares al contratista sumando los 221 millones 344,726 dólares a los gastos elegibles, mientras que el contratista sólo aportó 71 millones 271,604 dólares y produjo 12.5 millones de barriles en dos años y medio.
En el caso de los seis contratos adjudicados en la Región Norte, la remuneración que dio Pemex a contratos que arrancaron entre febrero y julio del 2013 asciende a 165 millones 190,836 dólares hasta agosto, mientras que los contratistas aportaron una producción total de 10.5 millones de barriles en ese periodo, con los campos Altamira (con un contrato adjudicado a Compañía Petrolera de Altamira-Cheiron Holdings); Arenque (Petrofac); Ébano (a DS Servicios Petroleros y Grupo Diavaz); Pánuco (SPM Integrated Services-Dowell Schlumberger-Petrofac); San Andrés (Oleorey-Monclova Pirineos Gas-Alfasid del Norte), y Tierra Blanca (Petrolíferos Tierra Blanca- Monclova Pirineos Gas – Alfasid del Norte) en operación.
En tres de los seis campos adjudicados en Chicontepec, que son Pitepec (Perfolatina – Constructora Perforadora Latina); Amatitlán (Petrolera de Amatitlán – Vitol Energy México) y Miahuapán (Petrolera Mihuapán – Vitol Energy México – GPA Energy) no habían arrancado producción hasta el cierre del reporte.
Y finalmente, en los campos que sí tienen producción en Chicontepec desde febrero del 2014, que son: Miquetla, Soledad y Humapa (adjudicados a Operadora de Campos DWF – Grupo Diavaz; Operaciones Petroleras Soledad – Petrolite – Baker Hughes, y Servicios Petroleros Humapa – Halliburton, respectivamente), la remuneración total de Pemex a los contratistas ascendió a 1 millón 367,888 dólares, para una producción total de 554,517 barriles de petróleo.
Se preparan para migrar al nuevo esquema
De acuerdo con la información que Petróleos Mexicanos (Pemex) envió a la Bolsa Mexicana de Valores en el tercer trimestre del 2014, existen 23 asignaciones que migrarán a contratos con participación de 10% del Estado y 90% del contratista en dos fases, antes de que concluya el año.
De éstos, 15 son los llamados contratos integrales de exploración y producción (CIEP) aprobados en la reforma energética para campos terrestres en la Región Sur, Norte y Chicontepec, y ocho son contratos de obra pública financiada (COPF) en Burgos.
En la presentación de los avances de la implementación de la reforma, el secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, aseguró que el 19 de diciembre del 2014 Pemex presentó a la Secretaría de Energía nueve solicitudes de migración de los contratos de los CIEP y de los COPF al nuevo régimen contractual de producción compartida, por lo que este año concluirá el trámite en estos campos que significan reservas probadas, probables y posibles o 3P (con 10% de factibilidad de éxito comercial por las inversiones previamente realizadas) de 672 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y recursos prospectivos por 1,225 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.
De éstos, migrarán los tres CIEP de la Región Sur, cuatro de la Norte, uno de Chicontepec, y sólo un COPF, mientras que en una segunda etapa podrían migrar hasta 13 contratos más, según el titular de Energía, con lo que un campo proyectado por Pemex quedará fuera.
Los contratos se firmaron a 30 años. En su cláusula 28 se establece que en caso de modificación o creación de leyes aplicables que afecten los derechos adquiridos de cualquiera de las partes, el contrato se modificará para restituir el balance económico original, que según la subsecretaria de Hidrocarburos, Lourdes Melgar, fue de 10% de participación del Estado a través de Pemex, y 90% de los contratistas.
