El caso del yacimiento Zama

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El autor es una de las personas quien en México conoce de manera puntual, el mundo de la energía en nuestro país y su estructura institucional y operativa con un marcado énfasis en el sector de los hidrocarburos.

Hoy nos presenta un caso en el cual, la evolución del sector petrolero va sumando factores, agregando datos para ir consolidando su marco regulatorio y operativo, un proceso que con sus particularidades no es ajeno a los que se viven en la industria de la energía eléctrica nacional tras la Reforma Energética del 2013.

Reflexionar sobre Zama, no es materia sólo de los actores gubernamentales y privados relacionados con el asunto, es un caso que bien podría ser tema de análisis para observar las posibles avenidas por las cuales deben circular las soluciones a los temas complejos de la industria energética nacional.

Aquí el texto íntegro.

Fluvio Ruiz Alarcón, experto en el sector de la energía en México

Antecedentes

El primer acto material de la Reforma Energética, lo constituyó la coloquialmente conocida como Ronda Cero. Conforme al artículo sexto transitorio del Decreto de reforma constitucional publicado en el Diario Oficial el 20 de diciembre de 2013, Petróleos Mexicanos tuvo noventa días para presentar ante la Secretaría de Energía, la solicitud de áreas para operar mediante asignaciones.

A pesar de la evidente importancia de esta solicitud, el tema ni siquiera iba a ser tocado en el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos. Finalmente, el tema se agregó de última hora, como resultado de la petición que en ese sentido hicieron tres de los cuatro Consejeros Profesionales de dicho Consejo. Ya en la sesión del Consejo se aprobó, por nueve votos a favor y uno en contra, la propuesta presentada por la Consejera Lourdes Melgar (entonces subsecretaria de hidrocarburos) para trasladar al Comité de Estrategia e Inversiones de Pemex (CEI), la responsabilidad de emitir una opinión favorable al planteamiento expuesto ante el propio Comité, por la Dirección de Pemex Exploración y Producción.

En ese momento (marzo de 2014), no existía legislación secundaria, ni de ningún tipo, que regulara el proceso de la Ronda Cero. La Reforma Constitucional estableció directrices generales para que Pemex solicitara y la Secretaría de Energía otorgara, las áreas que serían operadas a través de asignaciones. Sin embargo, no instruyó a nadie para elaborar una normatividad específica, por lo que esta nunca se redactó. En estas condiciones, delegar la solicitud de áreas a un organismo auxiliar del Consejo, transformó en un mero trámite administrativo, lo que en realidad era el inicio de un proceso de transformación radical de la naturaleza misma del sector petrolero mexicano.

Dada la composición del Comité de Estrategia e Inversiones (cuatro consejeros del gobierno y un consejero profesional), representó también, una forma indirecta y apenas velada de propiciar un mayor control de las decisiones propias de Pemex, por parte del Gobierno Federal. Con ello, se colocó el objetivo gubernamental de atraer inversión privada al sector, por encima de la necesidad de Pemex de hacerse de una base material sólida para consolidarse como el operador dominante en el futuro.

Finalmente, en la sesión del CEI, el entonces encargado de la Dirección de Pemex Exploración y Producción (PEP), presentó dos escenarios para su análisis: uno denominado “de expansión” y otro -menos ambicioso-, llamado “de continuidad”. El CEI, por unanimidad y sin sorpresa, optó por el segundo escenario, en el cual estaba incluido el bloque hoy conocido como Zama. La Secretaría de Energía resolvió, en agosto de 2014, que adjudicaría a Pemex el 83 por ciento de las reservas 2P solicitadas; así como el equivalente al 21 por ciento de los recursos prospectivos del país. Dentro de lo que Pemex solicitó y la Secretaría de Energía decidió no otorgarle, se encontraba el área de Zama, que con el tiempo se supo, forma parte de un mismo campo petrolero con la contigua asignación denominada Uchukil, que la Sener le concedió a Pemex en la Ronda Cero de agosto de 2014. El 28 de agosto de 2019, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) revalidó esta asignación a Petróleos Mexicanos.

Ahora bien, de lo que se ha hablado muy poco, es del hecho de que la aprobación de la Ronda Cero en el órgano de gobierno de la CNH, fue presionada para resolverse de un día para otro y que solamente algunos comisionados tenían la información de detalle, por haber trabajado con ella por semanas, manteniéndola en secreto para los demás. Los comisionados que desconocían a detalle el proceso, accedieron a la aprobación en fast track, bajo el argumento, planteado por los comisionados ponentes, de que los funcionarios de Pemex Exploración y Producción estaban de acuerdo con la versión final. Algo que, posteriormente se supo, resultó ser falso.

En septiembre de 2015, se licitó el área de Zama y el contrato de producción compartida respectivo, fue obtenido por el consorcio Talos-Sierra Oil-Premier Oil. Con el tiempo, Sierra Oil fue vendida a la empresa alemana Wintershall Dea, la cual tomó su participación como parte de la transacción. Aquí es importante señalar que la Secretaría de Energía y la CNH, con el argumento de que la capacidad económica de Pemex no alcanzaba para ir más allá del desarrollo de los bloques obtenidos en la Ronda Cero, lograron imponer su voluntad de que la Empresa Productiva del Estado, no participara en esta ronda licitatoria. El objetivo evidente fue que las compañías privadas entraran, sin la competencia de Pemex, al sector petrolero nacional.

En julio de 2017, los trabajos exploratorios del consorcio encabezado por Talos, confirmaron las interpretaciones sísmicas preliminares de los técnicos de Pemex, obtenidas antes de la Ronda Cero: el bloque Zama tenía un importante potencial productivo y, muy probablemente, formaba parte de un solo yacimiento con el adyacente bloque Uchukil, asignado a Pemex por la Sener. Por cierto, como en muchas áreas que Pemex no retuvo tras la Ronda Cero, el área contractual de Zama tenía inversiones y análisis técnicos en exploración cuyo “justo valor económico” no le fue retribuido a nuestra petrolera, a pesar del mandato explícito que, en ese sentido, contiene la reforma constitucional de 2013. En todo caso, conforme a los Lineamientos apenas emitidos en marzo de 2018, las pláticas de negociación entre Pemex y Talos, arrancaron desde mediados de ese mismo año.

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Zama: un proceso pionero de unificación en México

Debido a que hasta la Reforma Energética de 2013-2014, Pemex era el operador exclusivo de la Nación, en materia de exploración, desarrollo y producción de hidrocarburos; en México, esta es la primera experiencia de unificación (o unitización) de yacimientos. El marco jurídico específico en el que se basa es la Ley de Hidrocarburos promulgada en agosto de 2014; su Reglamento, emitido en octubre del mismo año; y los Lineamientos de Unificación de Yacimientos, publicados por la Secretaría de Energía en marzo de 2018. En este tema, no ha habido ninguna modificación en lo que va de la presente administración.

Así, el artículo 42, fracción II de la Ley de Hidrocarburos, tan solo establece que “corresponde a la Secretaría de Energía instruir la unificación de campos o yacimientos de extracción de hidrocarburos nacionales con base en el dictamen que al efecto emita la Comisión Nacional de Hidrocarburos”. El dictamen al que se refiere este artículo de la Ley, tiene que ver únicamente con la confirmación de la existencia de conectividad hidráulica entre los dos bloques. Dicho en forma coloquial, es el dictamen que confirma que ambos bloques forman un solo yacimiento y se debe iniciar el proceso de unificación. Este dictamen, confirmando que Zama y Uchukil son las dos partes de un mismo yacimiento, fue aprobado por la CNH en mayo de 2020.

Una vez que la Comisión Nacional de Hidrocarburos estableció la existencia de conectividad hidráulica entre el bloque obtenido por el consorcio liderado por Talos y el asignado a Pemex, dio inicio conforme al Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, un complejo e intrincado proceso administrativo, a través de varias dependencias, cuya duración, en virtud de las dos prorrogas otorgadas por la Sener en la fase final, fue de más de un año. De acuerdo con el Reglamento, una vez notificada la Sener de la existencia de conectividad entre ambos bloques, tuvo 10 días hábiles para enviar tal notificación y la información técnica que haya considerado pertinente, a la Secretaría de Hacienda. Esta a su vez, tuvo 30 días hábiles para emitir una opinión y enviarla a la misma Secretaría de Energía.

A inicios del mes de julio de 2020, la Secretaría de Hacienda, conforme al plazo establecido en el Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, informó a la Sener su acuerdo para que continuara el proceso de unitización del yacimiento Zama. Tan solo una semana después de recibir la notificación, la Secretaría de Energía instruyó a Pemex y al consorcio encabezado por Talos, a lograr un acuerdo para explotar conjuntamente el yacimiento. El anuncio coincidió con la visita del presidente mexicano a los Estados Unidos. La ley de hidrocarburos establece un plazo de 120 días para que las partes consigan llegar a un acuerdo, el cual deberá establecer quién será el operador del proyecto y la distribución de los beneficios obtenidos. Posteriormente, la CNH revisaría el plan conjunto de desarrollo del yacimiento, el cual implica la conformación de un consejo de administración del mismo, cuya integración reflejará el reparto acordado de la producción.

Al cumplirse el plazo sin que se llegara a un acuerdo, la Secretaría de Energía otorgó una primera prórroga hasta mediados del mes de marzo de 2021, al proceso de diálogo para alcanzar un acuerdo en vistas de la unitización entre el bloque obtenido por el consorcio liderado por Talos y el asignado a Pemex. Al término de esta primera prorroga, tampoco hubo acuerdo entre Talos y Pemex; y la Sener concedió un segundo y último plazo adicional, dentro del cual tampoco se concretó acuerdo alguno.

El obstáculo principal para alcanzar el acuerdo fue la definición de quien, entre Talos y Pemex, sería el operador responsable ante el Estado. Esta definición se dificultó debido a las limitaciones financieras de Pemex, que le han impedido la perforación en su asignación, de un pozo delimitador para cuantificar con mayor precisión el reparto del crudo in situ en el yacimiento. Además, existe una gran diferencia en la prioridad que, para cada una de las partes, tiene el desarrollo de este yacimiento.

A lo largo del proceso, Pemex ha asegurado que la operación de Zama debe ser catalogada como un tema de interés nacional por el potencial de convertir a la zona en un polo de desarrollo. En tanto que Talos ha destacado su capacidad tecnológica y de inversión para desarrollar el campo y se ha declarado listo para comenzar en corto plazo con la explotación del yacimiento.

Es importante subrayar el hecho de que ser el operador, en un proceso de unitización, no otorga atribuciones para imponer unilateralmente las decisiones, conveniencias o intereses, sin considerar los correspondientes del socio. Por supuesto, tampoco otorga prioridad, ni ventaja alguna en el reparto de los hidrocarburos extraídos o las utilidades obtenidas. Estos elementos fundamentales, se acuerdan inicialmente y se van reevaluando conforme avanza el desarrollo y la producción del yacimiento en cuestión.

Foto: CFE

La decisión

Por último, basado en una lectura estricta de la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento y los Lineamientos de Unificación de Yacimientos; el Gobierno ha resuelto en favor de Pemex la cuestión de quién será el operador responsable ante el Estado. Aunque no está indicado en ninguna parte del marco jurídico como un criterio a ser considerado por la Sener, mediáticamente, la disputa para hacerse cargo de la operación se centró en la cantidad de reservas que caía del lado de Talos y del de la petrolera estatal. Esta fue la razón por la cual, al anunciar su fallo, la Secretaría de Energía dio como uno de sus argumentos, un estudio reciente de una empresa de ingeniería (Ryder Scott) que estima una división del 50.4 por ciento para Pemex y del 49.6 por ciento para el consorcio privado. En mayo el Director de Talos, consideró que estos resultados “subestimaban informaciones relevantes” y que otra evaluación había concluido que el consorcio, tenía el 60 por ciento frente al 40 por ciento de Pemex. Incluso en este escenario, considerando a las cuatro empresas con interés económico en el yacimiento unificado de Zama, Pemex tendría la mayor participación: 40 por ciento; frente al 24 por ciento de Winstershall Dea, 21 por ciento de Talos y 15 por ciento de Premier.

En realidad, una parte de la explicación del hecho de que las reservas estimadas no sean un criterio absoluto de definición, es que al nivel de desarrollo de los campos en los que se suele realizar la unificación, aún hay mucha incertidumbre sobre las mismas. De hecho, en la práctica internacional, una parte de los acuerdos consiste en determinar lapsos de trabajo después de los cuales, se vuelve a evaluar el reparto de reservas y producción, estimados inicialmente.

Ahora bien, de acuerdo a ciertas filtraciones a la prensa, el análisis elaborado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, en el que la Secretaría de Energía basó su decisión para favorecer a la estatal tomó como base 20 criterios, 17 de los cuales fueron cumplidos por Talos, mientras que Pemex acreditó la totalidad.

Ambas compañías debían acreditar una producción en México de al menos 10 mil barriles de petróleo. El consorcio privado liderado por Talos, que llegó a México en 2015, sólo posee dos activos en el país, ambos ganados en la ronda 1.1 y aún en fase de exploración. La empresa reporta una producción de alrededor de 55 mil barriles diarios en campos estadounidenses. Muy lejos de los 1.7 millones de barriles diarios que produce Pemex en México.

De acuerdo con el documento, Talos también debía acreditar tener capacidad de transporte y comercialización de producción instalada en México, con la que se pueda atender de manera inmediata la próxima producción de Zama, y contar con experiencia en la operación de campos similares en el país que ya estén en etapa de desarrollo.

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Dos rubros fuera del alcance de Talos.

Con base en los resultados observados, el documento indica que Pemex Exploración y Producción (PEP) presenta condiciones y características técnicas, así como de ejecución favorables, que garantizan el desarrollo del Campo Zama en el corto plazo, en condiciones de factibilidad técnica; concluye el documento del regulador petrolero.

Aunque la decisión del Gobierno parece haber zanjado un litigio arrastrado desde hace más de un año, Talos Energy ha señalado que “explorará todas las opciones legales y estratégicas” para “maximizar el valor de su activo en Zama”. Aquí cabe señalar que estas “opciones legales y estratégicas” pueden plasmarse en el contrato de asociación que el consorcio privado firmará con Pemex; y en el plan de desarrollo que aprobará la CNH y cuyo objetivo debe ser maximizar el valor para los involucrados y por ende para el Estado.

En todo caso, este intrincado proceso muestra la necesidad de modificar la legislación secundaria, su reglamento y los lineamientos respectivos; para redefinir el papel de actores como la Sener y la SHCP, en un proceso que por su naturaleza primordialmente técnica, operativa y económica; tendría que ser conducido fundamentalmente por la CNH. Tal y como ocurre a nivel internacional con los entes reguladores análogos.

 

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