edición: 2597 , Viernes, 16 noviembre 2018
26/05/2010
OBSERVATORIO LATINOAMERICANO

PEMEX y Cuba ganan tiempo y posiciones con las multinacionales en el Golfo de México ante la ‘marea negra’ de BP y de Obama

Pemex descuenta la prórroga de la moratoria de yacimientos compartidos con EE UU y negociará contratos integrales, pero dificulta su plan para Perdido
Cuba se acerca a EE UU y sus empresas para flexibilizar el embargo, busca despegar la explotación de sus aguas en el Golfo este semestre
Javier Aldecoa

Vigilan, pero dejan respirar esta vez sus dados energéticos en el tablero norteamericano. En Zatacecas y en la costa cubana cruzan los dedos ante los 5.000 barriles diarios que el Deepwater Horizon vierte desde el 20 de abril. Pero aun sin llegar a su jurisdicción, las manchas de BP sacuden todas las aguas petroleras del Golfo de México en las que EE UU, Cuba y México se disputan las inversiones y las alianzas. Esta vez, la consigna en la Casa Blanca es el compás de espera. Si en marzo la autorización de Obama a nuevos yacimientos en el Golfo le resucitó los fantasmas al Palacio de los Pinos tanto como los primeros resultados de Shell y Chevron en Trident y White Green, ahora el Gobierno mexicano sólo tiene ojos para el ‘tiempo muerto’ de Washington a nuevas autorizaciones para perforación -hasta que concluyan las investigaciones-. EE UU se lo piensa dos veces en la moratoria con Cuba y México en yacimientos conjuntos, que vence en diciembre.

Ahora que PEMEX tiene a mano 12 contratos incentivados con multinacionales y que por primera vez abrirá antes de octubre las aguas profundas de Perdido, la ministra Kessel trata de aprovechar para renovar el modelo de contratos de la petrolera estatal, despejar la exploración conjunta con EE UU y esquivar los contratos  ‘de captura’ en yacimientos compartidos. Cuba se da otro semestre para que las compañías privadas asociadas a Cupet comiencen la explotación de la ZEE. Pero no se resiste a buscar grietas al embargo, ahora que las empresas estadounidenses vuelven a hacer lobby y que, por primera vez, el ‘efecto BP’ despeja vías de cooperación energética con Washington.

Ni los tres Gobiernos con aguas jurisdiccionales y con expectativas en el Golfo de México y en sus reservas ni la veintena de multinacionales que operan en sus aguas profundas se plantean levantar el acelerador de una región con más de 37.000 millones de barriles por descubrir, con unas de las mayores tasas de retorno de capital de la industria petrolera offshore. Aunque aún la producción marina en profundidad sólo asegura el 2% de la mundial, el Golfo atesora los mayores descubrimientos de los últimos tres años y está llamada a ser la mayor fuente de producción del mundo.

Fuera del Oriente Próximo y de Rusia, las reservas probadas y probables se encuentran en el mar. Incluso del lado estadounidense, la actividad de las 30 plataformas de perforación y las 47 de producción prosigue, aunque bajo la lupa de Obama. De hecho, desde el accidente de BP, el Servicio de Administración Mineral (MMS) de EEUU ha consumado la luz verde a 17 permisos y 19 exenciones medioambientales de proyectos de explotación ya concedidos. Pero los nuevos pozos seguirán esperando. Los apellidos serán más contados, los costes más elevados y otra cosa serán los mapas y los aliados. Moodyá advierte a PEMEX que sus contratos incentivados pueden verse devaluados ahora. Las aguas profundas de Brasil calientan motores para recibir a más de un ‘exiliado’, lo saben Petrobras y Repsol, dos de las pocas con tecnología capaz de trabajar a 4.000 metros de profundidad y acceder a los entre 5.000 y 8.000 millones de barriles de petróleo de Tupí.

En La Habana y México DF intentan hacer de la necesidad (al menos la de Obama) una virtud para sus propios mapas petroleros. Lo harán -lo reconoce literalmente el director de PEMEX y la Secretaria de Energía aztecas- con el lastre de “nuevos seguros y más costes para la exploración” en aguas profundas y ultraprofundas justo ahora que Petróleos de México tiene ya a mano 14 contratos de incentivos que esperaba concretar con las multinacionales en el segundo semestre de este año. Cuando lleguen -advierte el Senador Labastida desde la Comisión de Energía- deberán hacerlo con cláusulas específicas, que impidan reproducir la situación posterior a accidente con British Petroleum. La exploración en sus aguas del Golfo requerirá 37.000 millones de pesos en 3 años: más allá del techo inversor de PEMEX, advierte que requerirán contratos integrales y quiere lanzar ya una decena para tantear a las multinacionales. Desde el accidente de 2007, también en las aguas del Golfo, México sigue manteniendo junto con Brasil -en parte por la naturaleza estatal y paraestatal de sus gigantes petroleros- dos de los sistemas más garantistas de riesgo de operación para aguas profundas, dos de los de más estrecha vigilancia administrativa sobre las compañías (incluso en aguas someras). En el Congreso, la oposición al PAN, que se ha encargado de cortocircuitar las posibilidades de contratos con derecho a reservas, no permitirá nada que olvide la responsabilidad de las multinacionales en futuros contratos o licitaciones. En palabras de Labastida “va a ser más difícil la explotación en el mar”. Kessel reconoce que, aunque no llegue ni una gota del crudo de BP a las costas zacatecas, su país tendrá que revisar ya el Programa de Exploración y Explotación de Aguas Profundas. Pero lo harán -como contrapartida- con la ampliación de la moratoria sobre las aguas transfronterizas (en particular las del Polígono Occidental) y con un nuevo Acuerdo Integral para la operación de Yacimientos Transfronterizos con EE UU.

MÁS CERCA DE UN ACUERDO BILATERAL

De los 17.900 kilómetros cuadrados de Dona, México logró reconocimiento de su soberanía sobre un 61.78% mientras que EEUU obtuvo el 38.22% -7.371 kilómetros cuadrados-, pero la delimitación fue objeto en el 2000, durante los gobiernos de George W. Bush y Vicente Fox, de una moratoria que  luego se prologó a la espera de su consumación o su recambio bajo la mano de Obama. No fue hasta el anuncio de apertura a la explotación norteamericana cuando el Ejecutivo mexicano empezó a negociar de nuevo el Tratado de Límites Marinos -sobre todo para el Polígono Occidental, el Hoyo de Dona- que vence el 17 de enero de 2011 y que en diez años de vigencia no logró ni siquiera la gestación de un comité de promoción de esos tratados. Pero ahora se le han despejado los horizontes de una negociación que ya aspira a mucho más que un nuevo periodo de gracia para evitar que las compañías estadounidenses comiencen la explotación junto a la frontera común. Así México podría esquivar la fórmula que trataban de de impulsar hasta ahora las multinacionales con derechos de explotación en la zona: contratos bajo el ‘principio de captura’, que implican que se levanta la moratoria y el primero que obtenga la producción se queda con ella. Tienen, más cerca, la posibilidad, entre tanto, de joint ventures aunque sólo sea tecnológicos: el calor del debate sobre el BP ha resucitado los informes que le advertían a PEMEX de que el rezago en su tecnología hace que mientras en EE UU el 22% de la producción se obtiene de campos que habían sido desechados, en México sólo un 1%.

Y es que a México, la marea negra del Deepwater Horizon y las sombras sobre las garantías de la explotación más allá de los 3.000 metros, sólo le alivian la presión de los cronómetros. Hoy, ya no hay tantas prisas ajenas, en la mesa de Suárez Coppel pueden dejar reposar de nuevo los informes del PAN en colaboración con la UNAM, que le advertían que, de no iniciarse la explotación de los yacimientos transfronterizos de manera conjunta, la pérdida de producción podría llegar a 30%, a la vista de que el potencial de hidrocarburos en el Cinturón Plegado Perdido es de 3.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y el 89% de las reservas en esa región se encuentran en el lado mexicano. Son los técnicos los que reconocen que la operación en aguas estadounidenses -con más de 150 plataformas en todo el Golfo- puede erosionar presión y recursos en el lado mexicano. Después de más de 15 años de trabajos exploratorios, Shell y Chevron han bautizado la extracción en aguas estadounidenses en  Perdido -de donde esperan extraer 130.000 barriles diarios- , alguno justo junto a la frontera, a poco más de 11 kilómetros de aguas mexicanas. Son, en realidad los mismos argumentos que la dirección de PEMEX, la Secretaría de Estado, los asesores energéticos del oficialismo y el mismísimo presidente Calderón tratan de hacer valer desde 2009 para impulsar nuevos modelos de contratación, que quedaron fuera de la reforma de PEMEX de finales de 2008. La estatal mexicana, entre tanto, ha comenzado el ‘cortejo’: no esconde que le gustaría pisarle las huellas a la estrategia que ha permitido a Statoil y a Petrobrás reformar su piel estatal y liderar la avanzadilla en las aguas profundas. Le pisa ya los talones a la cooperación con la paraestatal brasileña Petrobras.

PEMEX busca aprovechar el tiempo muerto para acelerar la segunda vuelta a la reforma energética que cocina la ministra Kessel para abrir la puerta a contratos de riesgo, más allá de los de servicios y empezar a recoger, de banco en banco, financiación para Chicontepec. Los relojes que apresuran al Palacio de los Pinos hoy son los de sus propias urgencias, los ecos del informe de los ministros de Energía de Carlos Salinas, Ernesto Zedillo y Vicente Fox que piden que se abra Pemex a la inversión privada si –a fuerza del bloqueo a las transnacionales para aguas profundas- México, el quinto productor mundial, no quiere verde abocado a importar crudo dentro de cinco años: ya ha pasado de 33.3 a 2.3 millones de barriles diarios en un lustro. Después de un año en el que pudo dedicar a inversión en exploración y producción 17.000 millones de dólares -sólo 1.000 millones más que en 2008- la directiva de PEMEX reconoce que empieza a jugarse, desde este semestre el ahora o nunca de la petrolera estatal mexicana.

Carlos Morales Gil, el director de Exploración y Producción, ya tiene una propuesta de inversión con 20.000 millones en el próximo ejercicio, para continuar la perforación de 500 pozos anuales y adentrarse en las aguas más profundas. A la vista del suelo de su producción nacional -en el nivel más bajo desde 1995- PEMEX intenta acelerar el paso de sus ambiciones con la promesa de producción de 2,7 millones de barriles de crudo. Será sólo si consigue incorporar nuevos campos. Todos sus ojos miran de nuevo al Golfo, si sus previsiones se cumplen, sólo en Perdido, del lado azteca, habría un volumen de crudo superior al que espera recuperar en Chicontepec en 17 años. Pero ha perforado sólo cuatro pozos en aguas profundas este año. A pesar del mantenimiento de los 1.200 pozos que ya tiene en el Golfo, pero no será hasta el año que viene, como pronto, cuando PEMEX tenía previsto volver a tocar de cerca Altamira y Ébano.

Para empezar, en los próximos meses llegarán para PEMEX dos nuevos equipos con los que iniciar la perforación de nuevos pozos exploratorios en aguas profundas -Lakach y Tamil 101, en el Golfo de Campeche-.Y el próximo trimestre (octubre como tarde), Petróleos de México se lanzará por su cuenta al Golfo, en el pozo Maximino, en Perdido (donde ya hay explotación del lado norteamericano), con tecnología alquilada. Es sólo el ‘aperitivo’ con el que ‘entretener’ la modificación de contratos a los que en el Palacio de los Pinos no se resisten aún. Aunque ninguno de los 14 contratos de incentivos que se concretarán antes de septiembre apunta aún a aguas profundas -están llamados al desarrollo de yacimientos maduros o Chicontepec- las aguas del Golfo más allá de los 3.000 metros serán el siguiente paso. Y es que explorar por sí solo esas aguas profundas será muy difícil para Pemex. Para muchos de los yacimientos, no hay ni expectativas claras, ni tecnología. Se lo acaba de recordar un ensayo difundido por el Comité Nacional de Estudios de la Energía (CNEE): todavía no hay tecnología para desarrollar yacimientos como el Trident -hallazgo no comercial en aguas de EE UU-, ni se espera un progreso fulgurante a corto plazo. Y como advierten algunos asesores independientes de PEMEX, aún no se sabe si Great White y Trident tienen continuidad en el lado mexicano. El primero está en desarrollo y el segundo en espera, no se probó la factibilidad económica. Hammer Head se demostró que está seco.

Le ha puesto cifras Antonio Escalera Alcocer, el subdirector de Exploración de la paraestatal: la exploración en aguas profundas del Golfo requerirá inversiones por 37.000millones de pesos durante los próximos 3 años y como el techo de inversiones de PEMEX es muy limitado se requerirán contratos integrales para acelerar su desarrollo. Desde ahora, para PEMEX, zambullirse en las aguas profundas del Golfo con alianzas multinacionales, será un poco más costoso (sólo una plataforma cuesta 550 millones de dólares y un proyecto en aguas profundas consume hasta 4 .000millones de dólares y su amortización sólo se recupera hasta después de 6 a 8 años de inversión), menos urgente, pero también con más posibles interesados, si Obama consuma su portazo en el medio plazo a la exploración en aguas jurisdiccionales estadounidenses.

En los despachos de Kessel retoman los estudios, pero no pueden esconder que México lleva casi dos décadas de retraso. Del lado americano, el Texas Railroad Commission tiene identificados recursos prospectivos de hidrocarburos que van de 5.000 a 15.000 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en profundidades cercanas a los 3.000 metros de tirante de agua. Desde la década setenta, las investigaciones geológicas estadounidenses empezaron a estudiar las formaciones en la frontera, bajo las aguas del Golfo, aunque no fue hasta mediados de los años 90 cuando se perforaron los primeros pozos a más de 2.000 metros -en 1996 en Baha-. Y sólo en 2001, tras los fracasos de Baha 1 y 2, el tercer pozo de Alamitos, Trident, comenzó a surtir de éxitos a las multinacionales del lado estadounidense, hoy con tres pozos uno de ellos a 5 kilómetros de la frontera y las áreas colindantes de Canyon Heathley y Walter Ridge. Nada que puedan tentar los planes de PEMEX: ni las más de 30 perforaciones que requirió Trident, ni sus más de 2.960 metros de profundidad se lo ponen fácil.

Del lado mexicano, se calcula que puede haber unas 11 estructuras capaces de producir 3.500 millones de barriles de crudo, pero aunque a México le puede llevar menos tiempo explotar los yacimientos en Perdido si consigue asumir de manos de las multinacionales con experiencia, no podrá, por sí solo, operar a plenitud en Perdido -el campo que el presidente Calderón hizo ondear como justificación para la reforma energética- antes de una década. Menos aún podrá zambullirse en las aguas de la Dona. El tratado “Albright-Green”, aceptó que a México le correspondiera la parte más profunda, con tirantes de agua de 3.000 a 3. 800 metros, en este momento no hay tecnología de perforación para intentar acercarse a esas profundidades, menos aún cuando la propia PEMEX reconoce que con un factor de recuperación de 20%, podrían convertirse en reservas de 500 millones, pero distribuidos en los 17.190 kilómetros cuadrados de toda la zona. La mexicana tendrá que conformarse con mover ficha en otras aguas, en el Golfo de México Sur, donde promete elaborar 17 estudios exploratorios y poner en marcha cuatro pozos antes de 2011 y en Campeche poniente, donde espera perforar otros 19 pozos, a pesar de que los analistas le advierten que, a la vista de su experiencia en los últimos años, sus posibilidades de éxito son menores a un 33%.

CUBA SE DA TIEMPO Y BUSCA DE NUEVO LA MANO DE OBAMA

A Raúl Castro, ni los acuerdos recién sellados con Venezuela, ni  la creación desde mayo de la empresa binacional Vencupet SA -de mayoría venezolana-, ni sus promesas para la refinería de Cienfuegos hasta 350.000 barriles le sacian las urgencias del crudo y sus pretensiones para las aguas del Golfo. La alianza con Caracas, en exploración sólo pasa por territorio venezolano. La Habana busca crudo para fortalecer su posición estratégica, cuadruplicar su producción y zafarse del cordón umbilical con Hugo Chávez les vende. A la vista de las zozobras de Petrocaribe y las amenazas a las condiciones de suministro con otros aliados de Caracas, los cubanos han comenzado a descontar que los 115.000 barriles diarios que llegan desde Venezuela -un 50% de sus necesidades de consumo- no seguirán haciéndolo con la misma intensidad; ni al mismo precio. Cuba ya no oculta que necesita con urgencia nuevos aliados para sacarlo del fondo del mar. Sobre todo si quiere hacer realidad su estrategia de procesar diariamente 350.000 barriles de crudo y abastecer de productos refinados a sus vecinos del Caribe. Ni la producción propia de 4 millones de toneladas de crudo y gas acompañante en 2009, ni las buenas nuevas oficiales sobre los 11 pozos que Cuba ha comenzado a perforar y explorar en la “franja de crudo pesado” opacan su dependencia exterior en torno a un 60%, según los cálculos oficiales.

Según Saipem-la unidad de perforaciones marítimas- ya hay un contrato de Eni para una plataforma que está siendo construida en China para ser utilizada en Cuba desde el tercer trimestre de 2010 y que no sólo cumple las condiciones de EE UU -no permite componentes con más de un 10% de tecnología americana en ninguna fase de la operación- sino que encajaría con las necesidades de Repsol para esa área y su bloque 26. Pero los llamados a las aguas profundas cubanas tendrán ahora, al ritmo de las zozobras de British Petroleum, el tiempo que desde hace meses le pedían al Ejecutivo de La Habana: aunque desde julio de 2009 Petrobrás había completado los estudios sísmicos en su bloque y analizaba resultados, acaba de anunciar, formalmente, justo tras el accidente de BP, que tomará al menos seis meses más para resolver “incertidumbres relacionadas con la distribución de la reserva, su tamaño y la producción por pozo”. 

Cuba buscaba acelerar la competencia y la operación en los 112.000 kilómetros cuadrados de su ZEE y a los 20.000 millones de barriles que descuenta costas afuera y darle cuerda, a 80 kilómetros de Florida, a los 21 bloques ya otorgados bajo contrato de riesgo a Hydro, OVl, Repsol, Petrona o Petrobrás. Antes, lo hacía para no perder el paso en la carrera del Golfo y retomar las expectativas que avivó la exploración de Repsol en 2004 -la única en el Golfo cubano-. Ahora, lo hace también para golpear en los muros del embargo. Las petroleras estadounidenses presionaron durante 2009 a la Casa Blanca para poder acercarse a las aguas profundas de la Isla y pusieron en cuestión las líneas rojas del embargo desde la Cámara de Comercio estadounidense a la Fundación Nacional Cubano-americana, en Cuba Study Group y el Consejo Nacional del Comercio Estadounidense y el propio ministro cubano de Industrias básicas por primera vez en 47 años invitó a EE UU a dejar aterrizar a sus inversiones en la Zona Económica Exclusiva (ZEE) cubana. A la vista de la avanzadilla del Ejecutivo en sus aguas del Golfo en marzo, ya la Isla caribeña había pasado de buscar una tercera vía -por si Washington no cedía en los muros del embargo- a intentar darle cuerda, además, de nuevo, a la carrera propia del petróleo del Golfo. Había fijado para el segundo semestre de 2010 -después de más de un año de prórrogas y demoras- el inicio de la operación en sus yacimientos del Golfo. Ahora, por primera vez en su historia ha emprendido un diálogo energético con las autoridades estadounidenses, aunque sea para tratar de evitar que la marea del Deepwater llegue a la costa cubana. La Habana quiere utilizar la sintonía.

Cuando Repsol YPF comience a beber del crudo del Golfo cubano, la Habana quiere tener a mano la consumación de nuevas alianzas, haberle puesto apellidos -aunque sea de los aliados chinos, rusos y angoleños- al menos a la mitad de la veintena de bloques por otorgar y haberle abierto el apetito y las reformas diplomáticas a Washington. En Washington saben que el rastro de los anuncios de Brufau y Petrobrás sería sólo el principio: la actividad en la Zona Económica Exclusiva (ZEE) se multiplicará  si las otras seis compañías que han firmado convenios con la estatal CUPET siguen los pasos de la española, como se planteaban para 2010. No sólo Brian Petty, vicepresidente senior de asuntos gubernamentales de la Asociación Internacional de Contratistas de perforación en Washington se ha atrevido a alentar las perspectivas de su industria: ahora “está muy ansiosa por las perspectivas de Cuba”. La diplomacia comercial cubana -explican fuentes locales- sabe que si se cierran las puertas a nuevas exploraciones y se dificultan los costes de explotación, Obama cercenará los planes de multinacionales energéticas y tecnológicas. Y ya las petroleras norteamericanas habían mostrado su avidez desde 2008 por participar del negocio en aguas cubanas y mexicanas. El cuestionamiento a la regulación del Hoyo de Dona que comparte con México y EE UU se lo ponen un poco más fácil a las aspiraciones cubanas y dejan a Obama entre la espada y la pared del Golfo: su industria quiere sitio en las aguas caribeñas y si busca una moratoria de los yacimientos compartidos, tendrá que ser a cambio, al menos, de flexibilidad energética. Se lo advierten desde La Habana. 

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