Luis Miguel Labardini: Retos y planes en el sector petrolero para la nueva administración

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¿Cómo es tu lectura de que el presidente electo haya decidido reunirse con las empresas de servicios mientras hay un cuestionamiento a las Rondas petroleras?

Creo que, en el mundo, existen dos tipos diferentes de régimen petrolero. Ya no consideraría yo el monopolio como uno de estos esquemas porque, prácticamente, ya no existe el monopolio en ninguna parte del mundo.

Estoy considerando un régimen donde existe una empresa dominante en el sector, que podemos verlo en países como Brasil donde Petrobras es una empresa dominante. A partir de la reforma de Fernando Henrique Cardozo, se buscó un régimen abierto donde todas las empresas pudieran competir de manera libre, pero después llegó el gobierno de Lula, quien trató de imprimir una preeminencia en Petrobras y ese es un tipo de régimen que se aplica en una buena parte de los países en desarrollo que han tenido sus reformas energéticas en los últimos años. Pienso en Kazajstán, pienso en Angola. El caso de Colombia es diferente, pero pondría yo el caso de Brasil donde se le ha dado una clara preferencia a Petrobras, tanto en la época de Lula como, particularmente, en la época de Dilma donde, sencillamente, se cancelaron las rondas. Este es un tipo de régimen bastante común en el mundo.

Otro régimen es donde no existe una empresa predominante. Ese sería el caso de Colombia, por ejemplo, donde Ecopetrol ya no tiene la predominancia que tenía cuando existía la normatividad anterior. No era un monopolio, pero era una empresa preeminente en el sector.

Yo creo que la pregunta relevante, para el caso mexicano, no es si vamos a regresar al monopolio o no —porque, hasta donde puedo ver, se van a respetar los más de 100 contratos que se han firmado—, entonces creo que en México no podemos hablar de un monopolio, pero sí podemos discutir cuál va a ser el régimen a partir de ahora.

Creo que en México no podemos hablar de un monopolio, pero si podemos discutir cuál va a ser el régimen a partir de ahora. Mi lectura, hasta ahora, de lo que ha dicho la administración que viene es que van a buscar que Pemex recupere o mantenga la posición de ser la empresa predominante en el sector. A diferencia de países como Colombia, yo creo que estaríamos más cerca del modelo brasileño. Eso puede significar muchas cosas: que va a seguir habiendo Rondas, pero que las Rondas van a cuidar mucho que Pemex siga siendo predominante.

¿Cuál es el indicio que tengo yo para decir que la intención Del gobierno entrante es que Pemex siga haciendo predominante? Las declaraciones que tienen que ver con que va a haber más inversión en exploración y producción y que se va a tratar de incrementar la producción de 1.8 millones de barriles diarios a 2.6. Estamos hablando de casi 1 millón de barriles. Es muy probable que ese millón de barriles tendrá que venir del sector público.

Se han mencionado diferentes cifras, pero, si recordamos, Pemex se quedó con el 90 por ciento de las reservas 1P, 2P y 3P de México. Entonces, Pemex tiene todavía una proporción mayoritaria de los recursos que ya están probados en México y esos recursos están concentrados en la región sur y sureste, particularmente en la región de aguas someras.

Si nos ponemos a elucubrar sobre cuál va ser el régimen, yo diría que el régimen en México, lo que va a buscar la nueva administración, va hacer un régimen con una empresa de hidrocarburos predominante que sea Pemex.

¿Como ves esta idea de que Pemex sea el máximo garante de la seguridad energética? ¿Hay buena evidencia de que esto funciona en el mundo o hay riesgos de que sea una sola compañía quien sea la garante?

Yo me atrevería a decir que la administración entrante va a buscar hacer una política industrial -que no ha sido la característica de los últimos gobiernos tanto panistas como priístas en donde una de las máximas ha sido respetar el comportamiento del mercado. Aquí yo siento que va a haber una política pública que va a tratar de intervenir en el mercado para garantizar la seguridad energética de una manera o de otra.

Si se lleva a la práctica de una forma responsable, es decir respetando los mecanismos del mercado para establecer los precios, entonces lo que vamos a ver en México va a ser una continuidad en las inversiones, particularmente en aquellas que se requieran en el sector de exploración y producción y, aún más particularmente, en el sector de logística de almacenamiento y distribución de hidrocarburos, que es muy importante para tener un sector de petrolíferos que sea competitivo a nivel internacional .

Como dicen, el diablo está en los detalles, y esos detalles aún los vemos todavía. Aún es temprano para decir si esta política intervencionista de otorgarle a Pemex las herramientas para convertirse otra vez en la empresa preeminente en el sector hidrocarburos, es la correcta.

 

¿Qué alternativas hay para Pemex en este contexto?

En el caso de Pemex hay muchas cosas que resolver. Pemex está en una crisis estructural que todavía está por ver cómo se resuelve. Se puede resolver reduciéndole la carga fiscal a Pemex, pero también se debe resolver buscando alternativas de financiamiento a la inversión. Pemex necesita capitalizarse. Si tú ves el estado financiero de Pemex, La empresa tiene un capital social negativo de 80 mil millones de pesos. Es la petrolera más endeudada del mundo. Esto no tiene viabilidad en el largo plazo.

Juan Carlos Zepeda ha mencionado la posibilidad de colocar una parte del capital de Pemex en la bolsa de valores a través de mecanismos neutrales como fideicomisos o fondos, pero que permitan que se le inyecté a Pemex inversión por el lado del capital, no por el lado de la deuda.

A Pemex se le han inyectado siempre recursos pero por el lado de la deuda, por qué el gobierno Federal nunca ha soltado a Pemex como la fuente más importante de recursos para el sector público. Entonces, va a ser muy importante ver cómo viene el presupuesto el próximo año y cómo van a hacer espacio para cumplir con lo que, precisamente el presidente electo mencionó al grupo de contratistas: va a haber un incremento significativo en las inversiones por parte de Pemex en perforaciones y terminaciones de pozos en tierra y aguas someras .

¿Por qué se reúne López Obrador con los contratistas? Es muy importante diferenciar los dos grandes segmentos de la industria petrolera que, realmente, no se mezclan. Uno es el sector de servicios que son todas las empresas que prestan servicios para el desarrollo de las actividades petroleras. Otro es el sector de los operadores petroleros que toman el riesgo geológico y su función es producir petróleo. A diferencia de lo que mucha gente piensa en México, una empresa petrolera no se dedica a tener plataformas de perforación. Las empresas que tienen plataformas son empresas de servicios que dan servicios a las empresas petroleras cuya función principal es tomar el riesgo geológico.

Lo mejor que podría pasar en México es que pudiéramos seguir teniendo rondas y que el ritmo de esas rondas dicte en la política petrolera de la próxima administración. A mí me hubiera gustado tener 200 o 300 campos asignados a estas alturas de la reforma; pero apenas tenemos 100. Necesitamos hacer mucho más por ese lado y ese es mi punto de vista.

¿Cómo se puede empezar a desarrollar proyectos sin que los costos sean una carga para el desarrollo?

Un problema fundamental en Pemex es el Gobierno corporativo. Cuando no tienes una empresa pública, no tienes un buen gobierno corporativo. Y a pesar de que las últimas administraciones han tratado de reforma del gobierno corporativo, realmente no lo tenemos. Es decir, todavía no hay en el consejo de administración quien represente los intereses legítimos de petróleos mexicanos desde el punto de vista de la empresa como negocio que busca maximizar el valor para sus accionistas porque los accionistas no están representados en Pemex. Si tú me preguntas cuál es la solución a largo plazo y, yo creo que es de Pemex una empresa verdaderamente pública y, ahí, vamos a tener un buen gobierno corporativo.

¿Se puede aumentar la producción petrolera de México?

Yo estoy convencido de que sí se puede incrementar la producción petrolera de México en 1 millón de barriles dentro de un periodo de tiempo relativamente corto. En tierra tenemos aproximadamente, 5 mil pozos cerrados. Esos pozos cerraron prematuramente y por eso yo digo que en México no tenemos campos maduros, si no campos prematuramente abandonados. Estos Campos fueron abandonados cuando estaban produciendo entre 200 y 300 barriles diarios, pero entonces empezaron a haber campos en Cantarell y aguas someras que producían 30 mil barriles diarios y todos los recursos de Pemex, que eran limitados, se fueron aguas someras.

Algunos de estos pozos no los podían tener abiertos que estaban produciendo entre 100 y 200 barriles diarios. Muchos de estos pozos los taponaron. En el momento en que Pemex decida reabrir eso 5 mil pozos, de los cuales 2 mil están en manos privadas a través de las rondas terrestres, esos pozos se pueden abrir y comenzar a generar producción marginal en campos de 300 o 400 barriles que, multiplicados por los 5 mil pozos existentes, te dan un volumen significativo.

Lo mismo pasa en aguas someras donde la producción no cayó porque los campos no sean productivos ni tengan potencial, sino porque se cayó la inversión. La caída en las inversiones se dio, primero, porque Pemex ya venía arrastrando un problema de flujo de caja desde varios años antes. Cuando se cayeron los precios internacionales del crudo, Pemex cierra la llave y eso se refuerza con la decisión de política económica de la Secretaría de Hacienda de equilibrar las finanzas públicas. Entonces vimos cómo se cayó una inversión en Exploración y Producción que llegaba a más de 20 mil millones de dólares a menos de 10 mil millones de dólares.

 

En 2004 estábamos produciendo 3.4 millones de barriles diarios y en 2014 estábamos en 2.5 millones. En ese periodo tuviste incrementos significativos de inversión, pero, igualmente, se cayó la inversión. ¿Qué pasó ahí?

Si no hubieran hecho esa inversión, la caída habría sido mucho más dramática. Lo que pasó es que se cayó Cantarell que nadie pudo parar. Cantarell tuvo una invasión de agua que redujo el casquete de gas.

Alguien me preguntaba ¿cuántas personas en Houston pierden el sueño por el comportamiento de un yacimiento? Yo digo: miles de personas porque existen muchas empresas independientes que producen el 60 por ciento de la producción petrolera de Estados Unidos y que cuidan mucho el proceso de toma de decisiones, aunque sus tasas de rendimiento son muy bajas. Aquí las tasas de rendimiento son muy altas, pero no tenemos el gobierno corporativo que permita que se tomen las mejores decisiones.

Cantarell iba a tener una declinación y mucho de ese dinero se utilizó para desarrollar Ku-Maloob-Zaap y KMZ llegó a producir 800 a 850 mil barriles diarios. Si no hubiera habido esa inversión en KMZ, estaríamos en una situación mucho peor de la que estamos ahora. Durante varias generaciones se vivió de Cantarell y se esforzó tanto en Cantarell que dejamos de lado campos que no han sido desarrollados y que podrían ser desarrollados con relativa facilidad y yo creo que es lo que va a hacer la administración del presidente electo. Van a desarrollar campos que no habían sido desarrollados hasta ahora.

 

¿México va a regresar a estos campos viejos?

La mayor oportunidad de hacer un cambio rápido es incrementar las inversiones en los campos que ya existen. En los 5 mil pozos que están en tierra y en todos los campos que están en aguas someras y que pueden ayudar.

Se filtró una conversación del director general de Pemex nombrado por la nueva administración y los funcionarios de Pemex Exploración y Producción y parece que les dijo “de aguas profundas, ni me hablen”. En ese sentido, me parece sensato porque el riesgo en aguas profundas es altísimo. El rendimiento puede ser muy alto, pero en este momento de la historia de los hidrocarburos en México, tenemos una masa crítica de 300 campos descubiertos y que ya están produciendo y que podrían producir más con inversión marginal.

Muchos de estos pozos ya fueron perforados y el costo más alto es la perforación.

¿Cuáles son los obstáculos principales para que Pemex pueda salir a capitalizarse en el mercado?

El mayor obstáculo es el balance de Pemex. El reto de la nueva administración va a ser que, a pesar de estos obstáculos, encontrar un mecanismo mediante el cual puedas empaquetar a Pemex de tal manera que lo puedas sacar a Bolsa. Así como está no puedes sacarlo. A mí me parece que es una actividad imprescindible porque, así como está, Pemex no tiene viabilidad en el largo plazo.

Las calificadoras califican a Pemex porque tiene una producción de 1.8 millones de barriles diarios y una garantía implícita soberana, pero la nueva administración va a tener que desarrollar toda su inventiva, ya sea para lograr una colocación inicial o darle viabilidad financiera en el largo plazo.

¿La gestión de los siguientes años debería ser, entonces, que Pemex desarrolle los campos ya descubiertos y los campos con riesgo geológico alto se desarrollen con rondas?.

El problema de los últimos años es que ha habido mucha inversión en exploración, pero ha sido inversión en un segmento altamente riesgoso. Lo que yo digo es que invertir en aguas profundas en México es como llevar el dinero de los mexicanos a Las Vegas.

Si Pemex, constitucionalmente, estaba obligado a invertir en aguas profundas solo y, con eso, tenemos que hay más de 30 pozos en aguas profundas, exploratorios todos, donde hemos tenido un porcentaje de éxito de 10 por ciento que concuerda con la probabilidad mundial donde uno de cada 10 pozos te va a salir productivo. Pero ya invertiste 250 millones de dólares en cada uno de estos pozos que no te salieron buenos.

Las empresas, en lugar de invertir 2 mil millones de dólares en un campo, haces tramos de 200 millones de dólares y con eso inviertes en tramos de 200 millones. En Estados Unidos se perforan más de 150 pozos en aguas profundas al año.

Para aguas profundas, la probabilística no da para que Pemex tenga éxito.

Mis respetos para los exploradores mexicanos que podrían no haber encontrado nada y aun así hicieron descubrimientos.

 

¿Qué esquema se puede utilizar para desarrollar los 5 mil pozos de los que hablabas?

El “petróleo viejo” no es sólo destaponar los pozos que ya estaban, sino desarrollar los campos que ya se habían descubierto pero que no habían sido desarrollados. Pemex tiene, en sus manos, el 90 por ciento de los recursos descubiertos, le dieron lo mejor que había.

En los campos en tierra, creo que Pemex le va a dar mucha importancia a los Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Explotación donde el contratista, de servicios, pone el capital y solamente cobra sus servicios a través de una cuota por barril en el momento en que el campo empiece a producir. Todo lo demás se va a Pemex y se va a pagar, en su mayoría, a través de regalías porque van a ser contratos de Licencia. Ya existen campos así. Uno se llama San Ramón y el otro es Blasillo y fueron asignados a Grupo R. Ese es un mecanismo con el cual Pemex puede financiar el desarrollo o la recuperación de campos maduros o prematuramente abandonados.

 

¿Cómo funcionan estos CSIEEs? ¿Cómo se adjudican?

Pemex tiene ya seleccionados un gran número de campos grandes para poder asignar a través de CSIEEs en un concurso que va a manejar Pemex. Como es un concurso de servicios, no lo maneja la CNH, sino que lo maneja Pemex. Entonces, estos contratistas con los que se reunió el presidente electo van a tener que sofisticarse de forma financiera para poder financiar EL DESARROLLO DE LOS CAMPOS antes de que empiece a salir el crudo.

Como son campos que ya tienen pozos perforados, el tiempo entre el momento en que empiezan a producir puede ser bastante corto, de meses. En aguas someras, donde Pemex invierte el 75 por cienot de sus recursos, de un universo de 300 campos, hay 27 donde la tasa de rentabilidad es altísima y ahí es donde Pemex debe dedicar todos los recursos presupuestales, que tiene disponibles, debe enfocarlos.

Con esto, yo pienso que sí es factible producir un millón de barriles en un corto tiempo con los CSIEES y con los 27 campos de alta rentabilidad.

 

¿Este esquema de CSIEEs no representa más endeudamiento para Pemex?

En este sentido, el contratista va a ser un híbrido entre operador y contratista porque va a tener que hacer una evaluación geofísica, geoquímica y geológica del campo al que le va a entrar. EL contratista no va a poder comportarse como le contratista tradicional donde perforo y, sin importar si hay algo, recibe su paga. Aquí es diferente. Aquí el contratista va a asumir una parte del riesgo geológico que le corresponde a Pemex.

Muchos de estos contratistas ya tienen un equipo de geólogos, geofísicos, que están analizando los campos para diseñar un modelo financiero para contestar si van o no a recuperar su inversión; con cuánto se van a quedar de cada barril, porque en cada caso va a haber una cuota por barril; cuánto necesitan para recuperar sus costos, incluyendo el costo de oportunidad del capital que va a ser parte del inversionista; cómo se va a medir el riesgo, porque si es un yacimiento muy probado, es diferente a uno con dificultades geológicas diferente.

Es muy importante, para los funcionarios de Pemex, que vamos a tener cuotas diferenciadas de acuerdo con el nivel de desarrollo de Pemex que, además, sí se utiliza en otras partes del mundo.

Antes de la reforma energética ya existían unos contratos similares, pero ahora la reforma energética abre un abanico de opciones que antes no se podían.

¿Qué va a pasar con la transparencia en este tema?

La información disponible en las rondas fue información, en muchos casos, vieja y limitada. Todo mundo tuvo que hacer supuestos para poder llegar a una conclusión respecto a los campos. Todavía hay que hacer mucha reinterpretación de la sísmica existente con las técnicas actuales para tener una imagen mejor de lo que puede existir.

 

¿Los CSIEEs son como farmouts?

No, porque en el caso de un farmout, cuando el hidrocarburo sale a la superficie, se hace la división de producción compartida o lo capta el contratista bajo un contrato de Licencia. En el caso del CSIEE, el hidrocabruro nunca se enajena y siempre es propiedad de Pemex hasta que se entrega a la parte comercial de PMI.

 

¿Habría garantías de la propiedad de los pagos a los proveedores o hay que confiar en la palabra de Pemex?

A pesar de la crisis que hubo en los últimos años en Pemex, la palabra de Pemex sigue siendo cuasi soberano y Pemex sigue teniendo la confianza del sistema financiero internacional y tiene una buena calificación internacional.

El contrato debe estar bien armado y tener bien las garantías porque, si no, nadie va a entrar ni participar. Yo creo que el riesgo más alto es el riesgo geológico donde los contratistas van a tener que cambiar su visión integral al campo y va a tener que pensar como operador porque el beneficio para el contratista va a estar en la producción incremental del crudo o del gas.

 

¿Te imaginas a Pemex participando en otros lugares del mundo?

Sin duda. Petrobras está trabajando en Angola, en aguas profundas del Golfo de México. Colombia sería un candidato porque, después de Cantarell, Pemex tiene que modificar sus criterios de inversión. Los rendimientos extraordinarios que estaba recibiendo la empresa de Cantarell ya no van a regresar y hay que ser más mesurados en las expectativas de las tasas internas de retorno. Lo mismo tiene que hacer el Estado Mexicano y ser más mesurado en el cobro de regalías a Pemex.

Yo espero que la nueva administración sea más consciente de la realidad de Pemex y, teniendo muy buenos rendimientos todavía, no espere los rendimientos de Cantarell.

¿Cómo se garantiza que Pemex no se sobre-endeude con los CSIEEs?

Pemex recibe la producción incremental de los campos y sólo le da al contratista una cuota por barril que va a ser más o menos equivalente en los contratos de producción compartida o de licencia. La diferencia es una diferencia legal y conceptual porque el contratista nunca tiene derechos de propiedad sobre los hidrocarburos y es un contrato puro de servicios.

 

Entonces ¿estos contratos son más para empresas de servicios que para las operadoras?

Sí, porque el operador lo que quiere es el riesgo geológico. El contratista no.

 

 

Luis Miguel Labardini, socio de Marcos y Asociados 

 

Este texto refleja las preguntas y respuestas que se plantearon en nuestro PulsoIMCO del 17 de septiembre de 2018. Las preguntas y respuestas han sido adaptadas para mejorar su lectura y no modifican el sentido y la intención con la que fueron expresadas por los entrevistadores o por el entrevistado. 
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1 comentario

  1. Excelente entrevista, me alegra ver que cada día el sector privado mexicano está mejor capacitado y con mas conocimientos de lo que significa el desarrollo de campos petroleros.
    Las respuestas del sr. Labardini fueron muy acertadas, con un claro mensaje para Pemex y el nuevo gobierno. Ojalá la nueva administración tome nota de estos mensajes, ojalá que la nueva administración no politice a Pemex ni coloque la industria petrolera mexicana en un gran monopolio como en el pasado. Me gustó el mensaje donde indica que Pemex no tiene la necesidad de asumir todos los riesgos del sector cuando existen inversionistas nacionales y extranjeros experimentados y con capacidad financiera para asumir riesgos y con ello contribuir a la maximizacion de los recursos de hidrocarburos que existen en el subsuelo. No hay que olvidar que el riesgo exploratorio es muy alto, el éxito exploratorio es de aproximadamente un 20 %, si consideramos que perforar un pozo de aguas profunda cuesta mas de 200 millones de dolares ¿porque solo Pemex y el estado mexicano debe asumir ese riesgo, cuando existen un numero importantes de empresas dispuestas a participar asumiendo riesgos?

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