Pemex, la petrolera más endeudada del mundo, produce 1.6 millones de barriles diarios de 195 campos. El 64% de la producción proviene de diez campos en aguas someras. Mucho se habla de las finanzas de Pemex, pero poco de su portafolio. La cola esconde tesoros entre la chatarra.

Enfoquémonos en los cien campos terrestres, excluyendo Chicontepec, produciendo menos de cinco mil barriles diarios. Sus costos operativos son altísimos y la ineficiencia abunda. Estos campos han producido 8 mil millones de barriles y poseen 34 mil millones de barriles de aceite in situ. Tienen reservas 1P de 350 millones de barriles.

Aunque es una base de recursos relativamente chica para una petrolera como Pemex, el potencial de estos campos puede ser atractivo. Usando la plataforma de Welligence, hicimos un análisis económico de estos campos usando un precio de $60/barril. Dada su poca relevancia y el limitado capital de Pemex, se puede asumir que solamente producirán sus reservas 1P. En promedio, tienen un factor de recobro del 24.4% (o 24.7% con 2P). En la industria es común oír de factores de 30%-50%.

Creamos un escenario llamado Proyecto Treinta, que se ajusta a petroleras especializadas en campos marginales. Consiste en elevar el factor de recobro a 30% – algo técnicamente viable – a través de perforación infill, workovers y recuperación mejorada.

El incremento en factor de recobro resultaría en casi 2 mil millones de barriles de reservas adicionales. Además, implicaría quintuplicar la producción actual de 100 mil barriles diarios para 2025. México habría ganado 400 mil barriles diarios, equivalente a la producción de Maloob – el mayor productor del país.

Por más que parezca una solución de sentido común, no podemos asumir que va a suceder en automático. El portafolio de Pemex incluye casi 700 campos y es complejo atenderlo. El que sea difícil para Pemex invertir en estos campos marginales no debería implicar que México se quede sin estos barriles adicionales. Hay petroleras especializadas en recuperación mejorada dispuestas a asociarse con Pemex y materializar este potencial.

Con Proyecto Treinta, Pemex y sus socios (50/50) pagarían 22% en regalías totales, similar a los farmouts, resultando en US$30 mil millones para el gobierno. Esto es casi el doble de lo obtenido en el escenario base (sin socios) bajo el régimen fiscal de Pemex. El Estado recibe una rebanada aparentemente “más chica” pero de un pastel seis veces mas grande.

En el escenario base, Pemex invertiría menos de US$500 millones en estos campos a lo largo de su vida. Con Proyecto Treinta, el gobierno atraería importantes inversiones en los próximos 5 años. Usemos a Cárdenas-Mora (Cheiron) y Ogarrio (DEA) de ejemplo. Se están invirtiendo US$250 millones para producir 80 millones de barriles. Esto es similar a otros campos maduros en Latinoamérica. Usando esta proporción, podríamos estimar U$7 mil millones en nuevas inversiones, catorce veces más que el escenario base (sin socios).

Al asociarse, Pemex obtendría grandes beneficios económicos de estos campos marginales. Por ejemplo, los farmouts terrestres recibieron ofertas de bono a la firma valuadas en US$1.5/barril. En el escenario Proyecto 30, Pemex podría recibir US$3 mil millones en bonos, casi 20% de su presupuesto para 2019. Esto sin considerar un posible pago por costos históricos como ya ha sucedido ni el enorme incremento en el valor de estos activos.

Proyecto Treinta es un escenario simplificado y hasta conservador. No obstante, su mensaje es contundente – Pemex tiene que encontrar valor rascando la olla. Hablamos de US$3 mil millones en bonos a la firma y US$12 mil millones en ingresos adicionales al gobierno por campos que no aportan ni el 7% de la producción. A su vez, cada 1% adicional en el factor de recobro implica 340 millones de barriles en reservas adicionales – casi un Trión. El potencial escondido es abrumador.

Estos campos marginales han estado arrumbados en su closet por décadas y así seguirían de permanecer en su portafolio. Conseguir socios que arriesguen su capital y compartan su experiencia sería un gran cambio. Pemex podría enfocarse en sus campos más rentables y volverse productor en aguas profundas y hasta en no convencional. Esta ha sido una pieza faltante de la Reforma Energética.

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PD – La próxima semana se cumplen tres años del fallecimiento de Edgar Rangel (Q.E.P.D.). Aparte de gran persona, Edgar fue uno de los mayores proponentes del potencial de recuperación mejorada en México. Su obra “El Futuro de la Producción de Aceite en México: Recuperación Avanzada y Mejorada”, ya nos apuntaba en esta dirección desde 2012. Se imaginan un ejercicio como Proyecto Treinta en aguas someras? El resultado nos dejaría atónitos y a Edgar seguramente sonriendo.

Pablo Medina es VP en Welligence, consultora enfocada en el sector petrolero latinoamericano usando big data analytics.