23 de noviembre de 2022.- De acuerdo con S&P Global, Pemex está asumiendo demasiado riesgo en su acuerdo con New Fortress Energy para desarrollar un proyecto de gas natural en aguas profundas en el Golfo de México.
Según los críticos del plan, el esquema del contrato de servicios no ha favorecido típicamente a la empresa estatal.
Pemex firmó un contrato de servicios con la estadounidense New Fortress Energy el 21 de noviembre para desarrollar Lakach, un sitio con aproximadamente 900 Bcf de gas natural, y donde la petrolera estatal ya había gastado miles de millones de dólares sin ver ninguna producción hasta la fecha. .
Pemex también firmó un contrato por separado para vender 190 MMcf/d a New Fortress, que luego lo licuará utilizando infraestructura flotante de GNL. Se espera que la producción comience en el primer trimestre de 2024.
El acuerdo firmado el 21 de noviembre generó controversia cuando se anunció en julio , ya que las declaraciones públicas hechas por las empresas llevaron a muchos a creer que estaban planeando una empresa upstream, lo cual es imposible bajo el marco legal actual.
En particular, las empresas hablaban de inversiones conjuntas y división de la producción, características de un contrato de producción compartida, en lugar de un contrato de servicios.
Preguntas de la CNH
Cuando el plan de desarrollo diseñado por Pemex para Lakach se presentó al regulador upstream de México, la CNH , o la Comisión Nacional de Hidrocarburos, a fines de octubre, surgieron problemas y preguntas debido a que algunas partes de los planes anunciados públicamente eran inconsistentes con lo que Pemex presentó a la CNH. El plan fue aprobado por el regulador, pero algunos de sus miembros pidieron supervisión y vigilancia.
La comisionada de la CNH, Alma América Porres Luna, uno de los miembros que solicitó esta supervisión, dijo que los comentarios públicos hechos por los ejecutivos eran contradictorios, ya que requerirían una modificación al tipo de contrato que tenía Pemex. Dijo que tenía preguntas sobre algunos detalles del proyecto pero que, de acuerdo con la ley, la CNH no podía investigar más.
“Ciertamente algunas de las cosas que estábamos escuchando en la prensa no eran posibles, pero no podemos hacer ‘pesquizas’ [investigaciones] por nuestra cuenta”, dijo Porres Luna.
Según observadores, incluido Porres Luna, para llevar a cabo las actividades que las empresas habían anunciado públicamente, Pemex tendría que pasar a utilizar nuevos tipos de contratos creados durante el proceso de liberalización de 2013, en un proceso conocido como «migración». La migración permitiría a las empresas compartir el riesgo, pero podría demorar a Pemex al menos un año y retrasar la producción, agregaron los observadores.
No es la mejor opción
Según los términos del contrato de servicio, New Fortress proporcionará servicios upstream a Pemex a cambio de una tarifa. La tarifa se basa en una fórmula contractual que se asemeja a los acuerdos de participación en las ganancias brutas estándar de la industria entre el proveedor de servicios upstream y el propietario de los hidrocarburos, dijo la compañía en un comunicado el 22 de noviembre.
New Fortress también tendrá derecho a comprar, a una tarifa contratada, volúmenes suficientes para su unidad FLNG, mientras que Pemex venderá los volúmenes restantes de gas natural y todo el condensado producido a sus clientes en tierra.
Los observadores dicen que Pemex asumir todo el riesgo no es la mejor opción.
Los observadores señalan varios proyectos en la historia de la empresa donde los contratos de servicios generaron altos costos para Pemex pero pocos resultados, como la perforación en los depósitos no convencionales conocidos como Chicontepec, donde la empresa ha gastado miles de millones.
«El esquema que está eligiendo Pemex es de alto riesgo», dijo David Rosales, socio de la consultora Elevation Ideas en Ciudad de México el 21 de noviembre. Rosales dijo que esto es evidencia de influencia política sobre el sector upstream.
Trato costoso
Pemex ha invertido más de $1,000 millones de dólares en el sitio desde que se le adjudicó el bloque a la empresa en 2015 en lo que se conoció como Ronda Cero, un proceso en el que Pemex seleccionó aquellos proyectos que deseaba conservar antes de que el sector fuera liberalizado a través de subastas públicas.
Los $1,000 millones de dólares incluyen la perforación de un pozo y la construcción de algunos oleoductos, según datos de la CNH. Sin embargo, antes de 2015, Pemex había perforado cinco pozos más, que en ese entonces costaban más de mil millones de dólares. Ninguno de esos pozos tuvo éxito. De acuerdo con el nuevo plan, aprobado por la CNH el 31 de octubre, Pemex invertirá otros $1,500 millones.
«Un acuerdo como este podría ser muy costoso para Pemex», dijo el 21 de noviembre Alejandra León, directora de investigación upstream para América Latina de S&P Global Commodity Insights.
México tiene experiencia sobre cómo los acuerdos de suministro a largo plazo pueden volverse difíciles de cumplir, dijo León, refiriéndose a la disputa entre Pemex y Braskem-Idesa, que casi termina en un arbitraje internacional.
En 2010, Pemex había firmado un contrato de 20 años para suministrar 66,000 b/d de etano a una empresa conjunta entre la mexicana Idesa y Odebrecht de Brasil, pero no pudo cumplir con sus obligaciones debido a la caída de la producción nacional. Pemex anunció en marzo un acuerdo con Braskem para la entrega de 30.000 b/d de etano hasta 2024.
En Lakach, New Fortress y Pemex esperan obtener 10 años de producción, con la posibilidad de extender significativamente la vida útil de la reserva si se desarrollan los campos cercanos de Kunah y Piklis. En conjunto, el área alrededor de Lakach tiene un potencial total de recursos de 3.3 Tcf de gas, lo que la convierte en «uno de los recursos de gas natural en alta mar sin desarrollar más importantes del hemisferio occidental», dijo New Fortress en un comunicado.
Reportacero
