Quiénes echan al pozo a Pemex
El yacimiento Cantarell, de Pemex, fue durante muchos años un símbolo.
Su generación de petróleo fue creciendo hasta 2004, y en los últimos 10 años subió a casi el doble. Pero luego empezó a declinar cada vez más. En 2004, la producción de Cantarell fue de 2 millones 125 mil barriles diarios, de un total nacional de 3 millones 383 mil, lo que significa 63 por ciento.Uno de los elementos importantes de la declinación fue la inyección de nitrógeno, buscando el aumento de la presión, pero a la vez contaminando y debilitando la presión. Otro elemento fue, en vez de inyectar el gas natural –en todo caso– para ahí sí aumentar la presión, para ni estar quemando buena parte del mismo.La producción del yacimiento fue bajando y bajando. Ya en diciembre de 2011 era de sólo 411 mil barriles diarios: poco menos de 20 por ciento de la extracción máxima lograda en 2004.Se intentó compensar esa caída con otro yacimiento, vecino del anterior: Ku–Maloob–Zaap (KMZ). Su producción fue creciendo, pero nunca compensó las mencionadas pérdidas. Por lo menos crecía, pero en 2011 su producción ya fue la misma que en el año anterior, marcando el estancamiento. Además, parte de la producción era de petróleo, cuando no era de crudo pesado, lo era de superpesado, lo cual creaba problemas y llevaba a agregar petróleo ligero.Al mismo tiempo, crecía la generación en yacimientos en los cuales Pemex ya tenía equipos de perforación, ingenieros, técnicos, etcétera, y aunque los funcionarios contrataban –como en todos lados– empresas privadas, no lo podía hacer en la escala en que lo hacía en Burgos –entonces la mayor productora de gas–, en Chicontepec (producción mínima, pero muy cara) y aguas profundas (cero producción de crudo, pero mucho dinero a contratistas y a funcionarios).Pues bien, en estos yacimientos, que en sentido figurado podemos llamar “de Pemex”, ha crecido mucho la producción. En el proyecto Litoral de Tabasco, de una producción de crudo de 39 mil barriles de petróleo diarios (bpd) en 2003, se llegó a 306 mil en noviembre de 2011, lo que significa que aumentó 7.8 veces.En el delta del Grijalva, de una producción de 45 mil bpd en 2005, se pasó a 152 mil en diciembre de 2011, aumentando 3.4 veces.La suma de las dos áreas es de 458 mil barriles diarios. Esta producción, frente a los 411 mil que mencionamos de Cantarell en diciembre del año pasado, representa 11 por ciento más que la que fue lo máximo durante años y años.Estos dos proyectos del sureste también han aumentado su producción de gas natural. En el litoral de Tabasco, entre 2003 y el tercer trimestre de 2011 aumentó más de siete veces. En el delta del Grijalva, de 2005 a noviembre de 2011 el aumento fue de más de tres veces.En cambio, el presupuesto de Cantarell asignado para 2011 fue de 56 mil 256 millones de pesos. En cambio, para las dos áreas mencionadas del sureste fueron 15 mil 286 millones, poco menos de la tercera parte de Cantarell. Producen 11 por ciento más petróleo y gastan menos de un tercio de dinero que el de Cantarell.Además, las dos regiones en que están los mejores proyectos: Marina suroeste y sur, tienen el 100 por ciento de la producción de crudo superligero, y 89 por ciento de petróleo ligero.
El contraste con el superpesado de KMZ.
También tienen estos proyectos casi todas las reservas probadas de crudo superligero y la absoluta mayoría del ligero.Quienes deciden en Pemex vuelven la espalda a los proyectos que más rinden, les dan menos presupuesto y, en cambio, gastan más y echan a perder, con nitrógeno y quemando gas, al que fue mayor productor del país.
Ahora nos quieren presentar por nuevas fuentes de derroche a las que producen poco, o muy poco, o nada. Presentan como una producción de muchísimo petróleo en aguas profundas... en un futuro del que mejor no hablan. Presentan a Chicontepec, que produce poco más de 2 por ciento del petróleo nacional, como lo máximo... de otro futuro, pero para sus bolsillos. Presentan campos “maduros” entregados o a entregar a trasnacionales, como lo máximo.
Ahora iniciaron otro proceso de este tipo, con condiciones aún más privilegiadas que las anteriores.Hablar de gas shale, del que hay sólo un pozo, como si tuvieran ellos en sus bolsillos billones de “pies cúbicos” de gas.En pocas palabras, en vez de canalizar la inversión a los proyectos que sí producen (en un silencio oficial), lo usan para supuestas fortunas, para obtener fortunas reales, en los bolsillos de las trasnacionales y de ellos mismos.Nuestra riqueza natural es enorme.
A pesar de que los funcionarios arruinaron el mejor yacimiento, surgen más. A pesar de sus “negocios” privados con los privados, Pemex aumenta la producción en los proyectos que sí producen.Habrá cambio de gobierno. Será un buen momento para rescatar a Pemex plenamente.Avanza la Privatización de PemexPemex pagará a la IP 15 dólares más por barril para extraer crudo·
Los nuevos contratos suben el plazo de concesiones de 25 a 30 años; la paraestatal asume el riesgo ambiental; ofrece más ventajas al contratista y le proporcionará “información confidencial”Israel RodríguezPetróleos Mexicanos (Pemex) emitió una nueva y segunda convocatoria para que empresas privadas extranjeras y nacionales realicen la explotación de campos maduros de la región norte, mediante la cesión de las actividades sustantivas de Pemex Exploración y Producción (PEP), el organismo más importante de la petrolera mexicana. Ahora se incluyen seis áreas contractuales, dos marinas (Arenque y Atún) y cuatro terrestres (Altamira, Pánuco, San Andrés y Tierra Blanca), las cuales se ubican en el sur de Tamaulipas y el norte de Veracruz.Rogelio Gasca Neri, consejero profesional independiente de Pemex, en su voto razonado del pasado 15 de noviembre de 2011, se opuso a la celebración de estos contratos y advirtió:
“Aprobar estos contratos equivale a estar tomando decisiones de política energética que no le corresponden al consejo; es tomar decisiones que afectarán a Pemex en forma importante y atarán a las siguientes generaciones a un esquema de apertura del sector petrolero que inhibirá o condicionará las decisiones en este importante sector para la economía, para las finanzas públicas y para el país”.
El nuevo modelo de contratos eleva el plazo de las concesiones de 25 a 30 años; Pemex participa sólo con 10 por ciento del proyecto; el riesgo ambiental lo asume la paraestatal. Se incrementa el factor de ajuste de tarifa de 60 a 70 por ciento, lo que implica un pago más alto al contratista. Se aplica un régimen fiscal más flexible que la onerosa carga impositiva que se aplica a Pemex. De esta manera, el precio que pagará Pemex por la extracción de crudo, junto con 70 por ciento del costo de las facturas que presente el contratista, será de alrededor de 20 dólares por barril, que contrasta desfavorablemente con el precio de extracción de Pemex de 5.22 dólares por barril, alertaron expertos de la industria.Además, para la presentación de posturas PEP proporcionará al contratista “información confidencial” que podrá ser usada por el licitante.
El contratista tendrá derecho de revelar la información confidencial a cualquiera de sus funcionarios, directores, empleados y asesores que necesiten conocerla. Pemex sólo tendrá el control de la asignación del contrato.Se estima que en las seis áreas que se concursará la producción será de alrededor de 100 mil barriles por día en los próximos tres o cuatro años.Pese a la creciente intervención de empresas privadas en actividades reservadas exclusivamente al Estado, en el último escenario de Pemex se plantea que será dentro de 14 años (en 2026) cuando se logre alcanzar una producción nacional total superior a 3 millones 100 mil barriles diarios.
En 2011 tuvo lugar la primera ronda de “contratos integrales” de Pemex Exploración y Producción, en la que se licitaron las áreas conocidas como Carrizo, Magallanes y Santuario. En esa ocasión se adjudicaron dos de estos bloques (Magallanes y Santuario) a Petrofac Facilities, mientras Carrizo fue adjudicada a la francesa Dowell Schlumberger, después de que la empresa ganadora renunció debido a su incapacidad de llevar a cabo las obras.Dowell Schlumberger, quien también participa en la perforación de campos en Chicontepec, logró que PEP le pague 9.40 dólares por la extracción de cada barril de petróleo, que representa casi el doble del costo de extracción de Pemex (5.22 dólares por barril).
De esta manera, se estima que durante los 25 años del contrato Pemex pagará un sobreprecio a Dowell Schlumberger de alrededor de mil millones de dólares, según los últimos cálculos realizados por analistas privados.
De acuerdo con la información de Pemex, el acto de presentación y apertura de proposiciones, evaluación, fallo y adjudicación será el 19 de junio de 2012 y el periodo de firma de contratos será del 20 de junio al 20 de agosto de 2012, prácticamente un trimestre antes de que culmine la administración del presidente Felipe Calderón.
Y ANTES DE QUE TERMINE CALDERÓN SU MANDATO, LANZARÁN LOS CONTRATOS INCENTIVADOS PARA CHICONTEPEC, AGUAS PROFUNDAS Y LA EXPLOTACIÓN DEL GAS SHALE.
Su generación de petróleo fue creciendo hasta 2004, y en los últimos 10 años subió a casi el doble. Pero luego empezó a declinar cada vez más. En 2004, la producción de Cantarell fue de 2 millones 125 mil barriles diarios, de un total nacional de 3 millones 383 mil, lo que significa 63 por ciento.Uno de los elementos importantes de la declinación fue la inyección de nitrógeno, buscando el aumento de la presión, pero a la vez contaminando y debilitando la presión. Otro elemento fue, en vez de inyectar el gas natural –en todo caso– para ahí sí aumentar la presión, para ni estar quemando buena parte del mismo.La producción del yacimiento fue bajando y bajando. Ya en diciembre de 2011 era de sólo 411 mil barriles diarios: poco menos de 20 por ciento de la extracción máxima lograda en 2004.Se intentó compensar esa caída con otro yacimiento, vecino del anterior: Ku–Maloob–Zaap (KMZ). Su producción fue creciendo, pero nunca compensó las mencionadas pérdidas. Por lo menos crecía, pero en 2011 su producción ya fue la misma que en el año anterior, marcando el estancamiento. Además, parte de la producción era de petróleo, cuando no era de crudo pesado, lo era de superpesado, lo cual creaba problemas y llevaba a agregar petróleo ligero.Al mismo tiempo, crecía la generación en yacimientos en los cuales Pemex ya tenía equipos de perforación, ingenieros, técnicos, etcétera, y aunque los funcionarios contrataban –como en todos lados– empresas privadas, no lo podía hacer en la escala en que lo hacía en Burgos –entonces la mayor productora de gas–, en Chicontepec (producción mínima, pero muy cara) y aguas profundas (cero producción de crudo, pero mucho dinero a contratistas y a funcionarios).Pues bien, en estos yacimientos, que en sentido figurado podemos llamar “de Pemex”, ha crecido mucho la producción. En el proyecto Litoral de Tabasco, de una producción de crudo de 39 mil barriles de petróleo diarios (bpd) en 2003, se llegó a 306 mil en noviembre de 2011, lo que significa que aumentó 7.8 veces.En el delta del Grijalva, de una producción de 45 mil bpd en 2005, se pasó a 152 mil en diciembre de 2011, aumentando 3.4 veces.La suma de las dos áreas es de 458 mil barriles diarios. Esta producción, frente a los 411 mil que mencionamos de Cantarell en diciembre del año pasado, representa 11 por ciento más que la que fue lo máximo durante años y años.Estos dos proyectos del sureste también han aumentado su producción de gas natural. En el litoral de Tabasco, entre 2003 y el tercer trimestre de 2011 aumentó más de siete veces. En el delta del Grijalva, de 2005 a noviembre de 2011 el aumento fue de más de tres veces.En cambio, el presupuesto de Cantarell asignado para 2011 fue de 56 mil 256 millones de pesos. En cambio, para las dos áreas mencionadas del sureste fueron 15 mil 286 millones, poco menos de la tercera parte de Cantarell. Producen 11 por ciento más petróleo y gastan menos de un tercio de dinero que el de Cantarell.Además, las dos regiones en que están los mejores proyectos: Marina suroeste y sur, tienen el 100 por ciento de la producción de crudo superligero, y 89 por ciento de petróleo ligero.
El contraste con el superpesado de KMZ.
También tienen estos proyectos casi todas las reservas probadas de crudo superligero y la absoluta mayoría del ligero.Quienes deciden en Pemex vuelven la espalda a los proyectos que más rinden, les dan menos presupuesto y, en cambio, gastan más y echan a perder, con nitrógeno y quemando gas, al que fue mayor productor del país.
Ahora nos quieren presentar por nuevas fuentes de derroche a las que producen poco, o muy poco, o nada. Presentan como una producción de muchísimo petróleo en aguas profundas... en un futuro del que mejor no hablan. Presentan a Chicontepec, que produce poco más de 2 por ciento del petróleo nacional, como lo máximo... de otro futuro, pero para sus bolsillos. Presentan campos “maduros” entregados o a entregar a trasnacionales, como lo máximo.
Ahora iniciaron otro proceso de este tipo, con condiciones aún más privilegiadas que las anteriores.Hablar de gas shale, del que hay sólo un pozo, como si tuvieran ellos en sus bolsillos billones de “pies cúbicos” de gas.En pocas palabras, en vez de canalizar la inversión a los proyectos que sí producen (en un silencio oficial), lo usan para supuestas fortunas, para obtener fortunas reales, en los bolsillos de las trasnacionales y de ellos mismos.Nuestra riqueza natural es enorme.
A pesar de que los funcionarios arruinaron el mejor yacimiento, surgen más. A pesar de sus “negocios” privados con los privados, Pemex aumenta la producción en los proyectos que sí producen.Habrá cambio de gobierno. Será un buen momento para rescatar a Pemex plenamente.Avanza la Privatización de PemexPemex pagará a la IP 15 dólares más por barril para extraer crudo·
Los nuevos contratos suben el plazo de concesiones de 25 a 30 años; la paraestatal asume el riesgo ambiental; ofrece más ventajas al contratista y le proporcionará “información confidencial”Israel RodríguezPetróleos Mexicanos (Pemex) emitió una nueva y segunda convocatoria para que empresas privadas extranjeras y nacionales realicen la explotación de campos maduros de la región norte, mediante la cesión de las actividades sustantivas de Pemex Exploración y Producción (PEP), el organismo más importante de la petrolera mexicana. Ahora se incluyen seis áreas contractuales, dos marinas (Arenque y Atún) y cuatro terrestres (Altamira, Pánuco, San Andrés y Tierra Blanca), las cuales se ubican en el sur de Tamaulipas y el norte de Veracruz.Rogelio Gasca Neri, consejero profesional independiente de Pemex, en su voto razonado del pasado 15 de noviembre de 2011, se opuso a la celebración de estos contratos y advirtió:
“Aprobar estos contratos equivale a estar tomando decisiones de política energética que no le corresponden al consejo; es tomar decisiones que afectarán a Pemex en forma importante y atarán a las siguientes generaciones a un esquema de apertura del sector petrolero que inhibirá o condicionará las decisiones en este importante sector para la economía, para las finanzas públicas y para el país”.
El nuevo modelo de contratos eleva el plazo de las concesiones de 25 a 30 años; Pemex participa sólo con 10 por ciento del proyecto; el riesgo ambiental lo asume la paraestatal. Se incrementa el factor de ajuste de tarifa de 60 a 70 por ciento, lo que implica un pago más alto al contratista. Se aplica un régimen fiscal más flexible que la onerosa carga impositiva que se aplica a Pemex. De esta manera, el precio que pagará Pemex por la extracción de crudo, junto con 70 por ciento del costo de las facturas que presente el contratista, será de alrededor de 20 dólares por barril, que contrasta desfavorablemente con el precio de extracción de Pemex de 5.22 dólares por barril, alertaron expertos de la industria.Además, para la presentación de posturas PEP proporcionará al contratista “información confidencial” que podrá ser usada por el licitante.
El contratista tendrá derecho de revelar la información confidencial a cualquiera de sus funcionarios, directores, empleados y asesores que necesiten conocerla. Pemex sólo tendrá el control de la asignación del contrato.Se estima que en las seis áreas que se concursará la producción será de alrededor de 100 mil barriles por día en los próximos tres o cuatro años.Pese a la creciente intervención de empresas privadas en actividades reservadas exclusivamente al Estado, en el último escenario de Pemex se plantea que será dentro de 14 años (en 2026) cuando se logre alcanzar una producción nacional total superior a 3 millones 100 mil barriles diarios.
En 2011 tuvo lugar la primera ronda de “contratos integrales” de Pemex Exploración y Producción, en la que se licitaron las áreas conocidas como Carrizo, Magallanes y Santuario. En esa ocasión se adjudicaron dos de estos bloques (Magallanes y Santuario) a Petrofac Facilities, mientras Carrizo fue adjudicada a la francesa Dowell Schlumberger, después de que la empresa ganadora renunció debido a su incapacidad de llevar a cabo las obras.Dowell Schlumberger, quien también participa en la perforación de campos en Chicontepec, logró que PEP le pague 9.40 dólares por la extracción de cada barril de petróleo, que representa casi el doble del costo de extracción de Pemex (5.22 dólares por barril).
De esta manera, se estima que durante los 25 años del contrato Pemex pagará un sobreprecio a Dowell Schlumberger de alrededor de mil millones de dólares, según los últimos cálculos realizados por analistas privados.
De acuerdo con la información de Pemex, el acto de presentación y apertura de proposiciones, evaluación, fallo y adjudicación será el 19 de junio de 2012 y el periodo de firma de contratos será del 20 de junio al 20 de agosto de 2012, prácticamente un trimestre antes de que culmine la administración del presidente Felipe Calderón.
Y ANTES DE QUE TERMINE CALDERÓN SU MANDATO, LANZARÁN LOS CONTRATOS INCENTIVADOS PARA CHICONTEPEC, AGUAS PROFUNDAS Y LA EXPLOTACIÓN DEL GAS SHALE.
