El interés que ha despertado la cuenca de Burgos obedece, en primer lugar, a que esta región es vista como la fuente más inmediata de volúmenes adicionales de gas natural que permitirán moderar las crecientes importaciones netas de dicho combustible. La introducción de un nuevo modelo contractual diseñado por Pemex para desarrollar campos de gas en la frontera norte de México con el apoyo técnico, gerencial y financiero de otras empresas petroleras también ha intensificado el interés por la zona, así como la intención que ha expresado Pemex de generalizar los contratos de servicios múltiples a otras regiones y a la producción de petróleo crudo.

FOTO: ALFREDO DOMINGUEZ

La cuenca de Burgos es la región productora de gas no asociado más importante de México. Cuenta con cerca de una tercera parte de las reservas de gas no asociado del país. Su dotación original de reservas es casi el doble de la correspondiente a la cuenca de Macuspana, en Tabasco, la otra región productora tradicional de gas no asociado. También es más grande que los campos de gas y condensados de Chiapas y Tabasco. En 2003, Burgos produjo 1030 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) de gas natural, cifra cercana a la cuarta parte de la producción nacional. Su participación en la producción total de gas seco es aún mayor, dado el alto contenido de líquidos del gas producido en asociación al crudo en el sureste.

Burgos es la cuenca gasífera más explorada y desarrollada de México. Su explotación se inició en 1946. Localizada en el noreste del país, geológica y geográficamente es contigua a la cuenca del río Bravo en el sur de Texas. Los campos de gas se encuentran a lo largo de franjas bien definidas que se extienden a ambos lados de la frontera entre los dos países. Están formados por yacimientos arenosos complejos, altamente compartamentalizados, constituidos por un número elevado de bloques independientes de tamaño relativamente pequeño y de muy baja permeabilidad, por lo que la producción inicialmente alta de sus pozos declina rápidamente. En estas condiciones, mantener el nivel de producción requiere sostener un ritmo elevado de perforación de pozos.

Un activo petrolero o gasífero es considerado maduro cuando ha producido más de la mitad de sus reservas probadas originales después de operar durante buen número de años. Si bien su producción corriente puede aumentar, este crecimiento no es sostenible por mucho tiempo. En el caso de Burgos la madurez es inequívoca: más de 80 por ciento de las reservas probadas originales ya han sido producidas. Sin embargo, es posible rejuvenecer estos activos si se logra incrementar el nivel de las reservas probadas remanentes. Pemex busca aumentar la producción y las reservas de esta región, consciente de que el primero de estos objetivos presupone el segundo. Aspira, por tanto, a descubrir nuevos campos de gas y nuevos yacimientos en campos conocidos, a extender el área probada de yacimientos previamente descubiertos y a mejorar los factores de recuperación del gas que se encuentra en el subsuelo mediante la aplicación de nuevas tecnologías y la adopción de prácticas operativas más avanzadas. Conforme se logre el rejuvenecimiento de estos recursos será posible optimizar su desarrollo, aumentar rápidamente la producción, sostenerla y reducir costos.

El programa de Pemex en Burgos es sumamente ambicioso: exige a la exploración resultados de producción casi inmediatos y propone duplicar la producción en un plazo de cuatro años.

Este artículo trata dos temas: los retos que plantea la madurez de la cuenca de Burgos y los principales problemas que presentan los contratos de servicios múltiples licitados recientemente. Para comprender mejor las perspectivas de esta región conviene primero recordar la historia de sus ciclos de producción e identificar las tendencias recientes de su desarrollo. A partir de este contexto, en la primera parte se analizan sus reservas estimadas de gas y la evolución que han tenido en los últimos cuatro años. Esta breve reseña permite discernir la magnitud del esfuerzo que Pemex quiere desplegar en Burgos para alcanzar sus objetivos propuestos. La segunda parte se inicia con una taxonomía de esquemas contractuales en la que se ubica a los contratos de servicios múltiples y se precisa su naturaleza; se compara el nuevo modelo contractual con los contratos de servicios integrados utilizados anteriormente; se plantean los principales cuestionamientos jurídicos que se han hecho a los contratos de servicios múltiples, y finalmente se describen los resultados del proceso de licitación. El análisis presentado, más que ofrecer respuestas, plantea preguntas. Busca con ello contribuir a la discusión que se ha propuesto sobre el futuro de Burgos y en torno a los contratos de servicios múltiples.

Yacimiento de gas en Playuela, municipio de Tlalixcoayan, Veracruz FOTO NOTIMEX

Producción

La explotación de esta región gasífera se inició al término de la Segunda Guerra Mundial; su producción creció rápidamente a partir de la mitad de los años cincuenta y alcanzó una producción pico de 600 mmpcd en 1970. En este periodo el campo gigante Reynosa jugó un papel dominante, apoyado por los campos Monterrey y Francisco Cano. En los diez años anteriores a los grandes descubrimientos de hidrocarburos en el sureste, Burgos produjo consistentemente una tercera parte de la producción total de gas natural del país. A lo largo de la década de los sesenta las exportaciones de gas de esta cuenca a Estados Unidos fluyeron a un ritmo promedio de 135 mmpcd, volumen significativo respecto a la dimensión del mercado interno. En el norte de México el mercado de gas se desarrolló a lo largo del gasoducto troncal Reynosa-Monterrey-Chihuahua-Ciudad Juárez. Las exportaciones tendieron a agotarse a principios del decenio de los setenta conforme la producción de Burgos perdió dinamismo. Sin embargo, la producción se recuperó gracias al desarrollo de los campos de Sabinas y alcanzó un segundo pico de 568 mmpcd en 1979, para después declinar a 215 mmpcd en 1993.

El colapso de la perforación exploratoria y de desarrollo en Burgos se inicia con la entrada en operación del nuevo ducto troncal que conectó los prolíficos campos de gas asociado del sureste con los centros de consumo del norte del país. Este gasoducto de gran diámetro rápidamente adquirió enorme importancia estratégica. Fue diseñado para exportar gas de Tabasco y Chiapas a Estados Unidos, pero la consecuencia inesperada de su construcción fue la integración de un mercado nacional de gas natural. Hasta entonces el gas de Burgos fluía únicamente a los mercados del norte de México o era exportado. Contrariamente a lo que se pensó en esa época, el excedente exportable de gas del sureste fue rápidamente absorbido internamente por el crecimiento de la demanda industrial de este combustible.

El literal abandono de la cuenca de Burgos se tradujo en una caída de la producción a lo largo de los años ochenta y la primera mitad de los noventa. Los bajos precios del gas en Estados Unidos, así como los costos de desarrollo y extracción relativamente altos en Burgos, desalentaron la producción de gas para exportación. La conjunción de cuatro factores modificó estas tendencias: la adopción de normas ambientales más estrictas, la revaluación del potencial gasífero de Burgos, la estrategia de desarrollo de crudo pesado y la introducción de contratos de servicios integrales en esa región. El impacto ambiental del uso extensivo de combustóleo pesado con alto contenido de azufre, tanto en la generación de electricidad como en la industria (Gráfica 1), se convirtió en los noventa en fuente de preocupación creciente, particularmente en zonas ecológicamente críticas. En 1993-94 una comisión intersecretarial inició la evaluación de tecnologías alternativas para controlar emisiones contaminantes en centrales eléctricas. Esta comisión concluyó que el uso de gas en plantas de ciclo combinado ofrecía la solución más efectiva en términos de costos y recomendó la adopción de normas ambientales más rigurosas. Al igual que en otros países, estas decisiones propiciaron eventualmente una fuerte expansión de la demanda de gas.

Simultáneamente, pero de manera independiente, un grupo de geólogos e ingenieros petroleros de Pemex inició la revaluación del potencial de Burgos y propuso medidas iniciales para recuperar su producción. Fue un planteamiento audaz cuyo objetivo era romper el letargo producido en la región por el largo periodo de declinación y exiguas inversiones. Poco después, en 1995, Pemex decidió concentrar sus escasos recursos de inversión en el desarrollo del campo Cantarell de crudo pesado. Esta decisión implicaba que la producción de gas asociado alcanzaría un nivel máximo en 1997-98 debido a las bajas relaciones gas-aceite de este campo supergigante y a la declinación prevista de campos de crudo ligero con altas relaciones gas-aceite. En estas circunstancias la cuenca de Burgos constituía la única opción para lograr un rápido incremento en la producción de gas natural. La iniciativa de Burgos fue el complemento natural de la estrategia de desarrollo de crudo pesado. La reactivación y rehabilitación de esa región requerían nuevas formas de organización para movilizar recursos con mayor agilidad, aprovechar eficazmente tecnologías que no habían sido transferidas en los 15 años que duró la fase de contracción, difundir mejores prácticas industriales y economizar la escasa capacidad de gestión y ejecución de proyectos que se tenían en esos momentos en Burgos. Los contratos de servicios integrales diseñados en 1996 contribuyeron a articular nuevas perspectivas respecto a su potencial y a estructurar la nueva estrategia de desarrollo de esta cuenca. Asimismo, permitieron avanzar a un ritmo más rápido que el que hubiera sido posible con esquemas de contratación tradicionales.

Plataformas petroleras de Pemex en Campeche FOTO ARCHIVO DE LA JORNADA

En 1994 se inicia un nuevo periodo de auge en esta región. La producción creció a ritmo acelerado a la vez que se ampliaron las reservas de gas natural. En el quinquenio 1995-99 la producción se cuadriplicó. El incremento absoluto fue de 733 mmpcd, que equivale a una tasa media anual de crecimiento de 32 por ciento. En 1998 el ritmo de expansión ascendió a 50 por ciento. Todo el incremento neto de este periodo es atribuible a cuatro campos: Arcabuz-Culebra, Arcos, Cuitláhuac y Corindón-Pandura. El primero aportó más de la mitad del volumen adicional de gas. Estos son los campos más grandes de Burgos, salvo Reynosa y Monterrey, ambos en fase avanzada de agotamiento. Pemex concentró recursos financieros y humanos en estos campos. Todos habían sido descubiertos antes de 1974. Como suele suceder, la velocidad de la expansión estuvo determinada por unos cuantos campos de grandes dimensiones cuyas reservas originales de gas natural se ubicaron entre 500 y mil 800 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpc). Su identificación y selección fueron una de las claves del éxito de este programa.

Por otra parte, la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo se intensificó dramáticamente. En 1994 no se perforó un solo pozo exploratorio en la región, pero en 1999 el nivel registrado fue de 24 pozos. Este esfuerzo se enfocó preferentemente a extender campos productivos y no a descubrir nuevos yacimientos. La perforación de desarrollo se amplió de un pozo en 1993 a 159 en 1999. Su productividad aumentó rápidamente y de manera sostenida de 353 mpc de gas por pozo a fines de 1994 a 941 mpcd en 1999. Asimismo, la eficiencia de la perforación mejoró significativamente al reducirse el número promedio de días requeridos de perforación.

La historia del campo Arcabuz-Culebra ilustra la exitosa revitalización y rejuvenecimiento de la cuenca de Burgos en la segunda mitad de los años noventa. El bloque Culebra se descubrió en 1964 y el Arcabuz en 1972. En 1993 las reservas originales totales de este campo se estimaron en 982 mmmpc. A fines de 2001 esta cifra había sido revisada a 1824 mmmpc y en este periodo de ocho años se extrajeron 688 mmmpc. La producción aumentó de 24 mmpcd en 1994 a 410 mmpcd en 1999. Este incremento de producción y de reservas partió de una iniciativa regional que permitió revaluar el potencial de este campo. A partir de una nueva caracterización inicial realizada en 1994 se llevó a cabo la identificación de las propiedades geológicas y petrofísicas del yacimiento principal y se inició la perforación de desarrollo aplicando nuevos criterios de espaciamiento, lo que fue complementado con cambios importantes en el diseño e instrumentación de la terminación de pozos. En 1997 Pemex suscribió el primero de una serie de contratos de servicios integrados en el área central de Burgos, donde se ubica Arcabuz-Culebra. Este fue el vehículo eficaz que detonó y condujo el desarrollo de este importante campo.

En el periodo 2000-03 la producción de Burgos se estabilizó en torno a mil mmpcd. Ha sido posible mantener este alto volumen gracias al crecimiento de la inversión. En estos años se lograron niveles de perforación nunca alcanzados, mejoró la eficiencia de la perforación, se incorporaron prácticas operativas más avanzadas, así como nuevas tecnologías, y se contó con ingeniería de yacimientos y de producción más moderna. Entre 2000 y 2001 la perforación de pozos casi se duplicó y este nivel ha sido sostenido en fechas recientes al perforarse más de 300 pozos de desarrollo cada año. Igualmente el número de pozos exploratorios terminados aumentó en 38 por ciento en 2001 y la reparación ha seguido creciendo. No obstante, la productividad media de los pozos descendió sensiblemente al perforarse los flancos de campos en producción y campos de menor dimensión, así como pozos más someros cuya producción, si bien declina a menor ritmo, su productividad también es menor. El esfuerzo realizado ha sido importante. Sin embargo, los resultados subrayan los enormes retos que Pemex enfrenta para duplicar la producción en un plazo de cuatro años. Esta meta, originalmente planteada para 2006, ha sido diferida un año a raíz del retraso de la licitación de los contratos de servicios múltiples y es muy posible que se vuelva a aplazar. Es una meta particularmente difícil de alcanzar si se toma en cuenta que la expansión de la segunda mitad de los años noventa se basó en la explotación de campos de producción con mayores reservas remanentes. Sin una ampliación significativa de las reservas probadas, el descubrimiento de grandes campos y la ubicación de nuevos campos cerca de infraestructura existente, parece poco factible repetir la experiencia de 1996-99 en un plazo similar. En las actuales condiciones, incrementar la producción en más de la mitad de la meta propuesta deberá considerarse un éxito.

Reservas y potencial

Al 31 de diciembre de 2003 las reservas probadas de gas natural de la cuenca de Burgos ascendieron a 1901 mmmpc. Una vez extraídos los líquidos contenidos en el mismo, las reservas remanentes de gas seco fueron de 1793 mmmpc, monto equivalente a 12 por ciento del total del país. Al ritmo actual de producción las reservas probadas remanentes de gas natural durarían cinco años y, si se agregan las reservas probables, su vida aumentaría a nueve años. La madurez de este acervo de recursos se manifiesta en el hecho de que 81 por ciento de las reservas probadas originales ya fueron producidas y en que la producción acumulada a partir de que se inició la explotación de Burgos es más de cuatro veces superior a las reservas probadas remanentes. La madurez de las reservas totales es evidente aun si se consideran las no probadas: la producción acumulada asciende a 61 por ciento de las reservas originales totales.

Igualmente preocupante es la evolución de las reservas en el periodo 1998-2003. Las reservas probadas de Burgos disminuyeron mil 18 mmmpc en este plazo de cinco años: una reducción de 35 por ciento. El incremento de las reservas probadas, producto de ajustes, revisiones, desarrollos y descubrimientos, logró remplazar 44 por ciento de la producción acumulada durante este periodo y fue en 1999, 2000 y 2003 cuando se registraron los ajustes positivos. Las reservas probadas y probables (2P), así como las reservas totales (3P) disminuyeron a un ritmo similar al de las probadas. Sin embargo, la estimación del gas natural in situ disminuyó en menor proporción, lo que significa que los factores de recuperación esperados tendieron a la baja. Aun así, el factor de recuperación estimado de las reservas probadas es de 73 por ciento, por lo que el potencial para la apreciación de reservas por esta vía es limitado. Estas tendencias contrastan con los objetivos planteados para los contratos de servicios múltiples. Pemex espera que éstos contribuyan a descubrir 4000 mmmpc de gas, cifra un poco menor a la de las reservas totales (3P) a finales de 2003.

Los campos más grandes de la cuenca, que aportan la mayor parte de las reservas originales, fueron descubiertos hace muchos años. En 2001 dos tercios de las reservas originales provenían de campos descubiertos antes de 1960 y 90 por ciento de las reservas originales corresponden a campos descubiertos hace más de 20 años. En cambio, el tamaño de los campos descubiertos más recientemente ha tendido a ser mucho menor. La totalidad de aquellos que poseen reservas originales de más de 500 mmmpc fue descubierta antes de 1973. Este patrón se explica, en parte, por la escasa exploración realizada hasta fechas relativamente recientes y porque ésta estuvo preferentemente orientada a ampliar las reservas de campos conocidos. El sesgo conservador ha sido evidente: la estrategia de exploración se inclinó a ampliar la extensión de los yacimientos productores y dejó para el futuro la exploración de frontera No obstante, la falta de descubrimientos significativos es mala señal. Al evaluar descubrimientos de hidrocarburos, el tamaño de los campos es más importante que el número de los mismos. A este respecto debe tomarse en cuenta que sólo uno de los campos descubiertos en los últimos cuatro años registra reservas originales de 100 a 200 mmmpc. Esto no debe ser motivo de sorpresa, dado que los grandes campos de una cuenca tienden a ser normalmente los primeros en ser descubiertos. Tampoco es sorprendente que, al igual que en otras cuencas del país, la concentración de los recursos sea tan alta. Dos campos ?Reynosa y Arcabuz-Culebra? han aportado mas de la tercera parte de las reservas originales totales, cinco acumulan la mitad de estas reservas y diez el 66 por ciento.

La meta de producción de 2007 planteada por Pemex no puede sustentarse en las reservas estimadas actuales ni en la apreciación de reservas de campos conocidos. Supone descubrimientos significativos en este periodo. Para lograr una meta de estas dimensiones en un plazo tan corto es necesario avanzar sobre múltiples frentes de trabajo en la cuenca y descubrir campos de gran tamaño, así como campos más chicos cerca de infraestructura existente. Pemex tendría que incrementar la producción de Burgos en unos 240 mmpcd al año durante los próximos cuatro años. A este ritmo, si no se agregan nuevas reservas, las reservas probadas actuales se agotarían en los primeros meses de 2007. Si la totalidad de las reservas probables y posibles se convirtieran en probadas, al final del periodo la relación reservas-producción sería de 2.5 años. Alternativamente, si se quisiera mantener una relación reservas-producción de cinco años hasta 2007, Pemex tendría que probar reservas adicionales de 4500 mmpc, monto equivalente a 2.4 veces las reservas probadas remanentes al final de 2002. Este sencillo ejercicio numérico subraya la magnitud de los descubrimientos que supone la meta de producción propuesta. Permite también evaluar la extraordinaria apuesta que se está haciendo respecto a recursos aún por descubrir. Pemex y el Grupo Scotia realizaron estimaciones de recursos gasíferos aún no descubiertos en la cuenca de Burgos, ubicándolos en un rango de 6.1 a 13.2 mmmpc. Descubrimientos de estas magnitudes cambiarían efectivamente las perspectivas de la región. El límite inferior del rango planteado equivale a la mitad de las reservas originales de los recursos conocidos y el superior las duplica. Sin embargo, debe subrayarse que el ejercicio realizado es de carácter estadístico. Una perspectiva más sólida del momento y el tamaño de futuros descubrimientos y, consecuentemente, de posibles perfiles de producción, requiere más trabajo altamente especializado. Un mejor equilibrio entre las actividades de exploración y desarrollo permitirá agregar reservas e incrementar la producción. Todo indica que la producción podrá alcanzar un nuevo pico sensiblemente más alto que el nivel alcanzado al término de 2003. Lo que está a discusión es la trayectoria que seguirá y el nivel que alcanzará en el presente decenio. (Gráfica 2)

Pemex tendrá que asignar mayores recursos técnicos y económicos a evaluar el potencial a más largo plazo de la cuenca de Burgos, así como la de Sabinas. El estudio comparativo con la cuenca del río Bravo en el sur de Texas puede ofrecer importantes y sugerentes lecciones. Es mucho lo que se puede aprender de la experiencia e intensa exploración y desarrollo de esa región contigua. Los niveles de producción alcanzados, las técnicas y prácticas utilizadas, la tecnología empleada constituyen un laboratorio experimental particularmente útil para el trabajo que deberá llevarse a cabo en estas cuencas del norte de México. Sin embargo, al evaluar su potencial deberá evitarse caer en extrapolaciones simples y mecánicas de las condiciones geológicas y operativas que prevalecen en el sur de Texas. El esfuerzo requerido es mucho más creativo. Habrá que realizarlo para diseñar una estrategia de exploración de largo plazo.

Independientemente de los recursos que se logre descubrir en el futuro y del éxito que se alcance en cuanto al rejuvenecimiento de la cuenca de Burgos, Pemex deberá prepararse para administrar mejor los recursos de mayor madurez de su portafolio de activos en esta región. Hasta ahora su desempeño en esta materia ha sido deficiente, debido, principalmente, a restricciones institucionales difíciles de superar y a la escasez secular de capital. La preferencia natural de la empresa ha sido por grandes proyectos que involucran recursos altamente productivos. Sólo en la Región Norte y en Cinco Presidentes se ha hecho un esfuerzo relevante por mejorar el desempeño de activos maduros. Mantener la producción supone desarrollar más intensamente campos conocidos, así como descubrir campos cada vez más pequeños, de menor rentabilidad. En estas condiciones cobra particular importancia mejorar prácticas de terminación de pozos, de producción y de mantenimiento. Para alcanzar una rentabilidad razonable se requiere mayor eficiencia operativa, que permita reducir costos, y la instrumentación eficiente de proyectos de inversión relativamente pequeños. No debe subestimarse la disciplina empresarial que esto supone.

Taxonomía contractual

Las formas contractuales utilizadas por la industria petrolera internacional en la exploración, el desarrollo y la producción pueden clasificarse, primero, en términos de la asignación entre las partes de los derechos de propiedad de los hidrocarburos producidos y, segundo, de la responsabilidad respecto al control de la producción. La distinción más importante es entre los derechos de propiedad estatal y los que pueden ser detentados total o parcialmente por particulares. Asimismo, es útil diferenciar los contratos en los que una entidad estatal es la encargada de la producción de aquellos en los que esta responsabilidad recae en los particulares.

En la Gráfica 3 se presenta una taxonomía de formas contractuales basada en estas características fundamentales. La distribución de riesgos entre las partes subyace a esta clasificación. Los servicios se ofrecen a cambio de una compensación que no se vincula a los resultados obtenidos. Dado que su riesgo es limitado, el contratista no demanda la delegación del control operativo. En cambio, en los contratos de riesgo el contratista pone su capital en riesgo, razón por la cual es compensado en función del éxito de la operación. Consecuentemente exige el control de la misma. El alcance y monto de los contratos también son relevantes. En la medida que se amplían, el contratista requiere mayor autonomía operativa. La flecha en la gráfica señala la dirección en la que aumentan los riesgos que asumen los particulares.

En México sólo el Estado puede llevar a cabo la exploración y explotación de hidrocarburos por conducto de Pemex. La Constitución es absolutamente inequívoca a este respecto. En otros países el Estado ha otorgado concesiones a particulares para explotar yacimientos de petróleo y gas natural, ha permitido a entidades estatales suscribir contratos de producción compartida y autorizado contratos de riesgo compartido, así como diversas formas de coinversión. Estos arreglos permiten a las empresas petroleras internacionales registrar en sus libros ?en su balance contable? el valor de los derechos adquiridos sobre las reservas de hidrocarburos en el subsuelo y compartir los riesgos y beneficios de su explotación. En la Gráfica 3 estos contratos se ubican en el cuadrante superior derecho.

Cuando el Estado se reserva los derechos de propiedad de los hidrocarburos puede explotar los yacimientos de petróleo y gas a través de una empresa estatal o asignar la operación de los mismos a una compañía contratista. La delimitación de la responsabilidad de operación tiende a ser menos precisa que en el caso de la asignación de los derechos de propiedad. Sin embargo, aun cuando los límites son más difíciles de precisar, es posible distinguir la operación pública de la privada. En términos de la gráfica 3 la distinción se hace en la línea horizontal que separa los cuadrantes superior izquierdo e inferior izquierdo. Los contratos convencionales de servicios específicos y los contratos de servicios integrados utilizados por Pemex se ubican en la esfera de la responsabilidad estatal. En cambio, los contratos de servicios múltiples recientemente suscritos por esta empresa estatal, así como los contratos de recompra iraníes y los contratos de servicios venezolanos, delegan la responsabilidad de la producción en el contratista.

Contratos de servicios múltiples

Los contratos de servicios múltiples son vistos por Pemex como un mecanismo que le permitirá captar recursos técnicos, financieros y gerenciales para la exploración y el desarrollo de la cuenca de Burgos, así como reducir la pesada carga administrativa y gerencial que supone licitar gran número de contratos de servicios específicos. Se estima que el valor total de los contratos licitados asciende a más de 8 mil millones de dólares, distribuidos a lo largo de muchos años. El monto del contrato adjudicado de mayor valor es de 2 mil 437 millones de dólares y el valor estimado de los contratos cuyas licitaciones fueron declaradas desiertas supera 4 mil millones. La agregación de servicios en contratos de monto significativo facilita su consideración como proyecto Pidiregas y los hace sujetos de financiamiento privado. Por otra parte, el contratista deberá aplicar las mejores prácticas productivas y tecnologías al proyecto, y transferir la experiencia adquirida a Pemex.

Sin embargo, la contribución específica más importante que Pemex atribuye a estos contratos está en el ámbito de la gestión y ejecución de proyectos, así como en la reducción de los costos y riesgos institucionales que supone la contratación de servicios. Los recursos que podrían movilizar las empresas extranjeras le resultan muy atractivos dada la escasez de recursos gerenciales capacitados en la región y la debilidad de las estructuras organizativas encargadas de manejar proyectos complejos de inversión. La contratación de estos recursos permite aumentar el número de proyectos y frentes de trabajo que pueden manejarse simultáneamente, y reducir tiempos de ejecución respecto a los de Pemex. En estas condiciones es posible acelerar el ritmo de las actividades de exploración y producción, pues el incremento rápido de la producción y su mantenimiento cobran particular importancia, dada la velocidad a la que están creciendo las importaciones.

Perforación de yacimientos de gas FOTO NOTIMEX   Exploración del subsuelo por medio del pozo Copilco FOTO FABRIZIO LEON   Toma de la instalaciones de Pemex que realizó la Policía Federal Preventiva en Salamanca, Guanajuato, el 5 de marzo FOTO ALFREDO DOMINGUEZ

Por otra parte, la rigidez de las normas que regulan la contratación de obras y servicios públicos, y el contexto político de extrema desconfianza en el que se desarrolla la actividad estatal, hacen cada vez más difícil la toma e instrumentación de decisiones. Los cuadros gerenciales medios y altos asumen graves responsabilidades y enfrentan serios riesgos personales en dicho proceso. Esto los obliga a ser particularmente prudentes y vigilantes en el cuidado de todas las fases de una licitación, lo que alarga de manera extraordinaria los tiempos requeridos. En estas condiciones las ventajas de la agregación de contratos radican en la reducción del número de decisiones y el mayor control que se puede ejercer sobre un número reducido de proyectos bien diseñados. El ahorro de tiempo y de recursos gerenciales puede ser significativo. Asimismo, la creciente y justificada aversión al riesgo regulatorio propicia la búsqueda de nuevas formas contractuales.

Pemex ha contratado servicios específicos de exploración y desarrollo a lo largo de su historia. Ha agregado algunos, estructurándolos en contratos de servicios integrados. Al ampliar su alcance siempre mantuvo la responsabilidad efectiva sobre la operación de los campos de producción. A partir de 1997 esta forma contractual se empleó extensamente en la cuenca de Burgos.

Los contratos de servicios múltiples recientemente adjudicados por Pemex son cualitativa y cuantitativamente diferentes. Su alcance comprende el ciclo completo de las actividades de exploración y producción, y la obligación operativa recae inequívocamente en el contratista. Pemex mantiene las funciones de control y supervisión propias del representante del dueño, que en este caso es la nación, y el contratista asume la operación en el marco de un programa maestro actualizado anualmente. El contratista se encarga de producir el gas y los condensados por cuenta y orden de Pemex, entregándolos en los puntos de transferencia acordados. Los términos y las condiciones de la entrega y recepción de los hidrocarburos están precisamente normados.

Otro aspecto innovador de estos contratos es la transferencia de Pemex al contratista de la responsabilidad sobre pozos e instalaciones existentes en el área de trabajo antes de la suscripción del contrato, pasando éstos a formar parte de la obra. De esta manera los contratos licitados dan pleno acceso a 22 por ciento de las reservas probadas y probables remanentes de Burgos. El contratista puede subcontratar todas las actividades objeto del contrato, salvo la administración y dirección de las obras. Será interesante observar el grado de subcontratación que efectivamente se dé en los contratos licitados. Una denominación más rigurosa de estos contratos sería la de servicios operativos, cuyo alcance abarca todas las fases del proceso productivo.

Con todas sus diferencias, los contratos de servicios múltiples adjudicados por Pemex pertenecen a la misma familia de esquemas contractuales que los convenios de recompra iraníes y los contratos de servicios venezolanos, entre otros. El alcance de los acuerdos iraníes llega a cubrir el ciclo completo de exploración y producción de hidrocarburos; son de mediano plazo ?cinco a diez años?; el contratista no adquiere derechos de propiedad sobre las reservas de petróleo y gas, sus gastos son rembolsados y una tasa de rentabilidad previamente acordada le es pagada en efectivo; con una parte del flujo derivado de la venta de los hidrocarburos producidos se retribuye al contratista, y además otorgan el derecho al contratista de adquirir cierta porción de los hidrocarburos producidos. La complejidad de esta forma contractual está determinada por la necesidad de acomodar diversas restricciones legales y constitucionales propias de ese país. Recientemente fueron modificados para hacerlos más atractivos para las empresas contratistas.

Los contratos de servicios múltiples han sido formulados por Pemex como contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios, regidos por la Ley de Obras Públicas y su Reglamento. Estos contratos tienen como propósito la mejor realización de las actividades propias de Pemex y en ningún caso la delegación de funciones esenciales. La ley regula expresamente trabajos de exploración, geotecnia, localización y perforación que tengan por objeto la explotación y desarrollo de recursos petroleros y gas natural, la construcción de infraestructura y el mantenimiento de instalaciones, así como los servicios relacionados con la obra pública, incluyendo la dirección o supervisión de las obras. Sin embargo, no hace referencia expresa a las actividades de producción y, más generalmente, a la operación integral de campos de producción.

El texto de los contratos de servicios múltiples elude con todo cuidado hacer referencia explícita a dichas actividades, ya sea adjudicándolas al contratista o reservándolas a Pemex. En el cuerpo del contrato y en sus anexos se lista una serie amplia y detallada de actividades específicas que podrán ser realizadas por el contratista, pero no se establece explícitamente quién integra y coordina el continuum de tareas. Tampoco se precisa la responsabilidad del contratista respecto a fases cruciales de la operación petrolera como son, por ejemplo, las funciones de interpretación de datos y características del subsuelo, la administración de yacimientos y el manejo mismo de la producción. La obligación que tiene el contratista de entregar a Pemex el gas extraído dentro de especificación no sólo presupone que lo produce él mismo, sino que también opera las unidades de acondicionamiento y proceso del gas, así como las líneas de recolección. Es posible que el objeto de estas omisiones sea eludir susceptibilidades políticas. Pueden ser también reflejo de problemas legales fundamentales. En cualquier caso la ambigüedad e imprecisión son fuente potencial de problemas en la administración de los contratos y no resuelven la querella sobre la legalidad de los mismos planteada en el Congreso.

Son muchas las diferencias entre los contratos de servicios múltiples y los convencionales de servicios integrados. Las principales se refieren a su naturaleza, la duración de su plazo, la especificidad de la canasta de servicios a ser adquiridos y el tipo de contratista al que están dirigidos. Se ha argumentado la posibilidad de que los contratos de servicios múltiples no pueden ser considerados como contratos de obra pública. La intención del legislador, el espíritu de las leyes y una larga historia legislativa en materia de petróleo ubican las actividades de explotación en el ámbito estatal, al igual que la responsabilidad operativa de los campos de producción. Estas tareas no pueden ser adjudicadas a contratistas aun cuando actúan por cuenta y orden de Pemex.

La discusión sobre la legalidad de los contratos de servicios múltiples se centra en dos cuestiones decisivas: ¿hay una transferencia material de las actividades de explotación al contratista?, ¿asume el contratista riesgos asociados a los resultados de la operación? Estas interrogantes tienen que ser dilucidadas rigurosamente para determinar la naturaleza de los contratos suscritos. Merecen una opinión jurídica independiente.

Las otras diferencias a las que se ha hecho referencia también dificultan la inclusión de los contratos de servicios múltiples en el marco de los de obra pública. Mientras que el plazo de los contratos de servicios múltiples llega a ser de 20 años, el de servicios convencionales ha sido de uno a tres años. No hay precedentes relevantes de contratos de obra de tan largo plazo. Aun proyectos complejos de gran escala difícilmente contemplan periodos de ejecución de más de cinco años. Por su naturaleza las obras públicas no son de tan larga duración.

Es usual que los contratos de obra especifiquen con toda precisión los trabajos que habrán de realizarse. Este no es el caso en los contratos de servicios múltiples. Si bien cuentan con un catálogo detallado de obras y servicios que podrán ser ejecutados, no se conoce de antemano la combinación exacta ni las proporciones que guardarán a lo largo de la vida del contrato. Se pacta contractualmente el valor de la canasta de posibles servicios y obras, pero no su composición específica.

Esta indefinición ofrece la flexibilidad requerida en la contratación a largo plazo de actividades extractivas que se caracterizan por procesos con fuerte interacción dinámica. La información y el conocimiento adquiridos en fases previas del ciclo de vida de estos proyectos afectan los resultados de fases posteriores. A su vez, éstos retroalimentan el proceso de decisión respecto a nuevos desarrollos.

Las características específicas de los yacimientos de la cuenca de Burgos exigen programas de desarrollo con un alto grado de flexibilidad. Sin embargo, la contratación de obra pública en México deja poco margen de acción en esta materia.

Las convocatorias de la primera ronda de contratos múltiples exigen al contratista contar con experiencia en el manejo de campos de producción, haber operado cierto volumen de producción e invertido en actividades de exploración y producción, y haber sido empresa operadora en la explotación de campos de hidrocarburos. La experiencia exigida a los contratistas tiene un vínculo estrecho con las tareas operativas previstas por los contratos de servicios múltiples. Sólo empresas petroleras pueden cumplir con estos requisitos, quedando excluidas como contratistas principales empresas mexicanas y empresas de servicios internacionales. En cambio, los contratos de servicios integrados fueron diseñados para empresas de servicios. La distinción es importante dado que el objetivo estratégico de las empresas petroleras no es la prestación de servicios.

Los contratos de servicios múltiples no transfieren los derechos de propiedad de las instalaciones, tampoco los que se refieren al gas en el subsuelo o en la superficie, y la contraprestación pagada al contratista se hace en efectivo. Sin embargo, subsisten reservas fundadas respecto a si este pago está de alguna manera relacionado con los resultados de la obra contratada. Este podría ser el caso en un sentido negativo limitado. El pago al contratista está vinculado con cierto flujo de efectivo mensual mínimo generado por el proyecto. Si no se logra, el pago se difiere y podría llegar a no ser liquidado íntegramente. Pemex atribuye muy baja probabilidad a esta contingencia. No obstante, formalmente existe el caso extremo en el que el contratista no obtiene producción alguna y, por lo tanto, tampoco es remunerado. La contraprestación sería entonces función de los resultados, posibilidad que la ley prohíbe explícitamente.

Licitación de contratos

Los resultados de la primera ronda de licitaciones de contratos de servicios múltiples son decepcionantes. Ninguna de las grandes empresas internacionales ?las llamadas super majors? respondió a las convocatorias. Tampoco lo hicieron empresas independientes con experiencia en la cuenca texana del río Bravo.

Los contratos fueron adjudicados a consorcios encabezados por empresas petroleras, cuyo ámbito de acción ha sido predominantemente regional. Este es el caso de Repsol-YPF, Petrobras y Techpetrol. Una pequeña empresa que opera exclusivamente en el sur de Texas obtuvo uno de los contratos. Si bien Exxon, Total y Chevron habían expresado interés durante el largo periodo de gestación de estos contratos, al final no presentaron ofertas. Conoco-Phillips, que por años manifestó su deseo de participar en la exploración y desarrollo de la cuenca de Burgos, tampoco lo hizo, a pesar de ser el principal productor de gas en Texas. Un consorcio chino fue descalificado por deficiencias técnicas de su propuesta. De las siete licitaciones dos fueron declaradas desiertas y una diferida un mes a solicitud de la única empresa que había comprado las bases de licitación. No se presentaron ofertas para los bloques Ricos y Corindón-Pandura, cuya inversión esperada era la más alta.

En ninguna de las licitaciones hubo más de una oferta, salvo en el caso del bloque Fronterizo, donde la empresa china fue descalificada. La falta de competencia efectiva reflejó el escaso interés que las licitaciones despertaron, así como la fuerte interacción que se dio entre las empresas que presentaron ofertas en el marco de múltiples reuniones aclaratorias que durante cerca de dos años fueron promovidas por Pemex. En estas condiciones era difícil esperar que los contratistas ofrecieran descuentos significativos frente a los del catálogo de precios máximos de Pemex o a la inclusión de volúmenes relevantes de trabajo no rembolsable.

La respuesta limitada a la convocatoria puede explicarse en términos del modelo contractual propuesto, los riesgos que los contratos de Burgos entrañan, así como la remuneración y rentabilidad esperadas. El negocio de las empresas petroleras no es la prestación de servicios. Su objeto principal en el sector extractivo es la administración de una amplia gama de riesgos geológicos, de ejecución y de precios, por lo que requieren alto grado de flexibilidad y autonomía operativas.

Las empresas petroleras buscan una retribución que compense los riesgos que asumen y para ello están dispuestas a compartir los riesgos al igual que los beneficios sobre bases muy diferentes a las que ofrecen los contratos de servicios. Sólo están preparadas a considerarlos si éstos ofrecen una retribución suficientemente atractiva o una ventaja de carácter estratégico.

Por estas razones las formas contractuales preferidas por las empresas petroleras internacionales se ubican en el cuadrante superior derecho de la Gráfica 3. La prestación de servicios corresponde a empresas especializadas cuyos clientes son precisamente las empresas petroleras. Los contratos diseñados por Pemex para atraer a empresas petroleras pusieron a prueba los límites impuestos por el marco jurídico vigente y al hacerlo corren el riesgo de sobrepasar alguna disposición. Sin embargo, este esfuerzo no parece haber sido compensado con el éxito esperado.

Las empresas petroleras consideran que los contratos licitados plantean riesgos que no son adecuadamente retribuidos. En primer lugar están los de carácter político y legal. A estas empresas extranjeras les resulta difícil evaluar las implicaciones de la controversia política suscitada por estos contratos. Asimismo, están conscientes del cuestionamiento legal al que se encuentran sujetos, a pesar de las garantías ofrecidas por Pemex. En segundo término, el desarrollo de una cuenca madura como Burgos supone importantes riesgos debido a que buena parte de la producción prevista tendrá que sustentarse en recursos aún por descubrir. Esto hace que el componente exploratorio ?siempre de mayor riesgo y plazo? cobre importancia. En tercer lugar, los contratos licitados no son fáciles de administrar y algunas de las responsabilidades implícitas en los mismos pueden eventualmente ser motivo de fricción entre las partes. Por último, el contratista asume el riesgo de no ser retribuido, o de que su compensación sea diferida, si el flujo de efectivo no supera el umbral acordado. Los principales reclamos de los contratistas son que el esquema contractual adoptado no les permite beneficiarse de los resultados obtenidos atribuibles a su desempeño ni a aumentos previsibles de los precios del gas, como tampoco registrar reservas en sus estados contables.

Intereses estratégicos de largo plazo podrían haber compensado las limitaciones de estos contratos. Por primera vez se invitaba a empresas petroleras a participar en actividades esenciales de la industria petrolera mexicana. El alcance de los nuevos contratos trascendía los suscritos con empresas de servicios petroleros y Pemex reveló su intención de extenderlos a otras regiones y a la producción petrolera misma. Los contratos de servicios múltiples podrían también ser vistos como un mecanismo transicional dentro del proceso de apertura progresiva al capital privado.

Estos contratos ofrecían la posibilidad de familiarizarse con la explotación de campos de hidrocarburos en México, conocer en la práctica las formas de hacer negocios en este país y desarrollar relaciones de trabajo con Pemex. Las empresas participantes estarían en mejor posición para identificar tempranamente nuevas y más atractivas oportunidades. Así lo entendieron y reconocieron públicamente los altos ejecutivos de Repsol-YPF y Petrobras. Sin embargo, las grandes empresas internacionales consideraron que las oportunidades que prometían estos contratos no eran suficientes para contrarrestar sus patentes deficiencias. Juzgaron que el impacto de un eventual cambio en las reglas básicas del juego en México sería de tal magnitud que las ventajas derivadas de anticiparse a través de esta ronda de licitaciones terminarían siendo exiguas. Es posible también que algunas empresas pensaron que su negativa a participar presionaría al gobierno mexicano a una mayor y más rápida apertura a la inversión internacional.

Pemex tendrá que tomar una serie de decisiones a principios de 2004 para concluir la primera ronda de licitaciones de contratos de servicios múltiples. Al mismo tiempo deberá iniciar un examen crítico de los resultados obtenidos hasta ahora para robustecer los mecanismos de contratación y financiamiento de servicios y dar una base más sólida al desarrollo de la cuenca de Burgos.

En primer lugar tendrá que resolver la situación de las licitaciones desiertas. Puede volver a licitar los bloques Ricos y Corindón-Pandura en los mismos términos y condiciones, restructurar estos proyectos reduciendo su tamaño, mejorar la compensación que está dispuesta a pagar, abrir la licitación a empresas de servicios, o proceder a asignar directamente estos contratos.

En los primeros dos casos, el riesgo principal es que no surjan nuevos postores, lo que resultaría sumamente incómodo para Pemex. La tercera opción puede suscitar una reacción negativa de quienes respondieron recientemente con ofertas firmes bajo condiciones menos atractivas. La apertura a empresas de servicios obliga a excluir de la licitación a las empresas petroleras, dado que las primeras seguramente no estarían dispuestas a competir con algunos de sus principales clientes. Por último, la asignación directa de contratos de esta importancia y visibilidad, que ya han sido cuestionados, despertaría todo tipo de suspicacias.

Perspectivas

Pemex está obligado a llevar a cabo una evaluación rigurosa y objetiva de estos contratos, sobre todo si pretende generalizar su uso. Necesita alinear mejor los intereses de las partes, así como los incentivos a los que están sujetos.

Las lecciones derivadas del largo proceso de discusión con contratistas potenciales y de la licitación misma pueden servir para corregir y mejorar este modelo contractual. Es necesario también volver a jerarquizar los objetivos ?explícitos y latentes? que persiguen estos contratos y analizar las restricciones que buscan acomodar.

Un ejercicio de esta naturaleza podría abrir nuevas opciones. Es posible que Pemex no tenga más remedio que explorar la posible modificación de leyes secundarias para subsanar deficiencias de estos contratos. La adecuación del marco legal podría simplificar la estructura contractual y permitir nuevos modelos que ofrezcan mayor seguridad jurídica y ajustar mejor los intereses de las partes.

Se requieren cambios básicos en la regulación de contratos de obras y servicios públicos, tanto en el marco legal como en su aplicación. La situación actual asfixia y agota la iniciativa de la empresa estatal, empujándola a la búsqueda de soluciones que, en ocasiones, resultan inadecuadas e, incluso, contraproducentes. Particular atención deberá darse a la contribución potencial que esquemas alternativos de contratación pueden hacer para mejorar la capacidad competitiva de Pemex y reducir la brecha existente en sus prácticas operativas y en la administración de proyectos de inversión respecto a la industria internacional.

La construcción de un nuevo consenso respecto a la estructura de las industrias del petróleo y el gas natural, así como las reglas de conducta de sus principales actores, son absolutamente prioritarias. Sólo una visión ampliamente compartida puede dar nuevo sentido de dirección a la industria petrolera. Su urgencia obedece al hecho de que el estancamiento en una industria extractiva con amplio potencial implica necesariamente la destrucción de recursos económicos, cuyo monto puede ser prohibitivamente alto.

Además, dado el balance nacional de gas natural, un lento crecimiento de la oferta interna se traducirá en crecientes importaciones. Burgos ilustra en el ámbito regional, y en materia de gas natural, las consecuencias de la falta de un proyecto común. Por un lado, el gobierno, a través de Pemex, propuso un nuevo modelo contractual, que al tratar de ubicarse en los límites a la legislación vigente pudo haberlos rebasado. Con los contratos de servicios múltiples Pemex buscó dar solución a problemas reales y hacer frente a restricciones financieras y regulatorias frustrantes. Sin embargo, los contratos formulados resultaron poco atractivos para los contratistas potenciales porque no permiten equilibrar adecuadamente los intereses de las partes y son difíciles de administrar.

Por su lado, la oposición política a este proyecto descubre intenciones más generales de desmantelar a Pemex, privatizar sus activos y desnacionalizar la industria petrolera mexicana. Esta visión ha sido alimentada por declaraciones de altos funcionarios de éste y del anterior gobierno, así como por acciones específicas que han intentado ejecutar. En no pocas ocasiones la oposición ha planteado la restauración de una edad de oro mítica del monopolio estatal como respuesta al peligro de la desnacionalización. Desafortunadamente, la búsqueda en nuestro pasado petrolero de soluciones a nuevos problemas y nuevas circunstancias no ha tenido, hasta ahora, resultados creativos.

La estrategia de exploración y producción de Pemex tendrá que estructurarse en torno a dos vertientes. Por un lado, deberá sostenerse un fuerte esfuerzo para ampliar las reservas probadas del país y, por el otro, será necesario rehabilitar y revitalizar campos maduros para recuperar una mayor proporción de los hidrocarburos que se encuentran en el subsuelo.

La experiencia reciente de Rusia y del Mar del Norte llama la atención sobre el valor económico que es posible extraer de cuencas maduras mediante la aplicación de tecnología moderna y prácticas de producción avanzadas. Muestra también las ventajas de contar con una organización adecuada a las necesidades específicas de activos que han sido explotados por muchos años. Ilustran claramente la importancia que reviste contar con un régimen fiscal que permita alentar y sostener la producción de hidrocarburos en las condiciones específicas que prevalecen en cuencas maduras.

La experiencia en otras regiones, y en México mismo, nos instruye sobre los altos costos que pueden tener la administración deficiente de yacimientos y la adopción tardía de mecanismos de recuperación secundaria. Conforme una mayor proporción de las reservas remanentes se ubican en campos maduros, mayor deberá ser el esfuerzo asignado a revitalizarlos. No obstante, el país está obligado a intensificar y sostener la exploración, privilegiando la busca de gas natural.