"Es evidente que el descubrimiento de este yacimiento no solo beneficia a las firmas ENI y Lukoil, sino también al Estado mexicano, sin haber incurrido en riesgos ni en inversión en las exploraciones", dijo a Sputnik Elvira Macín, especialista en derecho energético.
En efecto, el contrato revisado por la experta establece que "el 75% de la utilidad operativa mensual" será para las arcas del Estado mexicano, representado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
Eni se adjudicó ese bloque en concurso abierto, mediante un "contrato de producción compartida", durante la primera licitación de la Ronda 2, celebrada en junio de 2017.
Aquel año fue la primera vez en que las petroleras extranjeras volvieron a invertir en este país, después de una reforma energética constitucional aún vigente.
La reforma fue implementada ocho décadas después de la nacionalización que creó un monopolio para la estatal Petróleos Mexicanos (Pemex) en 1936.
Macín explica que el descubrimiento marino en el bloque 10 del Golfo de México "no solo confirma la importancia de no revertir la reforma energética, sino darle más tiempo para ir conociendo sus beneficios", a medida que las petroleras ejecutan sus planes, que son de muy largo plazo, medido en lustros y décadas.
La estimación preliminar del hallazgo es de entre 200 y 300 millones de barriles de aceite ligero, ideal para producir productos refinados.
El 15 de marzo del año pasado, el organismo regulador autorizó a Eni y Lukoil intercambiar una "cesión de interés": la italiana cedió a Lukoil el 20% de su participación en el bloque 10, donde se reporta el descubrimiento; y el mismo porcentaje en el bloque 14.
A cambio, la petrolera rusa cedió a la italiana un 40% de su participación en el bloque 12, frente a las costas de Tabasco.
Inversiones de largo plazo
El presidente Andrés Manuel López Obrador estima que la reforma energética "es un fracaso" por el tiempo que ha tomado en arrojar resultados y canceló las licitaciones hasta que las petroleras extranjeras comiencen a producir.
El investigador, posdoctorado en energía por el Instituto Tecnológico de Estudios Superiores de Monterrey, advierte que Pemex está regresando a inversiones de corto plazo, que ponen en riesgo el futuro de la industria, por falta de una estrategia a muy largo plazo.
Juárez señala que Pemex intenta incrementar la producción "volviendo a sus antiguos campos maduros, que han decaído en su producción", pero enfrenta un elevado endeudamiento y escasez de recursos tecnológicos y financieros.
En cambio, las petroleras extranjeras son acicateadas a producir "por sus propios intereses", apunta.
Por ejemplo, el contrato del exitoso bloque 10 fue por 124 millones de dólares, y puede incrementarse hasta 168 millones de dólares.
Para el pozo Saasken-1, a una profundidad total de más de 3.800 metros, con tirante de agua de 338 metros, Eni invirtió 51 millones de dólares en 2019.
Juárez recuerda que solo en la última subasta de yacimientos en aguas profundas del Golfo de México, en 2017, las llamada "grandes", como Shell, Repsol, Chevron, y Petronas, comprometieron más de 90.000 millones de dólares para las próximas tres décadas.
También firmaron contratos la estadounidense ExxonMobil, la australiana BHP Billiton, la francesa Total, la noruega Statoil, y British Petroleum, entre muchas otras.
En 2019 la producción mexicana cayó 7%, a 1,68 millones de barriles diarios (b/d).
La meta de Pemex es aumentar por primera vez en todo 2020 la producción, a 1,8 millones b/d
Este sería el primer repunte anual después de 15 años de caídas anuales consecutivas desde el pico de 3,4 millones de b/d alcanzado en 2004.
