La colaboración entre Pemex y la petrolera brasileña tiene potencial, pero está amenazado por falta de claridad, proyectos y recursos.
Laalianza entre Petróleos Mexicanos (Pemex) y la brasileña Petrobras ha despertado expectativas sobre la posibilidad de encontrar nuevos yacimientos y aumentar la producción de hidrocarburos en México. Sin embargo, especialistas advierten que el éxito del acuerdo dependerá de factores que ni siquiera están contemplados: financiamiento, esquema contractual y proyectos específicos.
Para Gonzalo Monroy, consultor especializado en energía y director de GMEC, la principal fortaleza de Petrobras sólo está en perforar a grandes profundidades, sino en una capacidad tecnológica que la convirtió en referente mundial: la interpretación sísmica de yacimientos ubicados debajo de extensas capas de sal.
“Petrobras se vuelve el mejor del mundo para ver a través de la sal. Ese conocimiento puede ser muy aplicable en México porque existen zonas donde podrían identificarse prospectos que históricamente Pemex no ha logrado detectar”, explica.
El especialista señala que el desarrollo de los gigantescos campos presal en las cuencas de Campos y Santos, en Brasil, permitió a Petrobras perfeccionar tecnologías capaces de identificar hidrocarburos en entornos geológicos altamente complejos.
De acuerdo con Monroy, esta experiencia podría ser especialmente útil en regiones petroleras mexicanas como Campeche y Tabasco, donde existen formaciones geológicas similares.
“Pemex se queda muy atrás en la carrera tecnológica de exploración porque durante años subcontrata la interpretación sísmica y no desarrolla capacidades propias”, afirma.
¿Quién pondrá el dinero?
A pesar del potencial tecnológico, expertos coinciden en que el principal desafío de esta alianza que pueda beneficiar a Pemex, es financiero. Oscar Ocampo, director de Desarrollo Económico del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), considera que la experiencia de Petrobras en aguas profundas puede generar sinergias importantes para México, pero advierte que la viabilidad de cualquier proyecto dependerá de la estructura de inversión.
“La parte positiva es que Petrobras tiene experiencia donde Pemex carece de ella. La otra cara es con qué dinero se desarrollan estos proyectos”, señala.
Ocampo explica que los proyectos de aguas profundas requieren inversiones multimillonarias y periodos largos de maduración, por lo que no está claro si los nuevos esquemas de inversión promovidos por Pemex son suficientemente atractivos para asumir esos riesgos.
“No me queda claro bajo qué esquema están pensando esta alianza. Las asignaciones mixtas funcionan mejor para proyectos de bajo riesgo, pero no necesariamente para aguas profundas”, sostiene.
El anuncio también coincide con la nueva estrategia planteada por el director general de Pemex, Juan Carlos Carpio, quien recientemente señaló que la empresa buscará fortalecer alianzas internacionales para mejorar la producción.
“La producción petrolera mexicana prácticamente ya llega a su techo. No hay proyectos dentro de la cartera de Pemex que permitan incrementar significativamente la producción”, afirma Gonzalo Monroy.
El especialista destaca que los proyectos con mayor potencial de crecimiento en México actualmente son desarrollados por empresas privadas, como Trion y Zama.
Ocampo coincide en que, si Pemex aspira a atraer compañías globales para proyectos complejos, deberá ofrecer mecanismos más competitivos frente a otros destinos de inversión en la región.
“México compite con Brasil, Guyana y Argentina por inversiones petroleras. Si buscas proyectos de mayor riesgo, necesitas esquemas más atractivos para los inversionistas”, advierte.
Hasta ahora, Pemex y Petrobras únicamente negocian un memorando de entendimiento enfocado en intercambio tecnológico, asistencia técnica y exploración de oportunidades conjuntas. Todavía no existe información sobre campos específicos, montos de inversión ni modelos de participación.
Monroy estima que incluso si la cooperación avanzara de inmediato y derivara en descubrimientos relevantes, los resultados productivos tardarían varios años en materializarse. “Si todo sale bien, la producción podría llegar hacia 2031 o 2032”, explica.
